Ответственные - fsk-ees.ru · Professional), член международной...

3

Ответственные исполнители

1. Руководитель проекта, научный руководитель направления «Строительно-технический, ценовой и технологический аудит», консультант проектов по технологическому перевооружению предприятий, осуществляемых SWISS RAIL (Швейцарской ассоциацией производителей оборудования). – Ким В.Н., Президент ЗАО «Ким и Партнеры», инженер-строитель, к.т.н., член Американской Национальной ассоциации строительных аудиторов (NACA), степени CCA (Certified Construction Auditor) и CCP (Construction Control Professional), член международной ассоциации TEGOVA, степень REV.

Образование и квалификация: - Ташкентский институт инженеров железнодорожного транспорта, промышленное и гражданское строительство, специальность - инженер-строитель. - Аспирантура ЦНИИСК им. Кучеренко. - Кандидат технических наук. - Московский государственный университет радиотехники, электроники и автоматики, курс «Безопасность строительства и строительный контроль».

2. Начальник отдела, Начальник управления технологического и ценового аудита,

Эксперт – Кондрахов М.Е., инженер-строитель, к.т.н., MBA, сертифицированный специалист в области строительного контроля. Образование и квалификация Московский Инженерно-Строительный Институт им. В.В. Куйбышева, промышленное и гражданское строительство, Инженер-строитель по специальности «Теория сооружений». Аспирантура ЦНИИСК им. Кучеренко. Кандидат технических наук. Московский государственный университет радиотехники, электроники и автоматики, курс «Безопасность строительства и строительный контроль». Курс Менеджмент в строительстве, Университет Висконсин-СТАУТ. Программа MBA Института бизнеса и экономики Академии народного хозяйства при Правительстве РФ и Калифорнийского государственного университета East Bay (Heyward), США; Магистр Делового Администрирования по специальности финансы (MBA/Finance); Тренинг PriceWaterhouseCoopers «Отчетность в области устойчивого развития». Сертификат нормативно-технической информационной базы NormaCS.

3. Зам. Генерального директора, Начальник отдела анализа проектных решений Управления технического и ценового аудита - Дёминов П.Д., инженер-строитель, к.т.н., доцент.

Образование и квалификация: - Московский Ордена Трудового Красного Знамени инженерно-строительный институт им. В.В. Куйбышева, промышленное и гражданское строительство, инженер-строитель. - Аспирантура МИСИ им. В.В. Куйбышева. - Кандидат технических наук. - Программа послевузовского образования City University, London, UK. - Сертификат нормативно-технической информационной базы NormaCS, сметное дело.

4

4. Руководитель проектов, эксперт в области технологического и ценового аудита - Муратов Н.А., инженер-строитель, оценщик, член международной ассоциации TEGOVA, степень REV, сертифицированный специалист в области строительного контроля.

Образование и квалификация: Московский Ордена Трудового Красного Знамени инженерно-строительный институт им. В.В. Куйбышева, промышленное и гражданское строительство, инженер-строитель.

5. Эксперт в области электроэнергетики - Кабайлов Д.Г.

Образование и квалификация: - Московский энергетический институт (Национальный исследовательский университет), Москва Ээф (иээ), Электрические станции., инженер электрик - Безопасность строительства и качество выполнения работ на особо опасных и технически сложных объектах капитального строительства. АНОДПО "Профобразование". - Работы по организации подготовки проектной документации, привлекаемым застройщиком или заказчиком на основании договора юридическим лицом или индивидуальным предпринимателем (генеральным проектировщиком). МГСУ. - Применение методики выбора и расчета жесткой ошиновки ОРУ 110-500 кВ. ООО НТЦ, г. Москва,

6. Руководитель сектора финансово-экономической экспертизы – Ким Е.В., инженер-строитель, член Американской Национальной ассоциации строительных аудиторов (NACA), степени CCA (Certified Construction Auditor) и CCP (Construction Control Professional), финансово-экономический судебный эксперт.

Образование и квалификация: - Московский Государственный Университет Путей Сообщения (МИИТ), инженер строитель по специальности промышленное и гражданское строительство; - Российская академия правосудия – финансово-экономическая судебная экспертиза;

7. Руководитель отдела бухгалтерского анализа - Титова А.В., инженер-строитель,

бухгалтер, сертифицированный специалист в области строительного контроля. Образование и квалификация:

- Московский инженерно-строительный институт, инженер-строитель, - Московский государственный университет радиотехники, электроники и автоматики, курс «Безопасность строительства и строительный контроль», 2009

8. Специалист автоматизации проведения строительного аудита - Виноградов Андрей Вениаминович, инженер-технолог, к.т.н.

Образование и квалификация: - Московское ордена Ленина и ордена Трудового Красного Знамени высшее техническое училище им. Н.Э.Баумана, инженер-системотехник.

5

- Кандидат технических наук. - Московская государственная технологическая академия, оценка предприятия (бизнеса). - Московским государственным университетом технологий и управления; оценка предприятия (бизнеса). - Российская академия правосудия, финансово-экономическая судебная экспертиза.

9. Специалист отдела технического аудита - Хакимова Л.В., инженер-строитель.

Образование и квалификация: Всесоюзный заочный инженерно-строительный институт, инженер-строитель по специальности «Водоснабжение и канализация».

6

Оглавление

Основные результаты и выводы по инвестиционному проекту ...................................9

1. Введение .......................................................................................................................10

2. Термины и определения ..............................................................................................11

3. Перечень основных нормативных правовых актов, являющихся основанием выполнения работ ........................................................................................................................12

4. Список сокращений .....................................................................................................13

5. Краткое описание проекта. .........................................................................................16

6. Анализ соответствия проекта, заложенного в инвестиционной программе, Стратегии развития Заказчика и электросетевого комплекса.................................................19

7. Сведения об основных разработчиках проекта ........................................................27

8. Анализ исходно-разрешительной и право устанавливающей документации. ......28

9. Технологический аудит...............................................................................................29

9.1 Оценка качества и полноты исходных данных, используемых для проектирования. .................................................................................................................29

9.2 Оценка обоснованности технологических решений. ...............................................29

9.2.1 Краткое описание объекта ..................................................................................29

9.3 Экспертно-инженерный анализ проектной документации ......................................30

9.4 Строительная часть. .....................................................................................................34

9.4.1 Основные технологические решения ................................................................34

9.4.2 Противопожарная безопасность ........................................................................37

9.4.3 Здание ЗРУ 10 кВ ................................................................................................40

9.4.4 Здание проходной................................................................................................40

9.4.5 Здание гаража ......................................................................................................41

9.4.6 Здание склада .......................................................................................................41

9.4.7 Дизель – генераторная установка (ДЭС)...........................................................42

9.4.8 Здание насосной №3(пожаротушения)..............................................................42

9.4.9 Здание поста противопожарного инвентаря .....................................................42

9.4.10 Здание насосной №1,№2 (I-го подъема) .........................................................43

7

9.5 Электротехнические решения.....................................................................................44

9.5.1 Решения по обеспечению электроэнергией электроприемников ...................44

9.5.2 Перечень мероприятий по заземлению и молниезащите ................................47

9.5.3 Молниезащита .....................................................................................................48

9.5.4 Изоляция...............................................................................................................48

9.5.5 Дополнительные и резервные источники электроэнергии .............................49

9.5.6 Блок КРУЭ 220 кВ. ..............................................................................................52

9.5.7 Блок КРУЭ 110 кВ. ..............................................................................................55

9.5.8 Блок ОПУ. ............................................................................................................56

9.5.9 Собственные нужды ПС .....................................................................................58

9.5.10 Система оперативного постоянного тока .......................................................59

9.5.11 Релейная защита ................................................................................................60

9.5.12 Противоаварийная автоматика.........................................................................66

9.5.13 АСУТП ...............................................................................................................72

9.5.14 АИИСКУЭ..........................................................................................................77

9.5.15 Сети связи ..........................................................................................................83

9.5.16 Комплекс технических средств охраны ..........................................................87

9.6 Оценка соответствия технологических (технических) решений и типовых схем подключения, соответствующих наилучшим доступным технологиям,технической политике Заказчика, действующим нормативно-техническим и отраслевым рекомендациям ...................................................................................................................88

9.7 Оценка наличия ограничений на используемые технологии. .................................88

9.8 Оценка необходимости привлечения дополнительных высококвалифицированных специалистов для реализации инвестиционного проекта. 89

9.9 Оценка необходимости использования дополнительного к проектному специфического специализированного оборудования...................................................89

9.10 Основные результаты и выводы по технологическому аудиту. Оценка возможности для оптимизации принятых технических решений.................................89

9.11. Идентификация основных технологических рисков инвестиционного проекта92

10. Ценовой аудит............................................................................................................94

8

10.1 Основные экономические данные по инвестиционному проекту ........................94

10.2 Анализ затрат на реализацию инвестиционного проекта ......................................95

10.2.1 Экспертная оценка затрат на реализацию инвестиционного проекта, стоимостных показателей инвестиционного проекта, сформированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства. .....................................95

10.2.2. Анализ стоимости проекта на всем протяжении их реализации (полные затраты) с учетом эксплуатационных расходов за период эксплуатации объекта....98

10.2.3.Анализ затрат на реализацию альтернативных технологических решений, выявленных по результатам экспертно-инженерного анализа....................................99

10.3 Основные результаты и выводы экспертной оценки стоимостных показателей капитальных затрат инвестиционного проекта.............................................................100

10.3.1 Экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства. ...................................100

10.3.2 Экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании проектной документации............................................................................101

10.4 Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта............................131

10.4.1 Расчет показателей экономической эффективности (NPV, 1RR или иные утвержденные критерии принятия инвестиционного проекта).................................131

10.4.2 Идентификация основных рисков инвестиционного проекта. ...................141

10.5 Основные результаты и выводы по ценовому аудиту..........................................146

Приложения....................................................................................................................148

Приложение 1 (схемы).....................................................................................................149

Приложение 2 (документы по земельным участкам) ...................................................165

Приложение 3 (документы СРО)....................................................................................167

Приложение 4 (справка по опыту по поддержке отечественного производителя) ...174

9

Основные результаты и выводы по инвестиционному проекту

По результатам проведенного ТЦА Исполнитель заключает, что примененные технические и технологические решения при реализации проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея » в целом эффективны.

Предоставленный на рассмотрение проект в целом соответствует технологическим нормам и правилам.

Замечания и предложения по результатам проведенного технологического аудита проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» приведены в разделе Отчета «Технологический аудит. Основные результаты и выводы по технологическому аудиту. Оценка возможности для оптимизации принятых технических решений» (п. 9.10 настоящего Экспертного Заключения).

Замечания и предложения по результатам проведенного ценового аудита проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» приведены в разделе Отчета «Основные результаты и выводы по ценовому аудиту (п. 10.5 настоящего Экспертного Заключения).

Ключевые риски, описанные в соответствующих разделах настоящего Экспертного Заключения, включают в том числе риски:

- Риск возможного недофинансирования реализации ИП (возникает при корректировке планов финансирования проектов);

- Риск влияния на итоговые финансово-экономические показатели ИП (NPV, IRR, PI) макроэкономических параметров;

- Риск возможного влияния на итоговые финансово-экономические показатели ИП роста закладываемых в инвестиционную модель на период эксплуатации операционных расходов;

- Валютный и системный риск, возникающий в части использования оборудования и материалов импортного производства влияния на финансово-экономические показатели ИП на период эксплуатации изменений макро- и микроэкономических условий.

10

1. Введение

Настоящий Отчет о проведения технологического и ценового аудита инвестиционного проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» разработан в рамках выполнения положений Постановления Правительства РФ от 30.04.2013 №382 "О проведении публичного технологического и ценового аудита крупных инвестиционных проектов с государственным участием и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", Федеральным Законом от 25.02.1999 г. № 39-ФЗ «Об инвестиционной деятельности в Российской Федерации, осуществляемой в форме капитальных вложений» с последующими изменениями и дополнениями.

Целью проведения технологического и ценового аудита инвестиционного проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» является осуществление внешнего контроля эффективности инвестиционного проекта, подтверждения правильности выбранной технологии, сроков реализации инвестиционного проекта и согласования финансирования для достижения соответствия лучшим отечественным и мировым технологиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом требований современных технологий производства, необходимых для функционирования объекта капитального строительства, а также для повышения эффективности использования инвестиционных средств, снижения стоимости и сокращения сроков строительства, повышения конкурентоспособности производства.

11

2. Термины и определения

Аудитор - независимая экспертная организация, осуществляющая технологический и ценовой аудит инвестиционных проектов.

Инвестиционный проект - перечень документации в отношении объекта (предполагаемого объекта) инвестиций инвестиционной программы, в том числе Паспорт объекта. Содержание инвестиционного проекта включает в себя: обоснование необходимости реализации проекта, описание целей проекта, обоснование экономической или иной целесообразности при выборе технических решений, необходимая проектно-сметная и иная документация (при наличии), разработанная в соответствии с законодательством Российской Федерации, в том числе нормативными актами органов исполнительной власти Российской Федерации, описание ресурсных и временных ограничений, критериев оценки результата проекта, сроков начала и завершения проекта, объема и сроков осуществления инвестиций в основной капитал.

Инвестиционная программа - совокупность всех намечаемых к реализации или реализуемых ОАО «ФСК ЕЭС» инвестиционных проектов, утвержденная Министерством энергетики Российской Федерации.

Заказчик - технический заказчик, инициатор инвестиционного проекта или уполномоченное им лицо, инициатор проведения публичного технологического и ценового аудита инвестиционного проекта.

Технологический аудит инвестиционного проекта - проведение экспертной оценки обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений по созданию объекта в рамках инвестиционного проекта, на их соответствие лучшим отечественным и мировым технологиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом требований современных технологий производства, необходимых для функционирования объекта инвестиций, а также эксплуатационных расходов в процессе жизненного цикла объекта в целях повышения эффективности использования инвестиционных средств, оптимизации стоимости и сроков строительства, повышения конкурентоспособности производства.

Ценовой аудит инвестиционного проекта - проведение экспертной оценки стоимости объекта инвестиций с учетом результатов публичного технологического аудита инвестиционного проекта.

12

3. Перечень основных нормативных правовых актов, являющихся основанием выполнения работ

Указ Президента Российской Федерации от 07.05.2012 № 596. «О долгосрочной государственной экономической политике».

Основные направления деятельности Правительства Российской Федерации на период до 2018 года, утвержденные Председателем Правительства Российской Федерации Д. Медведевым 31 января 2013 года.

o Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 № 511-р.

Постановление Правительства РФ от 30.04.2013 № 382 «О проведении публичного технологического и ценового аудита крупных инвестиционных проектов с государственным участием и о внесении изменений в некоторые акты правительства Российской Федерации».

«Директивы представителям интересов Российской Федерации для участия в заседаниях советов директоров (наблюдательных советов) открытых акционерных обществ, включенных в перечень, утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 23.01.2003 № 91-р, согласно приложению», утвержденные Первым заместителем Председателя Правительства Российской Федерации И. Шуваловым от 30.05.2013 №2988-П13.

13

4. Список сокращений

Аббревиатура

сокращения

Определение (понятие, наименование) сокращения

АСУ ТП Автоматизированная система управления

технологическим процессом

АСУД Автоматизированная система управления и

диспетчеризации

АУПС Автоматическая установка пожарной сигнализации

АУПТ Автоматическая установка пожаротушения

БДДС Бюджет движения денежных средств

БДР Бюджет доходов и расходов

БОА Блок отключающей арматуры

БТ Блочный трансформатор

БЩУ Блочный щит управления

ВЛ Воздушная линия электропередачи

ВОЛС Волоконно-оптическая линия связи

ГК Главный корпус

ГПМ Грузоподъемный механизм

ДГП Договор генерального подряда

ДК Делитель канальный

ДПНСИ Движение потоков наличности субъектов инвестиций

ИК Инжиниринговая компания

ИП Инвестиционный проект

ИРД Исходно-разрешительная документация

ИСУП Информационные системы управления проектами

КИСУ Корпоративные информационные системы управления

14




КИУМ Коэффициент использования установленной мощности

КМ Конструкции металлические

КМД Конструкции металлические деталировочные

КРУЭ Комплектное распределительное устройство с

элегазовой изоляцией

КСУП Корпоративный стандарт управления проектами

КТ Кабельный тоннель

МТР Материально-технические ресурсы

МЧ Монтажные чертежи

НДС Налог на добавленную стоимость

НТД Нормативно-техническая документация

ОДУ Объединенное диспетчерское управление

ОЗП Огнезащитное покрытие

ОРУ Открытое распределительное устройство

ПД Проектная документация

ПТК Программно-технический комплекс

РД Руководящий документ

РДУ Региональное диспетчерское управление

РУСН Распределительное устройство собственных нужд

СанПиН Санитарно-эпидемиологические нормы и правила

СБ Сборочные чертежи

СМР Строительно-монтажные работы

СНиП Строительные нормы и правила

СОЕВ Система обеспечения единого времени

СП Свод правил

15




СРО Саморегулируемая организация

ССР Сводный сметный расчет

СТОИР Системы технического обслуживания и ремонта

ТЗ Техническое задание

КЗ Токи короткого замыкания

ТМиС Система телемеханики и связи

ТЦА Технологический и ценовой аудит

ТЭО Технико-экономическое обоснование

УАТС Учрежденческая автоматическая телефонная станция

УРОВ Устройство резервирования отказа выключателя

16

5. Краткое описание проекта.

По своему функциональному назначению ПС 220 кВ Ермак является объектом

производственного назначения, осуществляющим прием, преобразование, распределение,

передачу электроэнергии, и представляет собой совокупность силового, коммутационного

и измерительного оборудования, объединенного электрической схемой.

Место расположения объекта: Российская Федерация, Тазовский район Ямало-

Ненецкого автономного округа на территории Западно-Заполярного месторождения

ОАО «Сибнефтегаз» в 1100 метрах северо-восточней от проектируемой НПС № 2. Земли

сельскохозяйственных назначений.

Площадь земельного участка для строительства объекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС-Мангазея» 42 га.

Инвестиционный проект состоит из двух частей.

Часть 1:

ПС 220 кВ Ермак

Часть 2:

Две одноцепные линии ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак, ВЛ 220 кВ Ермак -Мангазея;

ВОЛС на выше указанных ВЛ 220 кВ.

Начальным пунктом проектируемой ВЛ 220 кВ является участок существующей ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея (1 цепь) в районе опоры №212А, расположенный в

Пуровском районе Ямало-Нененецкого автономного округа. Конечным пунктом является

приемный портал 220 кВ вновь проектируемой ПС 220 кВ Ермак в районе вахтового поселка Новозаполярный.

Выбор трассы произведен на основании СТО 56947007-29.240.65.016-2008 «Нормы

технологического проектирования воздушных линий электропередач напряжением 35-750 кВ» п.2.4 (трасса приближена к существующей дороге и к нефтепроводу).

Началом проектируемой ВЛ является участок существующей ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея (1 цепь) в районе опоры №218А разрезаемый для шлейфового захода на ПС 220 кВ Ермак.

Две одноцепные проектируемые линии, параллельно идущие на расстоянии 50 метров друг от друга, проходят с правой стороны автодороги п.Уренгой - пос. Новозаполярный, и на расстоянии более 1000 метров параллельно проектируемому нефтепроводу «Заполярье – Пур-Пе» по территории Пуровского и Тазовского районов Ямало-Ненецкого автономного округа.

Длина ВЛ составляет 80405.9 м и 80214.3 м, при 36 углах.

Основная трасса ВЛ 220 кВ проходит параллельно существующей дороге на расстоянии 2000 метров и пролегает в непосредственной близости от населенного пункта Новозаполярный пересекая проектируемую трубопроводную систему «Ямал». Проходя по месторождениям:

17

Северо-Часельскому, Заполярному и Западно-заполярному с которыми имеются согласование прохождения проектируемых ВЛ 220 кВ.

На ПС 220 Енисей размещаются следующие сооружения:

- контрольно-пропускной пункт (КПП);

- комплектное распределительное устройство элегазовое (КРУЭ;

- ремонтно-производственная база (РПБ);

- насосная станция пожаротушения;

- закрытое распределительное устройство (ЗРУ) ;

- холодный склад;

- дизельная электростанция (ДЭС);

- маслоприемник;

- очистные сооружения замасленных стоков;

- станция глубокой очистки хоз-бытовых сточных вод;

- канализационная насосная станция;

- насосная станция I-ого подъема;

- пост для хранения противопожарного инвентаря;

- автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110/0,4-ХЛ1, 125000 кВА (2 шт);

- трансформатор 110 кВ, типа ТРДН-40000/110/10–ХЛ1, 40000 кВА (2 шт);

- управляемый шунтирующий реактор, типа РТУ-63000/220 УХЛ1, 63 Мвар (2 шт).

- РУ 220 кВ

- РУ 110 кВ

- ЗРУ 10 кВ СН

- ЗРУ 10 кВ

- ЗРУ 10 кВ УШР

18

Стиуационный план ПС 220 кВ Ермак

19

6. Анализ соответствия проекта, заложенного в инвестиционной программе, Стратегии развития Заказчика и электросетевого

комплекса.

С учетом имеющихся региональных оценок развития экономики субъектов Федерации Сибирского федерального округа, получаемой оперативной информации о происходящих изменениях в экономике СФО, необходимой для своевременного выявления тенденций и системного анализа, прогнозируются сценарии уровней спроса на электроэнергию на период до 2020 г. по ОЭС Сибири в целом и входящем в нее региональным энергосистемам.

Для прогнозирования потребности в электроэнергии использовалось два метода оценки:

метод статической экстраполяции, основанный на объективно существующей инерционности процессов роста электропотребления, что обуславливает возможность распространения на перспективу закономерностей роста на основе ретроспективы (наиболее достоверно на ближайшую перспективу до 5-7лет).

метод прямого счета, основанный на гипотезе развития секторов экономики по намеченным объемам выпуска продукции и перспективным удельным расходам энергии ( применим на 10-15 лет).

Для обеспечения эффективного использования инвестиционных и топливно-энергетических ресурсов Сибири в показателях спроса на электроэнергию учтены следующие факторы:

изменение структуры между основными отраслями промышленности и внутренней структуры в профилирующих отраслях промышленности за счет ввода новых производств и увеличения грузооборота на транспорте с учетом прогнозных заявок сбытовых компаний, администраций субъектов Федерации и крупных потребителей, выведенных на оптовый рынок электроэнергии и мощности;

перспективы внедрения электротехнологии в промышленности и на транспорте;

возможности электрификации тепловых процессов;

структурные сдвиги и перспективы электрификации тепловых процессов в сельскохозяйственном производстве;

рост электропотребления в коммунально-бытовой сфере, обусловленный повышением уровня

20

Организационно-экономический механизм формирования инвестиционной программы электросетевых предприятий.

21

Прогноз электропотребления по региональным энергосистемам с выделением узлов основной электрической сети крупных потребителей, а также крупных .Территориальное распределение электропотребления по зоне ОЭС Сибири на период до 2020 г. (млрд. кВ.ч)

22

Динамика потребления ОЭС Сибири на перспективу до 2020 года.

23

К 2020 году предполагается рост спроса на электрическую энергию на 96,3 млрд. кВт.ч и мощностью на 13 770 МВт.

24

Внешние связи ОЭС Сибири на 2020 год.

25

Развитие сети 220 кВ в Красноярской ЭС. Базовый вариант

26

Объем инвестиций для развития электрической сети 220 кВ и выше ОЭС Сибири за 2006-2020 годы.

27

7. Сведения об основных разработчиках проекта

Главным подрядчиком на разработку основных технических решений, проектной документации, рабочей документации и технической части конкурсной документации по титулу «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» является ООО «УралСофтПроект».

Группа компаний «УралСофт» включает в себя Закрытое акционерное общество Институт проектирования и инноваций «УралСофт» и Общество с ограниченной ответственностью «УралСофтПроект».

На сегодняшний день Группа компаний «УралСофт» имеет обширный перечень реализованных проектов, подтвержденных положительными заключениями экспертиз и отзывами Заказчиков. География деятельности Группы компаний «УралСофт» охватывает всю территорию России: Центральный, Южный, Северо-Западный, Дальневосточный, Сибирский, Уральский и Приволжский округа.

Более 12 лет Группа компаний «УралСофт» успешно реализовывает проекты любой сложности на всей территории Российской Федерации, подтвержденные положительными заключениями экспертиз и отзывами Заказчиков.

Послужной список ООО «УралСофтПроект» обширен. Среди последних наиболее значимых объектов проектирования:

ПС 220 кВ Аврора. Замена трансформаторов напряжения 220 кВ.

ПС 220 кВ Уренгой. Замена зарядно-подзарядных агрегатов типа ВАЗП.

ПС 220 кВ Прогресс и ПС 220 кВ Лас-Еганская. Реконструкция ОРУ 110 кВ.

Расширение ОРУ 220 кВ Приморской ГРЭС и ПС 220кВ Лесозаводск (НПС-38).

Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500кВ Хехцир-2 и Приморской ГРЭС (НПС-36).

Расширение ОРУ 220кВ ПС 500 кВ Дальневосточная.

ВЛ 220кВ ПС 500кВ Хехцир-2 – НПС № 36 – Приморская ГРЭС – 242 км.

Приморская ГРЭС - НПС №38 – 111 км.

ВЛ 220кВ ПС 220кВ Лесозаводск - НПС №38 – 62 км.

ВЛ 220кВ ПС 500кВ Дальневосточная - НПС №40 – 41 км.

ВЛ 220кВ ПС 500кВ Дальневосточная - НПС №41– 48 км.

ВЛ 220кВ ПС 500кВ НПС №40 - НПС №41 – 62 км.

Мухинская-тяга – Чалганы-тяга с отпайкой на ПС 220 кВ НПС №24 – 2 км.

Копии СРО представлены в приложении.

28

8. Анализ исходно-разрешительной и право устанавливающей документации.

8.1 Градостроительный план

- Распоряжение об утверждении градостроительного плана земельного участка для строительства объекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» №2029-р от 24 декабря 2012 г. Утвержден градостроительный план земельного участка для строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» площадью 541, 6190га.

- Градостроительный план земельного участка № RU-89504105-206, площадью 541, 6190 га участок расположен по направлению на восток параллельно автомобильной дороге «п.Уренгой – п.Новозаполярный». ЯНАО, Тазовский район.

- Градостроительный план земельного участка № RU-89500012-578, площадью 371 га участок расположен по направлению на восток параллельно автомобильной дороге «п.Уренгой – п.Новозаполярный». ЯНАО, Пуровский район.

Копии градостроительных планов земельных участков предоставлены в приложении.

8.2 Подряд

- Договор № 592-2012/ФСК/УСП/ПИР от 28.04.2012 года на разработку проектной и рабочей документации по титулу «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» заключенный между ОАО «ФСК ЕЭС» и ООО «УралСофтПроект». Подрядчик обязуется выполнить комплекс работ по Объекту. Стоимость работ включая НДС составляет 96 938 116,19 рублей.

- Договор № 0477Д-14/ОГЭ -3641 от 24 сентября 2014 года на выполнение экспертных работ заключенный между ОАО «ФСК ЕЭС» и ФАУ «Главгосэкспертиза России». Исполнитель обязуется провести по заданию Заказчика повторную государственную экспертизу проектной документации. Стоимость работ составляет 954 681,09 руб.

Основные выводы по разделу

Замечаний по представленной исходно-разрешительной документации нет.

Ключевые текущие исполнители по проекту являются квалифицированными профессиональными организациями. Замечаний по выбору основных исполнителей по проекту нет.

29

9. Технологический аудит.

9.1 Оценка качества и полноты исходных данных, используемых для проектирования.

Исходно-разрешительная документация соответствует требованиям ПП РФ № 87 от 16.02.2008г. В проекте представлены основные исходные данные, достаточные для проектирования объекта. В том числе:

задание на проектирование отчетная документация по результатам инженерных изысканий: градостроительный план земельного участка.

Проектная документация по объекту: «ПС 2 20 к В Ермак с заходом цепи В Л 2 20 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» выполнена на основании следующих документов:

договора № 592-2012/ФСК/УСП/ПИР от 28.04.2012 г. на разработку проектной документации по титулу «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея»;

технического задания на проектирование по титулу «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея», утвержденного первым заместителем генерального директора – главным инженером филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири Д.А.Водениковым от 2011 г;

протокола совещания у заместителя генерального директора – директора по инвестиционной деятельности филиала ОАО «ЦИУС ЕЭС» - ЦИУС Западной Сибири В.В.Конишеского по вопросам строительства электросетевых объектов от 5.12.2012 г;

инженерно-геодезических изысканий.

Основные технические решения приняты в соответствии с требованиями действующих руководящих и нормативных документов по проектированию.

В проекте представлены основные исходные данные, достаточные для проектирования объекта.

9.2 Оценка обоснованности технологических решений.

9.2.1 Краткое описание объекта

В административном отношении объект ПС 220 кВ Ермак располагается на территории Тюменской области Ямало-Ненецкого автономного округа, в Тазовском районе.

Подключение ПС 220 кВ Ермак осуществляется: заходом одной цепи заканчивающейся в 2012 году строительством ВЛ 220 кВ

Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 и 2 цепи;

30

строительством ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак.

9.3 Экспертно-инженерный анализ проектной документации

Объект «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС –

Мангазея» расположен в Российской Федерации, Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа.

Для электроснабжения НПС-2 нефтепровода Заполярье – Пурпе (трубопроводная система Заполярье – Пурпе и Пурпе – Самотлор) принято решение о строительстве ПС 220 кВ Ермак.

Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея предназначены для внешнего электроснабжения «Заполярье – Пурпе».

Подключение ПС 220 кВ Ермак осуществляется:

заходом одной цепи заканчивающейся в 2012 году строительством ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 и 2 цепи;

строительством ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак.


В основной объем строительства входят следующие объекты:

две одноцепные линии ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак, ВЛ 220 кВ Ермак -Мангазея;


ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 и 2 цепи является одновременно питающими ВЛ для Ванкорского месторождения нефти в Красноярском крае и элементом схемы выдачи мощности включаемого в работу энергоблока 450 МВт ПГУ Уренгойской ГРЭС.

В настоящее время для электроснабжения Ванкорского месторождения нефти используется изолированно работающая Ванкорская ГТЭС, которая в 2013 году через ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 и 2 цепи объединится с энергосистемой Тюменской области.

В соответствии с заданием на проектирование к РУ 220 кВ подключаются следующие присоединения:

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС-Ермак; ВЛ 220 кВ Ермак-Мангазея; ВЛ 220 кВ Ермак-Исконная; 2 резервных укомплектованных ячейки предусмотренных для подключения ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская 1, 2 цепь ; 2 резервные ячейки 220 кВ.


ВЛ-110 кВ Русское Месторождение Iц; ВЛ-110 кВ Русское Месторождение IIц; 4 резервные ячейки 110 кВ.

31


ПС-2 35 кВ Ермак 1,2 цепь. В соответствии с заданием на проектирование к РУ 10 кВ подключаются следующие присоединения:

НПС-2 1, 2 цепь; Роспан; 4 резервные ячейки.

На участке размещаются следующие сооружения:

Здание проходной a=17,88м, b=10,08 м, S=180,23 м²;

Здание комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ) a=97,56 м, b=18,82 м, a1=91,39 м, b1=12,82 м, S=145,248 м²;

здание гаража a=77,05 м, b=15,76 м, S=1214,308 м²;

здание насосной №3 (пожаротушения) a=18,55 м, b=18,9 м, S=350,68 м²;

здание закрытого распределительного устройства (ЗРУ) a=11,25 м, b=6,75 м, S=75,93 м²;

здание склада a=12,64 м, b=6,44 м, S=81,4 м²

дизельная электростанция (ДЭС) a=9,2 м, b=3,4 м, S=31,28 м²

маслосборник (V=100м³) a=12 м, b=3,3 м, S=39.6 м²

очистное сооружение замасленных стоков a=5 м, b=2,5 м, S=12,5 м²

очистное сооружение a=6 м, b=2,4 м, S=14,4 м²;

канализационная насосная станция d=2м, 3,3 м³/сут;

здание насосной № 1, № 2 (I-ого подъема) a=3,2 м, b=3,2 м, S=10,24 м²;

пост для противопожарного инвентаря a=2,2 м, b=2,2 м, S=4,84 м²;

автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110/0,4-ХЛ1, 125000 кВА (2 шт);

трансформатор 110 кВ, типа ТРДН-40000/110/10–ХЛ1, 40000 кВА (2 шт);

управляемый шунтирующий реактор, типа РТУ-63000/220 УХЛ1, 63 Мвар (2 шт)

а- длина здания , b-ширина здания, S- площадь здания.

РУ 220 кВ

выключатель элегазовый Uн=220 кВ, Iн=1000 А, Iоткл=31,5 кА, Iдин.=80 кА (12 шт);

трансформатор тока с Uн=220 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1, кл. точн. 0,2S/10Р/10Р/0,2/10Р/10Р (12 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=220 кВ, Iн=1000А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом, с двумя комплектами заземляющих ножей, ХЛ1 (11 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=220 кВ, Iн=1000А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом, с одним комплектом заземляющих ножей, ХЛ1 (24 шт);

ограничитель перенапряжения нелинейный 220 кВ (21 шт);

32

трансформатор напряжения Uн=220 кВ емкостного типа с четырьмя вторичными обмотками классов точности 0,2/0,5/3Р (2 шт).

РУ 110 кВ


трансформатор тока Uн=110 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1 кл. точн. 0,2S/0,2/10Р/10Р/10Р/10Р (6 шт);

трансформатор тока с масляной изоляцией Uн=110 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1, кл. точн. 0,2S/10Р/10Р/0,2/10Р/10Р (1 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=110 кВ, Iн=1600А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом с двумя комплектами заземляющих ножей, ХЛ1 (6 шт);

разъединитель трехполюсный горизонтально-поворотный Uн=110 кВ, Iн=1600А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом с одним комплектами заземляющих ножей, ХЛ1 (2 шт);



трансформатор напряжения Uн=110 кВ емкостного типа с четырьмя вторичными обмотками кл. точн.3110 /30,1/30,10,1, ХЛ1 (2 шт).

ЗРУ 10 кВ СН

выключатель вакуумный Uн=10 кВ, Iн=4000 А, Iоткл=31,5 кА (3 шт);

выключатель вакуумный Uн=10 кВ, Iн=630 А, Iоткл=20 кА (6 шт);

трансформатор напряжения антирезонансный Uн=10 кВ, с четырьмя вторичными обмотками кл. точн.3100/30,1 /30,1 ,01; Кл.точн.0,5/0,5/3Р (4 шт);

трансформатор тока Uн=10 кВ, 75/1 А, Кт=0,5S/0,5/10Р (4 шт);



трансформатор тока Uн=10 кВ, 3000/1 А, Кт=0,5S/0,5/10Р/10Р (2 шт);

трансформатор собственных нужд мощностью 630 кВА, напряжением 10/0,4 кВ (3 шт);

ограничитель перенапряжения нелинейный 10 кВ (30 шт).

ЗРУ 10 кВ







33






ЗРУ 10 кВ УШР





протяжённость внутреннего ограждения – 281 м;

протяжённость внешнего ограждения – 876,4 м;

протяжённость кабельных лотков – 1712,5 м;

мачта молниезащиты – 6 шт;

сети хозяйственного питьевого водопровода – 280 м;

сети противопожарного водопровода – 555 м;

сети хоз-бытовой канализации – 380 м;

канализация условно-чистых вод – 50 м;

сети маслоотводов – 150 м;

внутриплощадочные дороги, проезды и площадки – 7816,8 м2;

дорожка пешеходная (тропа обхода) – 671,24 м;

подъездная автодорога – 1511,8 м;

сети электроосвещение подстанции – 868 м.

Начальным пунктом проектируемой ВЛ 220 кВ является участок существующей

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея (1 цепь) в районе опоры № 212А, расположенный в Пуровском районе Ямало-Нененецкого автономного округа. Конечным пунктом является приемный портал 220 кВ вновь проектируемой ПС 220 кВ Ермак в районе вахтового поселка Новозаполярный.


В основной объем строительства входят следующие объекты:

две одноцепные линии ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак, ВЛ 220 кВ Ермак -Мангазея;


Начальным пунктом проектируемой ВЛ 220 кВ является участок существующей ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея (1 цепь) в районе опоры №212А, расположенный в Пуровском районе Ямало-Нененецкого автономного округа. Конечным

34

пунктом является приемный портал 220 кВ вновь проектируемой ПС 220 кВ Ермак в районе вахтового поселка Новозаполярный.

В административном отношении заходы ВЛ 220 кВ проходят по территории Ямало-Нененецкого автономного округа Пуровского и Тазовского района. Протяженность воздушной линии составляют в две одноцепные линии 80405,9 м и 80214,3 м. соответственно.

9.4 Строительная часть.

По своему функциональному назначению ПС 220 кВ Ермак является объектом производственного назначения, осуществляющим прием, преобразование, распределение, передачу электроэнергии, и представляет собой совокупность силового, коммутационного и измерительного оборудования, объединенного электрической схемой.

Технологическая часть проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» разработана для общеподстанционного пункта управления (ОПУ) и для ремонтно-производственной базы (РПБ) и содержит сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений.

Технологическая часть проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» выполнена в объеме пояснительной записки и планов расположения технологического оборудования.

Технологическая часть выполнена для создания технического подразделения в целях улучшения организации и повышения качества технического обслуживания и ремонта основных производственных фондов «ПС 220 кВ Ермак» применяя прогрессивные технологические процессы, современное технологическое оборудование и механизированный инструмент, обеспечивающий повышение технического уровня.

Необходимость в ресурсах для технологических нужд отсутствует.

Проектируемый объект не выполняет операции по переработке сырья, дополнительных материалов не требуется.

Согласно СТО 56947007-29.240.10.028-2009 в здании КРУЭ проектом предусматриваются две кран-балки, грузоподъёмностью по 5 т, в залах КРУЭ. Согласно ОНТП-01-91, в здании РПБ – одна таль электрическая, грузоподъёмностью 5 т в помещении ремонтного бокса.

Проектируемый объект не выполняет операции по производству продукции.

9.4.1 Основные технологические решения Проектируемый ОПУ входит в состав здания КРУЭ и выполнен в составе:

− зал КРУЭ 220 кВ с венткамерой;

− зал КРУЭ 110 кВ с венткамерой;

− помещение для хранения баллонов с элегазом;

− помещения трансформаторов собственных нужд;

− помещение ЩТП, ЩСН;

− помещение панелей РЗА;

35

− помещение АРМ операторной;

− помещение связи;

− помещение службы РЗА;

− помещение АРМ АСУ ТП;

− помещение ЗРУ 10 кВ СН;

− помещение ЗРУ 10 кВ УШР;

− кладовая ЗИП;

− помещение АБ1;

− помещение АБ2;

− помещение для обслуживания АБ;

− тамбур помещения АБ1 и АБ2;

− венткамера для помещений АБ;

− электролаборатория;

− конференц-зал;

− кабинет начальника подстанции;

− кабинет;

− помещение ремонтного персонала;

− бытовые и санитарногигиенические помещения;

− служебное помещение;

− коридоры;

− входы с тамбурами.

Проектируемая РПБ выполнена в составе:

− гараж;

− ремонтный бокс на две машины;

− ремонтная мастерская;

− склад для оборудования;

− помещение хранения отработанных масел;

− гардероб, комнаты отдыха, комната персонала;

− комната психологической разгрузки;

− бытовые и санитарно-гигиенические помещения;

− сварочный пост;

− склад оборудования;

− технические помещения;

− электрощитовая;

− помещения вентиляционных камер.

Гараж предназначен для хранения и обслуживания следующей техники:

Для обслуживания ВЛ:

36

− внедорожник для оперативно-выездной бригады;

− вездеход гусеничный двухзвенный ТТМ 4901 «Руслан» - 2шт;

− вездеход пневмоколёсный 6х6 ТРЭКОЛ-39294 – 3шт;

− автогидроподъёмник на базе автомобиля КАМАЗ;

− трал с тягачом.

Для обслуживания ПС:

− трактор МТЗ-82 с ковшом и снегоуборочным навесным оборудованием;

− погрузчик МКСМ-800;

− передвижная ЛВИ на базе КАМАЗ;

− гидроподъемник типа Snorkel TL-39.

В помещениях гаража и ремонтного бокса предусмотрены колесоотбойные устройства вдоль стен и у колонн. Наряду с автоматическими стационарными установками пожаротушения, помещения гаража и ремонтного бокса оборудовано первичными средствами пожаротушения.

Первичные средства пожаротушения установлены на видном месте вблизи от выходов из помещений гаража и ремонтного бокса на высоте 1,5 м на пожарных щитах.

В РПБ запроектирован ремонтный бокс на два грузовых автомобиля (а/м) со смотровой ямой и четырехстоечным подъемником для грузового а/м. Длина рабочей зоны смотровой ямы выполнена с учетом габаритной длины подвижного состава и исходя из типовых проектов.

Глубина смотровой ямы должна обеспечивать свободный доступ к агрегатам, узлам и деталям, расположенным снизу подвижного состава и составляет 1,2 м, ширина 1,1 м. На въездной части смотровой ямы предусмотрен рассекатель высотой 0,15 - 0,20 м.

Для выполнения отдельных видов работ по ТОиР подвижного состава предусмотрены отдельные помещения для выполнения следующих групп работ:

− ремонтная мастерская;

− сварочный пост;

− ремонтный бокс.

Для хранения запасных частей, инструментов и материалов предусмотрен склад для оборудования.

Для обеспечения производств сжатым воздухом предусмотрен передвижной гаражный компрессор производительностью – 1 м³/мин.

Потребителями сжатого воздуха в ремонтной зоне являются:

− передвижное оборудование подкачки шин 0,3 м³/мин;

− ручной пневмоинструмент 0,45 м³/мин;

− гайковерт 0,18 м³/мин;

− шлифовальная машинка 0,2 м³/мин;

− пистолет для обдува 0,25 м³/мин.

Для сбора моторных и трансмиссионных масел для грузового автотранспорта в помещении здания установлена передвижная система, а хранения отработанных масел предусмотрено в отдельном помещении у наружной стены с выходом на улицу. Хранение

37

масла - в герметичных резервуарах емкостью 1м³, рабочий - один резервуар, два - резервных.

9.4.2 Противопожарная безопасность Противопожарная безопасность зданий КРУЭ и РПБ обеспечивается

общеподстанционной системой пожарной безопасности и разработана в разделе П2200917-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ПБ «Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности»

Для тушения пожара в производственном корпусе предусмотрены автоматическое пожаротушение, пожарные щиты ЩП-В имеют в комплекте один огнетушитель ОП-10, лом, ведро, асбестовое полотно, лопату штыковую, лопату совковую и ящик с песком объемом 0,5 м³.

Технико-экономические показатели проектируемых объектов

Технико-экономические показатели трансформаторной подстанции приведены в таблице 6:

Таблица 1. Технико-экономические показатели трансформаторной подстанции

На участке размещаются следующие сооружения:

Здание проходной a=17,88м, b=10,08 м, S=180,23 м²;

Здание комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ) a=97,56 м, b=18,82 м, a1=91,39 м, b1=12,82 м, S=145,248 м²;

здание гаража a=77,05 м, b=15,76 м, S=1214,308 м²;

здание насосной №3 (пожаротушения) a=18,55 м, b=18,9 м, S=350,68 м²;

здание закрытого распределительного устройства (ЗРУ) a=11,25 м, b=6,75 м, S=75,93 м²;

здание склада a=12,64 м, b=6,44 м, S=81,4 м²

дизельная электростанция (ДЭС) a=9,2 м, b=3,4 м, S=31,28 м²

маслосборник (V=100м³) a=12 м, b=3,3 м, S=39.6 м²

очистное сооружение замасленных стоков a=5 м, b=2,5 м, S=12,5 м²

очистное сооружение a=6 м, b=2,4 м, S=14,4 м²;

38

канализационная насосная станция d=2м, 3,3 м³/сут;

здание насосной № 1, № 2 (I-ого подъема) a=3,2 м, b=3,2 м, S=10,24 м²;

пост для противопожарного инвентаря a=2,2 м, b=2,2 м, S=4,84 м²;

автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110/0,4-ХЛ1, 125000 кВА (2 шт);

трансформатор 110 кВ, типа ТРДН-40000/110/10–ХЛ1, 40000 кВА (2 шт);

управляемый шунтирующий реактор, типа РТУ-63000/220 УХЛ1, 63 Мвар (2шт) а- длина здания , b-ширина здания, S- площадь здания.

РУ 220 кВ


трансформатор тока с Uн=220 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1, кл. точн. 0,2S/10Р/10Р/0,2/10Р/10Р (12 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=220 кВ, Iн=1000А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом, с двумя комплектами заземляющих ножей, ХЛ1 (11 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=220 кВ, Iн=1000А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом, с одним комплектом заземляющих ножей, ХЛ1 (24 шт);


трансформатор напряжения Uн=220 кВ емкостного типа с четырьмя вторичными обмотками классов точности 0,2/0,5/3Р (2 шт).

РУ 110 кВ


трансформатор тока Uн=110 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1 кл. точн. 0,2S/0,2/10Р/10Р/10Р/10Р (6 шт);

трансформатор тока с масляной изоляцией Uн=110 кВ, с номинальным током 1000-500-250/1, кл. точн. 0,2S/10Р/10Р/0,2/10Р/10Р (1 шт);

разъединитель трехполюсный Uн=110 кВ, Iн=1600А, Iтерм.=31,5 кА, Iдин.=80 кА, с двигательным приводом с двумя комплектами заземляющих ножей, ХЛ1 (6 шт);




трансформатор напряжения Uн=110 кВ емкостного типа с четырьмя вторичными обмотками кл. точн.3110 /30,1/30,10,1, ХЛ1 (2 шт).

39

ЗРУ 10 кВ СН








трансформатор собственных нужд мощностью 630 кВА, напряжением 10/0,4 кВ (3 шт);


ЗРУ 10 кВ












ЗРУ 10 кВ УШР





протяжённость внутреннего ограждения – 281 м;

протяжённость внешнего ограждения – 876,4 м;

протяжённость кабельных лотков – 1712,5 м;

мачта молниезащиты – 6 шт;

сети хозяйственного питьевого водопровода – 280 м;

сети противопожарного водопровода – 555 м;

40

сети хоз-бытовой канализации – 380 м;

канализация условно-чистых вод – 50 м;

сети маслоотводов – 150 м;

внутриплощадочные дороги, проезды и площадки – 7816,8 м2;

дорожка пешеходная (тропа обхода) – 671,24 м;

подъездная автодорога – 1511,8 м;

сети электроосвещение подстанции – 868 м.

9.4.3 Здание ЗРУ 10 кВ Здание модульное из 7 блоков заводской поставки, состоящее из 16 шкафов

комплектного распределительного устройства, панели автоматики обогрева модульного здания, панели ввода питания оперативных шинок и РУ-0,4 кВ

Энергоснабжение здания ЗРУ 10 выполнено по II категории надежности электроснабжения от собственного РУ-0,4 кВ.

В здании ЗРУ 10 кВ предусмотрено электроснабжение следующих электропотребителей:

- рабочее освещение, выполненное светодиодными светильниками;

- отопление и вентиляция.

В здании ЗРУ предусмотрены кабельные конструкции для прокладки силовых и контрольных кабелей.

9.4.4 Здание проходной Питание электроприемников проектируемого здания проходной предусмотрено от

КТП 10/0,4 кВ мощностью 2х630 кВА ( хоз.нужд). Расчетная проектируемая нагрузка Рр = 34,8 кВт. Энергоснабжение здания проходной выполнено по I категории надежности электроснабжения.

Раздел проекта «Система электроснабжения» предусматривает:

- наружное электроосвещение;

- внутреннее электроосвещение здания проходной (рабочее, аварийное);

- заземление;

- электроснабжение электроотопления, проточного электроводонагревателя.

Для приема и распределения электроэнергии установлено вводно- распределительное устройство с АВР (ВРУ) в помещении электрощитовой. Прием электроэнергии осуществляется по двум вводам кабелями ВБШвнг 5х50 мм², запитанных от различных секций шин КТП.

От распределительной панели ВРУ запитаны распределительные щитки ЩО, ЩАО, ЩР, и ящики управления освещением ЯУО-1, ЯУО-2, ЯУО-3, ЯУО-4 расположенные в электрощитовой.

Отопление здания осуществляется от конвекторов общей мощностью 20,5 кВт.

41

Управление конвекторами предусмотрено встроенными терморегуляторами. Для включения/отключения отопления на передней панели щитка ЩР установлены кнопки «Вкл. отопление» и «Откл. отопление».

Проводка выполнена кабелем ВВГнг-LS за потолком типа «Армстронг» (группа горючести Г1) и за перегородками из ГКЛ ( негорючий материал ).

Проектируемое электрооборудование выбрано и размещено в соответствии с климатическим исполнением УХЛ1 и УХЛ4.

9.4.5 Здание гаража Питание электроприемников проектируемого здания гаража предусмотрено от

КТП 10/0,4 кВ. Расчетная проектируемая нагрузка Рр = 504,3 кВт. Энергоснабжение здания гаража выполнено по II категории надежности электроснабжения.

Раздел проекта «Система электроснабжения гаража» предусматривает:

- наружное освещение;

- внутреннее освещение здания гаража (рабочее, аварийное, ремонтное);

- молниезащиту и заземление;

- электроснабжение вентиляторов, отопления, технологического оборудования.

Для приема и распределения электроэнергии, в помещении электрощитовой, установлено вводно-распределительное устройство (ВРУ). Прием электроэнергии осуществляется по двум вводам кабелями ПвБШвнг 2(4х240), запитанных от 1 секции и 2 секции шин КТП 10/0,4 кВ. Номинальный ток ВРУ- 2х630 А.

От ВРУ запитан пункт распределительный ПР-1, расположенный в электрощитовой.

Отопление здания гаража осуществляется от приточных установок с электрокалориферами, отопительно-воздушных агрегатов и электроконвекторов общей мощностью 558,4 кВт.

Проводка выполнена кабелем ВВГнг-LS за потолком, по стене, в кабельных лотках.

Предусмотрено автоматическое отключение отопления в случае возникновения пожара при помощи реле установленного в шкафу ПР-1.

Управление работой вентиляционным оборудованием осуществляется через кнопочные посты (вентиляторы), пульты управления (тепловые завесы), шкаф управления (приточная установка).

Проектируемое электрооборудование выбрано и размещено в соответствии с климатическим исполнением УХЛ1 и У4.

9.4.6 Здание склада В здании склада предусмотрено рабочее освещение, выполненное светодиодными

светильниками мощностью 45 Вт, для складских помещений L-industry NEW 36/4356/45/Г30/OS.

Энергоснабжение здания склада выполнено по III категории надежности электроснабжения.

Осветительная сеть питается от щита рабочего освещения ЩО-3, расположенного в здании КРУЭ. Электроснабжение ЩО-3 осуществляется от щита собственных нужд ЩСН, расположенного в помещении ЩСН. Прокладка кабеля осветительной сети выполнено в

42

кабель-каналах и в перфорированных швеллерах, спуски к выключателям - в кабель-каналах.

9.4.7 Дизель – генераторная установка (ДЭС) В качестве резервного источника питания собственных и хозяйственных нужд

предусмотрена дизель-генераторная установка мощностью 1000 кВт с запасом топлива рассчитанного на 7 дней работы.

Дизель-генераторная установка поставляется комплектно. Блок контейнер дизельнойэлектростанции предназначен для размещения в нем всех систем дизельной электростанции.

Степень огнестойкости блок-контейнера - III. Класс конструктивной пожарной опасности блок-контейнера - С0. Категория здания по взрывопожарной и пожарной опасности – В.

Электростанция оборудована щитом собственных нужд для системы освещения, выполненная светодиодными светильниками и электроотоплением.

9.4.8 Здание насосной №3(пожаротушения) Питание электроприемников проектируемого здания насосной №3

(пожаротушения) предусмотрено от ЩСН по I категории надежности электроснабжения.

Для приема и распределения электроэнергии установлены щиты ЩР3 и ЩР4.

От щитов ЩР3, ЩР4 предусмотрено электроснабжение следующих электропотребителей:

рабочее освещение, выполненное пылевлагозащищенными настенно-потолочными светодиодными светильниками VILED 003 35 Вт, IP65;

отопление здания насосной от электроконвекторов;

электропитание приводов задвижек, центробежных насосов, погружных насосов;

электропитание обогрева резервуара противопожарного запаса воды.

Осветительная сеть питается от щитов рабочего освещения ЩО-Н и аварийного освещения ЩАО-Н. Прокладка кабеля осветительной сети выполнено в кабель-каналах и в перфорированных швеллерах, спуски к выключателям - в кабель-каналах. Кабели аварийного и рабочего освещения проложено раздельно. Кабели питания до здания насосной №3 прокладываются в бетонных лотках.

Управление работой погружными насосами, центробежными насосами, электроприводами задвижек, обогревом резервуара противопожарного запаса воды осуществляется через шкаф управления.

9.4.9 Здание поста противопожарного инвентаря В здании поста для противопожарного инвентаря освещение предусмотрено

настенно-потолочными светильниками НПБ-1306 со светодиодной лампой Flesi-BL60B-SMD12C-W 6,2W 6500К.

Энергоснабжение здания склада выполнено по I категории надежности электроснабжения.

43

Электроснабжение освещения постов осуществляется от щитка аварийного освещения ЩАО-3, расположенного в здании КРУЭ и запитаного от блока аврийного освещения БАО. Прокладка кабеля осветительной сети выполнено в кабель-каналах.

Кабели питания до здания поста противопожарного инвертаря прокладываются в бетонных лотках.

9.4.10 Здание насосной №1,№2 (I-го подъема) Здания насосной №1, 2 (I-го подъема) поставляются комплектно в полной

заводской готовности.

Электроснабжение зданий насосной №1, 2 осуществляется по III категории надежности электроснабжения от щитка ЩР-5, расположенного в здании КРУЭ. Так же от щита ЩР-5 предусмотрено электроснабжение насосов.

Кабели питания до здания насосной №1,2 (I-го подъема) прокладываются в бетонных лотках.

Для приема и распределения электроэнергии в каждом здании насосной установлены распределительные щиты (ЩР).

От щита ЩР предусмотрено электроснабжение следующих электропотребителей:

- рабочее освещение, выполненное настенно-потолочными светодиодными

светильниками, IP65;

- отопление здания насосной от электроконвекторов;

Канализационная насосная станция (КНС)

Электроснабжение канализационной насосной станции осуществляется по III категории надежности электроснабжения от щитка ЩР-5, расположенного в здании КРУЭ.

Кабели питания до канализационной насосной станции прокладываются в бетонных лотках, в траншее в земле.

Для приема и распределения электроэнергии в здании КНС предусмотрены распределительный щит (ЩР) и шкаф управления насосами.

Шкаф управления работой насосами расположен на поверхности в защитном кожухе на стойках.


- рабочее освещение, выполненное светодиодными светильниками, IP65;

- отопление и вентиляция здания КНС.

Очистные сооружения

Очистные сооружения представляют собой блочное сооружение полной биологической очистки в наземном отапливаемом павильоне.

Электроснабжение блок-бокса осуществляется по III категории надежности электроснабжения от щитка ЩР-5, расположенного в здании КРУЭ.

Кабели питания до очистных сооружений прокладываются в бетонных лотках, в траншее в земле.

44

Для приема и распределения электроэнергии предусмотрены распределительный щит (ЩР) и шкаф управления очистными сооружениями.



- отопление и вентиляция блок-бокса;

Очистные сооружения замасленных стоков

Очистные сооружения представляют собой блочное сооружение полной биологической очистки в наземном отапливаемом павильоне.

Электроснабжение блок-бокса осуществляется по III категории надежности электроснабжения от щитка ЩР-5, расположенного в здании КРУЭ.

Кабели питания до очистных сооружений замасленных стоков прокладываются в бетонных лотках, в траншее в земле.

Для приема и распределения электроэнергии очистных сооружений замасленных стоков предусмотрены распределительный щит (ЩР) и шкаф управления очистными сооружениями замасленных стоков.



- отопление и вентиляция блок-бокса;

9.5 Электротехнические решения

9.5.1 Решения по обеспечению электроэнергией электроприемников Питание электроприемников по постоянному току предусматривается от панели

питания оперативным током с автоматическими выключателями и схемой перевода питания каждого автомата между секциями ЩПТ которая будет подключаться к щиту постоянного тока, расположенному в ОПУ.

Оперативный ток на подстанции принят постоянный напряжением 220 В.

Источником напряжения СОПТ служит два комплекта источника питания АБ1, АБ2, три зарядно –выпрямительных устройств ЗВУ1, ЗВУ2, ЗВУ3, два ЩПТ, к каждому из которых присоединяется по две группы ШРОТов, при этом два ЗВУ работающие

параллельно на одну АБ, по суммарной мощности обеспечивает питание всей нагрузки ПС подключенной к СОПТ. Две АБ способны резервировать друг друга, так как каждая из них рассчитана на полную нагрузку РУ.

В состав системы оперативного постоянного тока входят:

три зарядно-выпрямительных устройства (ЗВУ-200А), по два на каждую АБ

две стационарные свинцово-кислотные аккумуляторные батареи открытого типа емкостью не менее 700 А.ч, состоящего из 102 элементов по 2,23 В;

система поиска места замыкания на землю.

Установка ЗВУ и аккумуляторной батареи предусмотрена в помещении проектируемого ОПУ.

45

Для подключения цепей постоянного тока на подстанции предлагается установка шкафов распределения оперативного тока (ШРОТ). Питание ШРОТ предлагается выполнить, от проектируемых ЩПТ.

Согласно расчетам режимов, приведенных в разделе ОТР1 «Баланс мощности и расчеты режимов работы сети с учетом перспективного развития энергосистемы» на 2015 год ввода объекта в эксплуатацию и с учетом развития сети до 2020 года, для нормализации уровней напряжения в сети 110, 220 кВ помимо установки двух УШР мощностью по 63 Мвар каждый, дополнительных мероприятий установке СКРМ не

Перечень мероприятий по экономии электроэнергии и энергоэффективности

В проекте для обеспечения соблюдения установленных требований энергетической эффективности заложены следующие мероприятия:

обеспечение соответствия приведенного сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций нормативным значениям путем использования высокоэффективных утеплителей и наружных заполнений;

установка приборов, регулирующих производительность установок воздушного отопления (электрокалориферов) и тепловых реле для исключения возможности перегрева установок;

установка приборов учета электроэнергии;

герметизация системы воздушного отопления, для устранения инфильтрации наружного воздуха через неплотности в системах воздушного отопления;

установка воздушной завесы в дверном проёме;

установка энергосберегающих осветительных приборов.

Параметры и качественные характеристики электроэнергии

В этом стандарте определены показатели качества электроснабжения такие, как: падение напряжения, отключение напряжения при медленном изменении нагрузки, не симметрия напряжения в трехфазной системе – при несимметричном распределении нагрузки по фазам, не синусоидальность формы кривой напряжения при нелинейной нагрузке. В отношении этих явлений потребители электрической энергии имеют возможность влиять на ее качество.

Все прочнее, ухудшающее качество электроэнергии, зависит от особенностей работы сети, климатических условий природных явлений. Возможности влиять на это потребитель электроэнергии не имеет (отклонения частоты, длительность провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения).

Нагрузки, искажающие форму кривой электрического тока и вызывающие не симметрию напряжения в точках присоединения, отсутствуют.

Для улучшения качества электроэнергии, нормализации напряжения и повышения управляемости режимами работы сети 110 , 220 кВ передаваемой к потребителям, на проектируемой подстанции предусматриваются следующие мероприятия:

установка управляемого шунтирующего реактора с подмагничиванием (УШР) 220 кВ мощностью 63 Мвар на шинах подстанции ПС 220 кВ Ермак.

Сведенья о мощности сетевых и трансформаторных объектов

Для осуществления связи сетей 220 кВ и 110 кВ на ПС 220 кВ Ермак устанавливаются два автотрансформатора напряжением 220/110/10 кВ мощностью по 125 МВА каждый и два трансформатора 110/10/10 мощность 40 МВА каждый. Для

46

стабилизации напряжения и управления перетоками реактивной мощности в магистральных и распределительных сетях на ПС Ермак устанавливаются два управляемых шунтирующих реактора с подмагничиванием по 63000/220 кВ каждый.

Решения по организации масляного и ремонтного хозяйства Масляное хозяйство

В соответствии с требованиями ПУЭ (гл. 4.2.70) для предотвращения растекания масла из маслоприёмника и распространения пожара при повреждении автотрансформатора, кроме маслоприёмной ямы предусматривается выполнение приямков с маслоотводами и маслосборника.

Объем каждого маслоприемника рассчитан на прием 100% масла, залитого автотрансформатор, а его габариты выступают за габариты автотрансформатора не менее чем на 1,5 метра.

Маслоотводы выполняются в виде подземных трубопроводов, прокладываемых от автотрансформаторов до маслосборника. Маслосборник размещается на площадке подстанции, со стороны торца здания в осях А-Г и выполняется в подземном исполнении.

Объем маслосборника рассчитан на единовременный прием 100% масла единицы оборудования (автотрансформатора) и 80% расчетного расхода воды из пожарных гидрантов.

В период нормальной эксплуатации сооружений в маслосборник трансформаторов поступают дождевые и талые сточные воды с трансформаторных площадок. Откачка стоков из маслосборника производится погружным насосом по месту по сигналу регулятора- сигнализатора уровня дистанционно вручную. Хранение резервного насоса предусматривается на складе.

При пожаре трансформатора в маслосборник отводятся замасленные сточные воды, где происходит отстой стока. По истечении времени, обеспечивающим разделение сред воды и масла, погружной насос включается эксплуатационным персоналом дистанционно для перекачки отстоявшейся воды в очистные сооружения. Выключение работающего насоса производится по показаниям датчика-сигнализатора разделения сред (вода откачана, идет масло).

Замасленные сточные воды поступают на локальные очистные сооружения замасленных стоков блочно-заводского изготовления. Очищенные стоки поступают в дренажный котлован.

Для создания оптимальных условий работы сооружений очистки замасленных стоков, предусматривается устройство их в отапливаемом наземном технологическом павильоне. Павильон очистных сооружений заводского изготовления оборудован отоплением, освещением и вентиляцией.

Подача хозяйственно-бытовых стоков на очистные сооружения предусматриваются через канализационную насосную станцию заводского исполнения. Очистные сооружения представляют собой блочное сооружение полной биологической очистки в наземном отапливаемом павильоном.

Для защиты территории подстанции от подтопления предусматривается система ливневой канализации.

47

Ремонтное хозяйство

По территории подстанции обеспечивается проезд и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для проведения ремонтных и эксплуатационных работ, проезд пожарных машин.

В помещении КРУЭ организуется монтажная площадка для разгрузки, монтажа оборудования и ремонтных работ для независимости от погодных условий.

Для возможности выполнения монтажных работ в помещении КРУЭ 220 кВ предусмотрен подвесной электрический кран грузоподъемностью пять тонн.

Специальные комплекты ЗИП, включают в себя запасные элементы КРУЭ 110 кВ, 220 кВ, то есть запасные модули с выключателями, разъединителями, заземлителями и так далее. Запасные элементы 220 кВ, 110 кВ будут храниться на складе в непосредственной близости от РУ с целью быстрой замены в случае необходимости. Данные решения согласованы с эксплуатацией проектируемой ПС 220 кВ Ермак.

Проектом предусмотрена комплектная однотрансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, в сухом исполнении, для ремонтных работ, устанавливаемая в отдельном помещении, в соответствии с техническим заданием на проектирование и ремонтная мастерская в отдельном помещении.

9.5.2 Перечень мероприятий по заземлению и молниезащите Заземляющее устройство (ЗУ) подстанции выполняется в виде наружного и

внутреннего (в здании) контуров заземления.

Наружный контур заземления

В целях выравнивания электрического потенциала на открытой территории ПС прокладываются продольные и поперечные горизонтальные заземлители, образующие внешний контур заземления. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8 м от фундаментов или оснований оборудования согласно ПУЭ (гл.1.7, п.1.7.90). Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5 м от поверхности земли.

Продольные и поперечные горизонтальные заземлители выполняются из стальной полосы сечением 4х40 мм2, а вертикальные заземлители стальной пруток диаметром 18 мм в соответствии с СТО 56947007-29.240.044-2010 (п.8.2.1.6), не противоречащим ПУЭ.

После проведения измерений и испытаний сопротивление растеканию заземляющего устройства при необходимости доводится до значения 0,5 Ом путем установки дополнительных вертикальных заземлителей.

Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов к заземляющему устройству, не должны превышать 6х6 метров согласно ПУЭ (гл.1.7, п.1.7.90).

Заземление корпусов вновь устанавливаемого электрооборудования выполняется из стальной полосы сечением 4х40 мм2 присоединением их кратчайшим путём к продольным горизонтальным элементам наружного заземляющего устройства.

Внутренний контур заземления

Для организации системы уравнивания потенциалов здания прокладываются элементы СУП, соединяются с закладными частями, проложенными в полу помещений, содержащих МП аппаратуру. В качестве элементов СУП планируется использовать стальные шины сечением не менее 160 мм2. Элементы СУП соединить друг с другом и с

48

закладными металлическими элементами дополнительными проводниками в единую конструкцию (имеющую структуру сетки). Каждый ряд рамной конструкции присоединяют к магистралям заземления не менее чем в 4-х местах. Согласно требованиям ТО 56947007-29.240.044-2010 (п.8.3.3) внутри помещений с МП аппаратурой СУП должна выполняться следующим образом: «Ряды рамных конструкций оборудования (шкафов) должны быть соединены между собой проводниками с шагом не более чем 2 м».

Защитное заземление выполняется путем присоединения (сваркой) всех металлоконструкций, предназначенных для размещения МП аппаратуры АСУ, АСКУЭ, РЗА и связи к элементам СУП. Рабочее заземление МП аппаратуры АСУ, АСКУЭ, РЗА и связи выполняется присоединением рабочих (схемных) точек заземления устройств кратчайшим путем к зажимам защитного заземления панелей (шкафов) и корпусов устройств РЗА и ПА.

Соединение элементов СУП между собой и с закладными элементами рекомендуетсявыполнить сваркой.

Систему уравнивания потенциалов здания рекомендуется соединить с заземлителем, роложенным вокруг здания не менее чем в 4-х местах. Обязательно соединить аземлитель и систему уравнивания потенциалов в местах ввода в здание кабельных трасс.

Сечение проводников рекомендуется принять такое же, как и сечение заземлителя.

В проекте для подключения электроприемников 0,4 кВ принята система электроснабжения и заземления TN-C-S.

СУП соединяет между собой все одновременно доступные прикосновению открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные прикосновению металлические части строительных конструкций дания, а также PE проводники, включая защитные проводники штепсельных розеток.

9.5.3 Молниезащита Защита электрооборудования, устанавливаемого на открытой территории

подстанции, от прямых ударов молнии осуществляется при помощи проектируемых отдельно стоящих молниеотводов и молниеотводов, установленных на порталах.

Проектируемая зона молниезащиты выполняется по СО 153-34.21.122-2003 по II уровню с надежностью 0,95.

9.5.4 Изоляция ПС 220 кВ Ермак размещается в условиях II* степени загрязнения атмосферы.

В соответствии с ПУЭ изоляция электрооборудования и изоляторов на открытой территории подстанции принимается с удельной эффективной длиной пути утечки внешней изоляции не менее 2,25 см/кВ.

По климатическим условиям подстанция размещена в районе с числом грозовых часов в году от 10 до 20.

Сведенья о типе, классе проводов и осветительной арматуры

Расстановка кабельных конструкций в кабельных сооружениях и прокладка кабелей выполняется в соответствии с ПУЭ (7 изд.).

49

Для улучшения условий ЭМС предусмотрена укладка силовых и контрольных кабелей с разных сторон от каждого ряда шкафов с соблюдением требований РД.34.20.116-93.

Для собственных нужд используются силовые и контрольные кабели с медными жилами с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридных комопзиций пониженной пожароопасности с индексом «нг-LS» – не распространяющей горения с низким дымо- и газовыделением.

Выбор сечения кабелей 0.4 кВ производится по условию нагрева током нагрузки (ПУЭ гл.1.3 ) с последующей проверкой по допустимой потере напряжения и условию срабатывания защитного аппарата при однофазном коротком замыкании в сети до 1000 В (ПУЭ гл. 1.7).

Вся кабельная продукция выбирается на основании СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

9.5.5 Дополнительные и резервные источники электроэнергии Для электроснабжения потребителей собственных нужд 10/0,4 кВ устанавливаются

три трансформатора мощностью не более 1000 кВА подключенных к обмоткам 10 кВ двух

АТ 220/110/10 кВ. Для обеспечения хозяйственных нужд предусмотрена установка двух КТПН с трансформаторами напряжение 10/0,4 кВ мощностью не более 630 кВА. Питание трансформаторов хозяйственных нужд выполняется от разных секций ЗРУ 10 кВ.

В качестве третьего, резервного, источника питания собственных и хозяйственных нужд предусмотрена дизель-генераторная установка мощностью не более 1000 кВт с запасом топлива рассчитанного на 7 дней работы.

В нормальном режиме трансформаторы мощностью 3x1000 кВА, работают по схеме явного резерва с АВР.

Питание вновь устанавливаемых терминалов управления, релейной защиты и АСУ ТП предусматривается на напряжении 220 В, от вновь устанавливаемых шкафов оперативного тока (ШРОТ) с переключателями и автоматами, которые в свою очередь подключены к двум секциям щита постоянного тока, запитанным от аккумуляторных батарей.

Перечень мероприятий по резервированию электроэнергии

Электроприемники первой категории в нормальных режимах обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Компоновочные решения, расположение и конструктивное исполнение электротехнических устройств

При разработке компоновочных решений учитываются требования и рекомендации

МУ ЭМС и ПТП ФСК, в частности:

выбирается оптимальная компоновка по ЭМС с реализацией концепции « распределительного релейного щита» ( п.7.2 МУ ЭМС, п.13.25 НТП ПС, п. 4.2.2.11 Задания на проектирования);

сокращается площадь подстанции за счет оптимизации схемно – компоновочных решений за счет использования КРУЭ и компоновки здания форме «Г» (п.2.2.1 ПТП ФСК);

50

оборудование выбирается в соответствии с рекомендациями ПТП ФСК (п.2.2.2).

В соответствии с НТП ПС (п.13.1) подстанция проектируется закрытого типа.

Оборудование (ячейки КРУЭ, КРУ, сухие ТСН, ЩСН-0,4 кВ, АБ, ВЗУ, ЩПТ, аппаратура РЗА) из-за суровых климатических условий устанавливается в отдельных, изолированных друг от друга, помещениях.

Установка АТ в соответствии с НТП ПС (п.13.6 ) выполняется открытой.

В соответствии с заданием на проектирование, на стадии ОТР заказчику было предложено несколько вариантов строительства подстанции.

В результате был выбран Г – образный вариант компоновки подстанции с применением КРУЭ. Данный вариант был утвержден на техническом совещании от

27.09.2012г. – см. протокол технического совещания по вопросу рассмотрения основных технических решений по проектированию объекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея».

Преимущества данного варианта заключается в следующих технических обоснованиях:

Расположение (ориентация) ячеек КРУЭ 110 кВ, 220 кВ в плане подстанции наиболее оптимальна для подходов проектируемых воздушных линий 110 кВ, 220 кВ, осуществляющихся к выходным порталам, устанавливаемым у здания КРУЭ.

При данном расположении основного высоковольтного оборудования на открытой части подстанции, включая автотрансформаторы 220/110/10 кВ возможно обеспечить наиболее удобный проезд и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для проведения ремонтных и эксплуатационных работ, проезд пожарных машин, не отступая от типовых проектных решений.

Г – образное расположение оборудования дает возможность реализации концепции «распределительного релейного щита». Разделение релейного щита, ЩСН и установка шкафов РЗА защищаемых присоединений вблизи от высоковольтного оборудования (выключателя, ТТ, ТН) позволит существенно сократить объем кабельных связей, прокладываемых по открытой части, что в свою очередь позволит снизить уровень воздействия напряжений и токов промышленной частоты, электромагнитных полей и импульсных помех на вторичное оборудование.

При выборе данной Г – образной компоновки закрытой части подстанции обеспечивается возможность свободного доступа ко всему технологическому оборудованию (за исключением АТ и УШР), не выходя на улицу. Также для данного технического решения характерна экономия отопления, поскольку в этом варианте здание для оперативного персонала (с температурой не менее 17оС) имеет небольшие габариты, в зданиях КРУЭ допустимо поддерживать рабочую температуру не менее 5оС.

В связи с тем, что подстанция размещается в зоне не жилой застройки, но в условиях сурового климата ЯНАО, все распределительные устройства 220 кВ, 110 кВ и ниже размещается в одном здании Г-образного типа, состоящем из трех основных блоков (понятие блока в данном случае условно для упрощения техописания):

- блок КРУЭ 220 кВ, размером 96,75х18 м;

- блок КРУЭ 110 кВ, размером 30х12 м;

- блок ОПУ, размером 60,75х12 м.

На ПС 220 кВ Ермак находятся также следующие сооружения:

51

-здание проходной;

-здание гаража;

-здание склада;

-дизельная электростанция;

- здание насосной №3 (пожаротушения);

- здание закрытого распределительного устройства (ЗРУ) ;

- очистное сооружение замасленных стоков;

- очистное сооружение;

- канализационная насосная станция;

- здание насосной № 1, № 2 (I-ого подъема);

- пост для противопожарного инвентаря.

На ПС 220 кВ Ермак устанавливаются два автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110/10 кВ на новые фундаменты с выполнением огнестойких перегородок.

Автотрансформаторы устанавливаются на отдельной площадке напротив здания подстанции. В соответствии с действующими ПУЭ непосредственно под автотрансформаторами выполняются маслоприемники для аварийного слива масла.

Рядом с автотрансформаторными площадками предусматривается площадка для установки управляемых шунтирующих реактора (УШР) 220 кВ.

Подключение автотрансформаторов к распределительным устройствам 110, 220 кВ выполняется гибкими связями из сталеалюминиевых проводов с последующим переходом на высоковольтные кабельные линии.

Для вывода и поддержки гибких связей в узлах установки автотрансформаторов устанавливаются ячейковые порталы 220 кВ.

В узле установки автотрансформаторов, для защиты вводов, устанавливаются ограничители перенапряжений 10, 110, 220 кВ и концевые кабельные муфты 110, 220 кВ для перехода с гибких связей от выводов автотрансформаторов на кабельные линии 110, 220 кВ.

Для электроснабжения системы охлаждения автотрансформаторов предусматривается установка шкафов управления охлаждением типа ШАОТ.

Шкафы ШАОТ размещаются рядом с автотрансформаторами на отдельных фундаментах за пределами маслоприёмной ямы.

Установка оборудования распределительных устройств 220 и 110 кВ выполнена на отдельно-стоящих опорных конструкциях.

При установке силового электрооборудования на открытой части подстанции строго выдержаны воздушные электрические изоляционные и противопожарные расстояния:

- между фазами;

- до заземленных конструкций;

- от нижней кромки фарфоровых изоляторов оборудования;

- от токоведущих частей до земли согласно действующим ПУЭ.

52

Установка автотрансформаторов разработана на основании типовой работы института «Энергосетьпроект» № 407-03-641.94-ЭП «Установка трансформаторов 220 кВ».

Подходы воздушных линий 110 кВ, 220кВ осуществляются к выходным порталам, установленным у здания ПС 220 кВ Ермак с последующим переходом гибких связей в узле установки порталов на высоковольтные кабельные линии. Переход на высоковольтные кабели осуществляется посредством концевых кабельных муфт 110, 220 кВ.

По территории подстанции обеспечивается проезд и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для проведения ремонтных и эксплуатационных работ, проезд пожарных машин.

9.5.6 Блок КРУЭ 220 кВ. Электротехнические устройства КРУЭ 220 кВ размещаются в здании ПС 220кВ

Ермак в горизонтальных осях А-Г, вертикальных осях 4-13 шириной 18 м. Блок КРУЭ 220 кВ, выполняется с кабельным этажом.

Блок КРУЭ 220 кВ входит в состав здания электротехнических устройств ПС 220 кВ Ермак.

На отм. 0,000 располагаются:

КРУЭ 220 кВ в отдельном помещении;

релейный щит 220 кВ в отдельном помещении;

электротехническая лаборатория в отдельном помещении

склад для хранения запасных элементов КРУЭ и баллонов с элегазом в отдельном помещении;

венткамеры.

На отм. -2,400 размещаются:

- отсеки кабельного этажа;

- узлы управления автоматическим пожаротушением.

В помещении КРУЭ 220 кВ устанавливается само КРУЭ и местные шкафы управления ячейками распределительного устройства.

Местные шкафы управления устанавливаются напротив распределительного устройства 220 кВ, такая компоновка продиктована заводом-изготовителем оборудования.

Ширина коридора обслуживания между ячейками КРУЭ 220 кВ и шкафами управления составляет 4,6 м в соответствии с нормами технологического проектирования.

В помещении КРУЭ организуется монтажная площадка для разгрузки, монтажа оборудования и ремонтных работ для независимости от погодных условий.

Для возможности выполнения монтажных работ в помещении КРУЭ 220 кВ

предусмотрен подвесной электрический кран грузоподъемностью пять тонн. Размеры помещения позволяют выполнить расширение КРУЭ 220 кВ в перспективе еще на две ячейки.

КРУЭ 220 кВ скомплектовано из ячеек с элегазовой изоляцией внутренней установки, с кабельными вводами и концевыми кабельными муфтами на всех присоединениях 220 кВ.

53

Ячейка КРУЭ это набор отдельных модулей, представляющий законченную цепочку схемы.

Отдельные аппаратные модули соединяются между собой посредством газоплотных фланцевых соединений.

Модуль КРУЭ это газоплотный кожух из алюминиевых сплавов, заполненный элегазом, в который заключен набор соответствующих основных элементов - выключатели, разъединители, заземлители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, сборные шины.

Модуль представляют собой законченную монтажную единицу.

Всего в КРУЭ 220 кВ устанавливается 13 ячеек:

- 12 ячеек с выключателями;

- одна ячейка с шинными аппаратами.

КРУЭ 220 кВ изготавливается в однофазном исполнении, то есть каждая фаза заключена в отдельный элегазовый токопровод (металлический кожух).

Согласно ПУЭ (п. 4.2.84) в помещении КРУЭ предусматриваются площадки обслуживания для приводов выключателей, разъединителей и заземлителей.

Компоновка КРУЭ, выполненная заводом-изготовителем, обеспечивает доступность всех компонентов и приводов.

Так как все детали КРУЭ, находящиеся под напряжением, заключены в заземленный кожух, это гарантирует повышенную безопасность персонала при эксплуатации оборудования.

Высокая степень готовности и компактность КРУЭ позволяет значительно сократить строительно-монтажные работы.

В помещении КРУЭ поддерживается рабочая температура не ниже +5°С, что необходимо для эксплуатации оборудования.

Основными преимуществами применения КРУЭ является герметизация и компактность, которые определяют другие преимущества.

Герметизация КРУЭ обеспечивает высокую степень безопасности для операторов и другого персонала вследствие того, что невозможно случайно, без использования инструментов или чрезмерного усилия, прикоснуться к какой-либо части коммутационной аппаратуры, находящейся под напряжением. Также предусмотрена защита от проникновения животных.

Последствия внутренней дуги обычно локализуются внутри оболочки за счет быстрого срабатывания защиты. Даже в наихудших условиях это ограничивается срабатыванием устройства сброса давления или сквозным прогаром после определенного времени. Никакая часть КРУЭ не взрывается, и поврежденная зона ограничивается газовым отсеком.

Стандарт высокого качества обеспечивается тем, что все оборудование изготовляется, испытывается на заводе и проверяется на рабочей площадке одним изготовителем. Части/отсеки КРУЭ предварительно собираются на заводе до наиболее возможно высокого уровня комплектности (ограниченного только требованиями к транспортировке и погрузочно- разгрузочным операциям). Транспортировочные блоки в сборе проходят стандартные испытания, которые обеспечивают максимальное качество.

Кроме того, сокращаются этапы сборки и время монтажа.

54

Уменьшение частоты отказов КРУЭ уже подтверждено более высокими показателями надежности. Надежность расширяет рекомендуемые интервалы проведения технического обслуживания и обеспечивает снижение стоимости срока службы.

Можно ожидать, что современные КРУЭ будут удовлетворительно работать в течение многих лет с минимальным техническим обслуживанием или даже без него. Это особенно касается внутренних КРУЭ, когда исключено ухудшение характеристик вследствие воздействия погодных условий.

В помещении склада рядом с ЗРУ 10 кВ предусматривается хранение специальных комплектов ЗИП для КРУЭ 220 кВ, 110 кВ.

Специальные комплекты ЗИП, включают в себя запасные элементы КРУЭ 110 кВ, 220 кВ, то есть запасные модули с выключателями, разъединителями, заземлителями и так далее. Запасные элементы 220 кВ, 110 кВ будут храниться на складе в непосредственной близости от РУ с целью быстрой замены в случае необходимости. Данные решения согласованы с эксплуатацией проектируемой ПС 220 кВ Ермак.

В помещении электротехнической лаборатории размещаются подпитывающая установка, включающая баллон с элегазом, сервисная установка для газотехнологических работ.

То есть в данном помещении будет храниться:

оборудование, предназначенное для закачки элегазом новых модулей;

оборудование, предназначенное для откачки элегаза из отработавших в результате износа или аварийной ситуации модулей с целью его дальнейшей утилизации;

газотехнологическая тележка для обслуживания оборудования КРУЭ;

оборудование, предназначенное для измерений, определения утечек и продуктов разложения элегаза.

В помещении релейного щита размещаются:

- панели релейной защиты, автоматики и управления для присоединений 220 кВ;

- шкафы распределения собственных нужд переменного тока для КРУЭ 220 кВ;

- шкафы распределения оперативного постоянного тока для КРУЭ 220 кВ;

- шкафы учета;

- шкафы контроллеров присоединений для объектов 220 кВ.

Таким образом, в данном проекте реализуется решение распределенного релейного щита и устройств собственных нужд и оперативного тока, что обеспечивает максимально короткие длины кабелей, высокую электромагнитную совместимость и высокую чувствительность защитной коммутационной низковольтной аппаратуры.

Для прокладки кабелей организуются кабельные трассы с установкой кабельных конструкций в кабельном этаже на отм. -2,400, а также с установкой кабельных коробов типа ККБ и КП на отм 0,000.

Кабели к ответственным взаиморезервируемым механизмам прокладываются по разным кабельным трассам.

В соответствии с нормативными документами в кабельных сооружениях выполняются противопожарные перегородки, в кабельных коробах –огнепреградительные пояса, а также огнестойкие заделки - при переходе через стены и перекрытия.

55

9.5.7 Блок КРУЭ 110 кВ. Электротехнические устройства КРУЭ 110 кВ размещаются в пристрое здания в

горизонтальных осях Д-Ю, вертикальных осях 14-16 шириной 12 м. Блок

КРУЭ 110 кВ, выполняется одноэтажным с выполнением кабельного этажа.

Блок КРУЭ 110 кВ входит в состав здания электротехнических устройств ПС 220 кВ Ермак.


- КРУЭ 110 кВ в отдельном помещении;

- релейный щит 110 кВ в отдельном помещении;

- венткамеры.

-ЗРУ 10 кВ СН;

-ЗРУ 10 кВ УШР


- отсеки кабельного этажа;

- узлы управления автоматическим пожаротушением.

В помещении КРУЭ 110 кВ устанавливается само КРУЭ и местные шкафы управления ячейками распределительного устройства.

Местные шкафы управления устанавливаются напротив распределительного устройства 110 кВ, такая компоновка продиктована заводом-изготовителем оборудования.

Ширина коридора обслуживания между ячейками КРУЭ 110 кВ и шкафами управления составляет 2,6 м в соответствии с нормами технологического проектирования.

КРУЭ 110 кВ скомплектовано из ячеек с элегазовой изоляцией внутренней установки, с кабельными вводами и концевыми кабельными муфтами на всех присоединениях 110 кВ. Размеры помещения позволяют выполнить расширение КРУЭ 110 кВ в перспективе еще на четыре ячейки.

Всего в КРУЭ-110 кВ устанавливается 8 ячеек:

- 7 ячеек с выключателями;

- одна ячейка с шинными аппаратами.

КРУЭ 110 кВ изготавливается в трехфазном исполнении, то есть все три фазы заключены в один общий элегазовый токопровод (металлический кожух).

Во всем остальном компоновочные и электротехнические решения, состав оборудования и приспособлений для обслуживания и эксплуатации КРУЭ 110 кВ аналогичен КРУЭ 220 кВ, описанному выше.

В помещении релейного щита размещаются:

- панели релейной защиты, автоматики и управления для КРУЭ 110 кВ;

- шкафы распределения собственных нужд переменного тока для КРУЭ 110 кВ;

- шкафы распределения оперативного постоянного тока для присоединений 110 кВ;

- шкафы учета;

- шкафы контроллеров присоединений для объектов 110 кВ.

56

Для прокладки кабелей организуются кабельные трассы с установкой кабельных конструкций в кабельном этаже на отм. -2,400, а также с установкой кабельных коробов типа ККБ и КП на отм 0,000.


В соответствии с нормативными документами в кабельных сооружениях выполняются противопожарные перегородки, в кабельных коробах –огнепреградительные пояса, а также огнестойкие заделки - при переходе через стены и перекрытия.

9.5.8 Блок ОПУ. Блок ОПУ входит в состав здания электротехнических устройств ПС 220 кВ Ермак.

На отм. 0,000 проходит теплый коридор, объединяющий все блоки здания ПС 220 кВ Ермак. Коридор проходит в помещения КРУЭ 110 кВ, 220 кВ и выполняется специально для удобства эксплуатации, осмотра и ремонта элементов подстанции в суровых климатических условиях Западной Сибири.

Здание ОПУ выполняется одноэтажным с кабельным этажом:


секции ЗРУ 10 кВ (СН и УШР 10 кВ) в отдельном помещении;

щит собственных нужд переменного тока - 0,4 кВ в отдельном помещении;

аккумуляторные батареи в отдельных помещениях с тамбуром;

щиты постоянного тока 220 В с зарядно - подзарядными устройствами;

три трансформатора собственных нужд 10/0,4 кВ в сухом исполнении, устанавливаемые в отдельных камерах;

комплектная однотрансформаторная подстанция 10/0,4 кВ, в сухом исполнении, для ремонтных работ, устанавливаемая в отдельном помещении, в соответствии с техническим заданием на проектирование; ремонтная мастерская в отдельном помещении;

венткамеры.

Для возможности закатки трансформаторов 10/0,4 кВ в камеры и шкафов КРУ 10 кВ в предусмотренные для них помещения выполняются ворота. Для выполнения монтажных работ и технического обслуживания ТСН предусматриваются подвесные тали грузоподъемностью не менее трех тонн.

В помещении с ЗРУ 10 кВ согласно п. 4.2.82 ПУЭ предусмотрена площадка для ремонта и наладки выкатных элементов.

План ОПУ на отм. 0,000 приведен в томе 5.7.1 на чертежах

На отм. +0,000 размещаются:

оборудование управления элементами ПС с АРМ диспетчера и сигнализации в помещении ЩУ;

оборудование телемеханики и связи в помещениях серверной, операторов связи и контроллеров присоединений КРУ 10 кВ;

АРМ инженера РЗ А в отдельном помещении;

57

АРМ инженера АСУ ТП в отдельном помещении;

венткамера.


отсеки кабельного этажа.

Все электротехнические устройства КРУ 10 кВ, ЩСН-0,4 кВ, ЩПТ, расположенные в здании электротехнических устройств ОПУ, предусматриваются с нижним подводом кабелей.

КРУ 10 кВ скомплектовано из шкафов распределительных устройств одностороннего обслуживания.

КРУ скомплектовано из:

- шкафов ввода;

- шкафов отходящих линий;

- шкафов трансформаторов напряжения.

В помещении щита собственных нужд устанавливаются два односекционных щита собственных нужд одностороннего обслуживания.

Каждый щит собственных нужд переменного тока содержит по две панели ввода и по одной панели отходящих линий.

Рядом с помещением щита собственных нужд (ЩСН) в смежном помещении устанавливаются трансформаторы собственных нужд. Близкое расположение трансформаторов и вводных панелей ЩСН позволит выполнить максимально короткие электрические связи. Связь ЩСН и трансформаторов выполняется шинами.

В камерах трансформаторов собственных нужд устанавливаются три силовых трансформатора с сухой изоляцией типа ТСЗС-1000/10 кВ исполнения У3. Каждый трансформатор ограждается сетчатой перегородкой.

В смежном помещении с ЩСН располагается щит постоянного тока (ЩПТ).

В помещении щита постоянного тока устанавливаются два щита постоянного тока с двумя секциями шин.

Рядом с ЩПТ находятся помещения с аккумуляторными батареями. Согласно нормативным требованиям расстояние от АБ до ЩПТ не должно превышать 20 м – данное расстояние выдержано.

На ПС устанавливаются две аккумуляторные батареи, состоящие из 102 элементов типа Vb2314. Батареи устанавливаются на специальных стеллажах, каждая, согласно нормам, в отдельном помещении.

Для прокладки кабелей организуются кабельные трассы с установкой кабельных

конструкций в кабельном этаже на отм. -2,400, а также с установкой кабельных коробов типа ККБ и КП на вертикальных трассах и других помещениях.

Прокладка силовых и контрольных кабелей 380/220 В по открытой части подстанции осуществляется в полузаглубленных кабельных каналах. Кабели, идущие к электрооборудованию, прокладываются в заземленных по концам металлорукавах, коробах или металлических трубах в земле.


58

В соответствии с нормативными документами в кабельных сооружениях выполняются противопожарные перегородки, в кабельных коробах –огнепреградительные пояса, а также огнестойкие заделки при переходе через стены и перекрытия.

9.5.9 Собственные нужды ПС Для электроснабжения потребителей собственных нужд 10/0,4 кВ устанавливаются

три трансформатора мощностью не более 1000 кВА подключенных к обмоткам 10 кВ двух АТ 220/110/10 кВ. Для обеспечения хозяйственных нужд предусмотрена установка двух КТПН с трансформаторами напряжение 10/0,4 кВ мощностью не более 630 кВА. Питание трансформаторов хозяйственных нужд выполняется от разных секций ЗРУ 10 кВ.

В качестве третьего, резервного, источника питания собственных и хозяйственных нужд предусмотрена дизель-генераторная установка мощностью не более 1000 кВт с запасом топлива рассчитанного на 7 дней работы.

Наличие двух независимых источников напряжения с АВР и третьего резервного (дизельгенератор) обеспечивает питание устройств по 1 особой группе электроснабжения.

В нормальном режиме трансформаторы мощностью 3x1000 кВА, работают по схеме явного резерва с АВР.

Распределительные сети 0,4 кВ собственных нужд подключены к щиту переменного тока, состоящего из типовых панелей:

-панель ввода питания типа ПСН 1102-78 - 3 шт;

-панель секционного выключателя типа ПСН 1105-78 - 4 шт;

-панель отходящих линий типа ПСН 1114-78 - 4 шт.

Электропотребителями собственных нужд напряжением 0,4 кВ подстанции 220 кВ Ермак являются:

-наружное и охранное электрическое освещение площадки подстанции;

-цепи обогрева, освещения шкафов управления КРУЭ 110, 220 кВ;

-цепи питания кранов в КРУЭ;

-собственные нужды здания подстанции, и (отопление, освещение, вентиляция, питание охранно-пожарной сигнализации);

-выпрямительные устройства;

-цепи питания релейной защиты;

-цепи питания АИИС КУЭ, устройств управления и автоматизации и телемеханики;

-очистные сооружения;

-здание склада;

-здание насосной №1 и №2.

В зданиях насосной №1 и №2 предусмотрена установка щита для подключения передвижной электростанции.

Для питания отопительных агрегатов, систем вентиляции в зданиях предусмотрена установка шкафов вентиляции и обогрева.

Для электроснабжения системы противопожарной защиты в помещении ЩПТ, ЩСН устанавливается щит ППУ. Щит ППУ запитан от I секции шин ЩСН.

59

Для собственных нужд используются силовые и контрольные кабели с медными жилами с изоляцией и оболочкой из поливинилхлоридных композиций пониженной пожароопасности с индексом «нг-LS» – не распространяющей горения с низким дымо- и газовыделением.

9.5.10 Система оперативного постоянного тока

Для питания и резервирования цепей оперативного тока на ПС 220 кВ Ермак

используется система оперативного постоянного тока. Система ОПТ обеспечивает питание защит, противоаварийной автоматики, связи, телемеханики, цепей управления и сигнализации в нормальных и послеаварийных режимах на подстанции.

Оперативный ток на подстанции - постоянный напряжением 220 В.

Суммарная нагрузка постоянных потребителей при аварийном режиме 178,86 А.

Суммарная нагрузка постоянных потребителей при нормальном режиме 100,66 А.

Суммарная толчковая нагрузка 150,6 А.

Согласно СТО 56947007-29.120.40.041-2010 «Системы оперативного постоянного тока подстанций. Технические требования» емкость АБ должна быть достаточной для обеспечения максимальных толчковых нагрузок после 2-х часового разряда длительным током, (178,86·2)+150,6=508,32 А, емкость АБ выбрана 700 А/ч.

Суммарная максимальная нагрузка в нормальном режиме составит 251,26 А.

В состав системы оперативного постоянного тока ПС 220 кВ Ермак входят:

- аккумуляторная батарея (АБ) – 2 шт;

- зарядно-выпрямительное устройство (ЗВУ) – 4 шт;

- два щита постоянного тока (ЩПТ) – для каждой АБ отдельный ЩПТ с двумя секциями каждый.

- шкафы распределения оперативного тока – 6 шт.

Установка ЗВУ и ЩПТ предусмотрена в помещении ОПУ. Аккумуляторная батарея работает совместно с зарядно-выпрямительными устройствами с номинальным выходным током 200 А в режиме постоянного подзаряда. Параметры зарядно-выпрямительных устройств соответствуют эксплуатационным требованиям АБ.

Питание вновь устанавливаемых терминалов управления, релейной защиты и АСУ ТП предусматривается на напряжении 220 В, от вновь устанавливаемых шкафов оперативного тока (ШРОТ) с переключателями и автоматами, которые в свою очередь подключены к двум секциям щита постоянного тока, запитанным от аккумуляторных батарей.

Выбрана АБ типа Vb2314+ емкостью С10.=700 Ач .

Зарядно-выпрямительные устройства выбраны со следующими параметрами: Imaxвых=200 А, Uном=220 В.

Установка АБ, ЩПТ, ЗВУ предусматривается в проектируемом ОПУ в отдельных помещениях. Установка проектируемых ШРОТ предусматривается в здании ОПУ, в помещении релейных панелей.

60

9.5.11 Релейная защита

Релейная защита автотрансформаторов 125 МВА

Согласно «Нормам технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» для защиты автотрансформаторов 125 МВА 220/110/10 кВ предусматривается установка двух комплектов основных защит, комплекта резервных защит ВН, комплекта резервных защит СН и комплекта автоматики регулирования коэффициента трансформации.

Комплект основных защит реализует функции:

- дифференциальную токовую защиту от всех видов КЗ внутри бака;

- прием сигналов от газовой защиты АТ и РПН с контролем изоляции этих цепей;

- защиту от перегрузки;

- МТЗ стороны НН с пуском по напряжению;

- реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке;

- токовые реле для пуска автоматики охлаждения;

- УРОВ стороны ВН;

- УРОВ стороны НН.

Комплект резервных защит стороны ВН реализует функции:

- четырехступенчатую дистанционную защиту;

- пятиступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности;

- МТЗ стороны ВН;

- токовую отсечку;

- автоматику управления выключателем (АУВ);

- УРОВ.

Комплект резервных защит СН реализует функции:

- четырехступенчатую дистанционную защиту;

- пятиступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности;

- максимальную токовую защиту стороны СН;

- токовая отсечка;

- АРПТ;

- автоматика управления выключателем;

- УРОВ.

Комплект автоматики регулирования коэффициента трансформации, реализует функции:

- автоматическое поддержание напряжения в заданных пределах;

- ручное регулирование напряжения;

- блокировку работы РПН при обнаружении неисправности привода РПН;

- блокировку РПН от внешних сигналов;

61

- блокировку РПН при перегрузке АТ по току.

Релейная защита трансформатора 40 МВА

Для защиты силовых трансформаторов 110 кВ предусматриваются установка комплекта основных защит, комплекта резервных защит ВН, комплекта автоматики регулирования коэффициента трансформации.

Комплект основных защит реализует функции:

- дифференциальную токовую защиту от всех видов КЗ внутри бака;

- прием сигналов от газовой защиты трансформатора и РПН с контролем изоляции этих цепей;

- ТНЗНП стороны ВН;

- МТЗ стороны ВН;

- защиту от перегрузки;

- реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке;

- токовые реле для пуска автоматики охлаждения;

- УРОВ ВН.

Комплект резервных защит ВН реализует функции:

- МТЗ стороны НН с пуском по напряжению;

- токовую направленную защиту нулевой последовательности;

- прием сигналов от газовых защит трансформатора и РПН с контролем изоляции этих цепей;

- автоматику управления выключателем ВН;

- УРОВ.

Релейная защита управляемого шунтирующего реактора 220 кВ 63 МВА

Управляемый шунтирующий реактор (УШР) 220 кВ выполняется с тремя обмотками – сетевой обмоткой (СО), компенсационной обмоткой (КО) и обмоткой управления (ОУ). В комплект поставки входят два трехфазных трансформатора мощностью 1000 кВА 10/0,4 кВ с тиристорным преобразователем (ТМП). Основной ТМП подключается к выводам компенсационной обмотки реактора через выключатель, а резервный – к распредустройству СН подстанции.

На УШР установлены следующие защиты:

- для сетевой обмотки реактора – продольная дифференциальная защита реактора;

- для компенсационной обмотки – двухступенчатая МТЗ, эта защита также чувствительна к токам короткого замыкания в кабеле 10 кВ до КРУ УШР;

- для обмотки управления – МТЗ на трансформаторах тока заземленного вывода средней точки ОУ;

- защита по напряжению нулевой последовательности;

- газовая защита;

- пуск автоматики охлаждения.

62

Перечисленные защиты устанавливаются в шкафу защиты и управления УШР в помещении ОПУ.

Защита и управление ТМП осуществляется терминалами, установленными в КРУ-10 кВ УШР. Предусмотрены МТЗ, отсечка и защита от перегрузки.

В помещении ОПУ устанавливаются шкафы системы автоматического управления (САУ) реакторами, которые поставляются комплектно с УШР.

Комплект САУ выполняет следующие функции:

- автоматическое управление величиной индуктивности в заданных пределах для обеспечения стабилизации напряжения на шинах 220 кВ подстанции;

- обеспечение режима ручного регулирования тока УШР ступенчатым изменением угла управления тиристорами ПП;

- автоматическое поддержание заданного значения тока сетевой обмотки реактора;

- перевод из режима автоматического управления в режим ручного управления и

обратно;

- индикация параметров режима, заданных уставок регулирования и состояния схемы

комплекса;

- сигнализация о перегрузках и повреждениях в преобразователе ПП;

- контроль перегрузки УШР по току сетевой обмотки с последующим автоматическим

ограничением мощности и выдачей сигнала;

- контроль перегрузки и перегрева преобразователей с последующим автоматическим

ограничением мощности и выдачей сигнала;

- контроль управления тиристоров преобразователей;

- реализация управляющих воздействий от внешних устройств защиты и автоматики;

- обеспечение режима предварительного подмагничивания УШР.

Релейная защита шин

Согласно «Нормам технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» для осуществления надежной защиты шин КРУЭ-220 кВ и КРУЭ-110 кВ предусматривается установка двух независимых комплектов релейной защиты шин, дублирующих действия друг друга, для РУ каждого класса напряжения.

Релейная защита и автоматика ШСВ

Согласно НТП ПС предусматривается установка комплекта релейной защиты для каждого шиносоединительного выключателя 220 и 110 кВ, который включает в себя:

- двухступенчатую максимальную токовую защиту (МТЗ) от многофазных КЗ;

- трехступенчатую токовую ненаправленную защиту нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю. Предусмотрено АУВ, ТАПВ, УРОВ.

63

Релейная защита и автоматика линий 220 и 110 кВ.

Согласно «Нормам технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» на ответственных ВЛ 110-220 кВ с двухсторонним питанием требуется установка основной быстродействующей защиты с абсолютной селективностью и комплекта резервных ступенчатых защит, на линиях с односторонним питанием- установка двух комплектов ступенчатых защит.

В связи заходом одной цепи ВЛ 220 кВ УГРЭС- Мангазея на ПС 220 кВ Ермак образуется две линии 220 кВ: Ермак-УГРЭС и Ермак- Мангазея. Для этих линий на ПС Ермак предусматривается установка защит и автоматики аналогичные существующим. В качестве основной защиты линий предусмотрена продольная дифференциальная защита с функциями ступенчатых защит (ДЗЛ+КСЗ). В комплекте основных защит реализуется также функция однофазного АПВ. В связи с этим на линиях устанавливаются трансформаторы напряжения для контроля напряжения в каждой фазе.

В качестве резервной защиты от всех видов КЗ предусматривается установка комплекта ступенчатых защит (КСЗ), в который входят ДЗ, ТНЗП, ТО, а также реализуется функция однофазного АПВ. В качестве каналов связи между полукомплектами ДЗЛ и для передачи команд телеотключения и телеускорения используется ВОЛС.

Для автоматики управления выключателем установлен отдельный терминал, который реализует функции трёхфазнго АПВ, УРОВ и защиты от неполнофазного режима.

На ВЛ 220 кВ Ермак- Исконная устанавливается в качестве основной защиты продольная дифференциальная защитя линии с комплектом ступенчатых защит (ДЗЛ+КСЗ), в качестве резервной защиты- комплект КСЗ, который реализует функции ДЗ, ТНЗП, ТО, АРПТ, АУВ, трёхфазного АПВ и УРОВ. Связь с полукомплектом основной защиты на ПС Исконная осуществляется по ВОЛС. Ускорение защит выполняется по ВОЛС.

На ВЛ 220 кВ к ПС Славянская и на ВЛ110кВ к Русскому месторождению в качестве основной и резервной защит используются комплекты КСЗ. Предусмотрено ТАПВ и УРОВ.

Управление выключателями 220 и 110 кВ

В соответствии с Распоряжением ОАО ФСК ЕЭС от 31.05.2010 № 293р «Рекомендации по применению основных структурных схем и требования к организации АСУ ТП подстанций 110 – 750 кВ с учётом функциональной достаточности и надежности» предусматриваются следующие способы управления выключателями и разъединителями2 20 кВ с электродвигательными приводам на ПС 220 кВ Ермак:

- основной – управление с АРМ оперативного персонала на ПС, АРМ оперативно диспетчерского персонала в ЦУС через АСУ ТП;

- резервный – с мнемонической схемы на панели контроллера присоединения;

- аварийный - кнопками и ключами расположенного на шкафу управления ячейкой присоединения, расположенных в КРУЭ и находящихся в зоне безопасного обслуживания.

Защиты должны действовать на отключение выключателей помимо микропроцессорных терминалов управления непосредственно на оба электромагнита отключения.

64

Устройства резервирования отказа выключателя

Для осуществления резервирования отказа выключателей КРУЭ-220 кВ и КРУЭ-110 кВ основными техническими решениями предусматривается реализацию алгоритма УРОВ в составе терминалов АУВ присоединений.

В терминал автоматики управления выключателя заводятся аналоговые и дискретные сигналы данного присоединения:

- токовые цепи;

- положение выключателя присоединения;

- срабатывание защит действующих на присоединение.

В терминале АУВ формируется алгоритм с действием 1 ступени мгновенно на свой выключатель, 2-ой ступенью с передачей УВ на оба комплекта ДЗШ для последующего отключения присоединении фиксированных за системой шин и шинносоединительный выключатель. А так же от 2 ступени УРОВ действуют следующие УВ:

- для ВЛ 220 кВ Исконная- Ермак, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС- Ермак, ВЛ 220 кВ Ермак- Мангазея предусмотрена передача команды телеотключения на противоположный конец;

- для автотрансформаторов и трансформаторов от УРОВ отключаются выключатели всех сторон АТ и Т через схемы основной и резервной защит.

Определение места повреждения линий 220 и 110 кВ.

Для определения места повреждения на ВЛ 220 и 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Ермак предусматривается установка специализированных микропроцессорных терминалов, которые реализуют функции:

- определение места, времени и вида повреждения на ВЛ;

- фиксации момента возникновения и длительность КЗ;

- фиксации аварийных величин длительностью не менее 2 сек;

- учёта погрешности определения расстояния до места повреждения;

- измерения электрических величин для расчета места повреждения через заданное уставкой время от момента запуска устройства.

Терминалов ОМП работают на волновом принципе и используются в данном проекте для линий с односторонним и двусторонним питанием.

Для организации двухстороннего ОМП устанавливаются по одному терминалу на концах линии, на которые заводятся соответствующие токи и напряжения, и канал связи. В качестве канала связи используется канал передачи данных по проектируемой ВОЛС. 220 кВ Исконнная – Ермак типы устройств ОМП определяются в соответствии с проектами этих объектов.

Регистрация аварийных событий

Согласно «Общим требованиям к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации,

65

технологической связи в ЕЭС России», утвержденным приказом № 57 от 11.02.08 ОАО РАО «ЕЭС России», регистрация аварийных событий должна производиться не только внутренними средствами МП УРЗА, но и автономным регистратором.

Установленный регистратор, предназначен для сбора, первичной обработки и архивирования эксплуатационно-технологических параметров как аварийных процессов, так и штатных процессов в основном оборудовании энергетических объектах электроснабжающих предприятий.

Регистратор выполняет следующие основные функции:

- регистрация измерительной информации о значениях фазных токов и фазных напряжений, в том числе в предаварийном и аварийном режимах с отметкой времени события;

- регистрация дискретных сигналов релейной защиты и автоматики;

- регистрация сигналов «неисправность» и «авария» на подстанции;

- регистрация положения выключателей;

- контроль напряжения и тока аккумуляторных батарей.

Всего по подстанции выводится 160 аналоговых и 180 дискретных сигналов. Предусмотрен автоматический сбор результатов регистрации в систему АСУ ТП для архивирования и ретроспективного анализа с выдачей информации на верхний уровень оперативно-диспетчерского управления.

РЗА присоединений 10 кВ

В ячейке ввода 10 кВ предусмотрен следующий комплекс защит и автоматики:

1) МТЗ с пуском по напряжению;

2) Автоматика управления выключателем с функциями АПВ и УРОВ.

В ячейке секционного выключателя 10 кВ предусмотрен следующий комплекс защит и автоматики:

1) МТЗ;

2) Автоматика управления выключателем с функциями АВР и УРОВ.

Для защиты отходящих линий предусмотрены следующий комплекс защиты:

1) отсечка;

2) МТЗ;

3) защита нулевой последовательности;

4) Автоматика управления выключателем с функцией УРОВ.

Для трансформаторов собственных нужд предусмотрен следующий комплекс защит и автоматики:

1) отсечка,

2) МТЗ;

3) защита от перегрузки;

4) защита нулевой последовательности;

5) управление выключателем с функцией УРОВ.

66

В ячейках КРУ предусмотрена дуговая защита с оптоволоконными линзовыми датчиками, а так же организована логическая защита шин.

Управление выключателями 10 кВ осуществляется из АСУ ТП и ключами управления, установленными в ячейках КРУ.

Сигнализация

Проектом предусматриваются следующие виды сигнализации:

– световая сигнализация положения выключателей присоединений 220, 110 кВ на АРМ мнемосхеме SCADA - систем;

– передача сигналов в ССПТИ на верхний уровень управления с использованием протоколов МЭК;

– местная светодиодная сигнализация на передней панели каждого терминала, а также световая сигнализация на двери шкафа, при этом дверь шкафа для облегчения визуального контроля выполняется прозрачной (частично или полностью);

– передача сигналов в схему центральной сигнализации ПС для воздействия на соответствующие световые табло и звуковую аварийную (сирена) и предупредительную (звонок) сигнализацию. Количество передаваемых сигналов в ЦС выбрано в минимально необходимом объеме.

В проектной документации приведена спецификация оборудования РЗА, приведену схемы размещения устройств РЗА и функциональные схемы

9.5.12 Противоаварийная автоматика

С целью обоснования необходимости АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак проведены расчеты режимов зимнего максимума, летнего максимума и летнего минимума при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея на ремонт ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная и наоборот на год включения объекта (ПС 220 кВ Ермак с двумя АТ 125 МВА и заходами одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭC – Мангазея и строительством ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак) и на перспективу 5 лет.

В режимах зимнего максимума при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея на ремонт ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная и наоборот на этапе 2020 года наблюдается перегруз ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак на величину до 3%. Перегруз ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак ликвидируется путем ввода ограничений в районе ПС 220 кВ Ермак на величину до 10 МВт.

В режимах летнего максимума и летнего минимума при наложении аварийного отключения ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея на ремонт ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная и наоборот на этапе 2020 года наблюдается перегруз ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак на величину до 18 % и на величину до 9 % соответственно. Перегруз ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак ликвидируется путем ввода ограничений в районе ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Мангазея на величину до 35 МВт и на величину до 20 МВт соответственно.

67

С целью обоснования необходимости и мест установки ПА в районе строительства ПС 220 кВ Ермак проведены расчеты электрических режимов и устойчивости.

В соответствии с выполненными расчетами электрических режимов на год ввода ПС 220 кВ Ермак с заходами одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея установка новых устройств ПА не требуется. В соответствии с выполненными расчетами электрических режимов на перспективу 5 лет, а также складывающейся балансовой ситуации требуется АОПО на следующих ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак;

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная;

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея;

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак.

Устройства АОПО на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея предлагается установить на Уренгойской ГРЭС.

Устройство АОПО на ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная предлагается установить на ПС 220 кВ Исконная.

Действие предлагаемой автоматики выполнить следующим:

1) АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная действует при превышении величины тока 605/785 А (лето/зима) с контролем направления активной мощности от шин в линию ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная тремя ступенями:

1 ступень – с выдержкой времени 24 с:

- на ПС 220 кВ Исконная отключить В-110 Уренгой-1 и 2;


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые присоединения ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №1;


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые присоединения ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №2.

Для обеспечения функционирования АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная необходимо организовать передачу сигналов через УПАСК по ВОЛС ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Исконная (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Ермак (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Ермак (ПРД) – Исконная (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Исконная (ПРД) – Ермак (ПРМ).

2) АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак действует при превышении величины тока 605/785 А (лето/зима) с контролем направления активной мощности от шин в линию ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея двумя ступенями:


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые присоединения ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №1;

68


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые присоединения ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №2.

Для обеспечения функционирования АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея необходимо организовать передачу сигналов через УПАСК по ВОЛС ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Мангазея (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Мангазея (ПРД) – Ермак (ПРМ);



Для обеспечения функционирования АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак необходимо организовать передачу сигналов через УПАСК по ВОЛС ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Ермак (ПРМ);



3) АОПО ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная действует при превышении величины тока 605/785 А (лето/зима) с контролем направления активной мощности от шин в линию ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная двумя ступенями:


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые

присоединения ВЛ 110 кВ Русское месторождение №1;


– на пуск сигнала на отключение на ПС 220/110 кВ Ермак отключить тупиковые присоединения ВЛ 110 кВ Русское месторождение №2.

Для обеспечения функционирования АОПО ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная необходимо организовать передачу сигналов через УПАСК по ВОЛС ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Исконная (ПРД) – Ермак (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Исконная (ПРД) – Уренгойская ГРЭС (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Ермак (ПРМ).

4) АЧР, ЧАПВ ПС 220 кВ Ермак

Выполнить устройства АЧР-1, АЧР-2, ЧАПВ на ПС 220 кВ Ермак на отключение выключателей ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №1 и ВЛ 110 кВ Ермак – Русское месторождение №2 со следующими уставками:

– для АЧР-1 – f = 46,5, t = 0,3 c;

– для АЧР-2 – f = 48,7, t = 65 c;

– для ЧАПВ – f = 49,6, t = 40 c.

Выполнить устройства АЧР-1, АЧР-2, ЧАПВ на ПС 220 кВ Ермак на отключение фидера НПС-2 №1, фидера НПС-2 №2, фидера Роспан №1 и фидера Роспан №2 со следующими уставками:

– для АЧР-1 – f = 47, t = 0,3 c;

69

– для АЧР-2 – f = 48,9, t = 32 c;

– для ЧАПВ – f = 49,8, t = 40 c.

5) АПНУ

Устройство предотвращения нарушения устойчивости было предусмотрено проектом «ПС 220 кВ Мангазея» с установкой на ПС 220 кВ Мангазея для обеспечения устойчивости работы нагрузки Ванкорского месторождения при отключении ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и ВЛ 220 кВ Ермак – Мангазея со следующими параметрами:

– потеря питания ПС 220 кВ Мангазея от Уренгойской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 и 2 цепи;

– контроль предшествующего режима по сечению ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС –

Мангазея 1 и 2 цепи, ВЛ 110 кВ Арсенал – НПС-2-1 и 2 цепи;

– действие на отключение нагрузки в районе Ванкорского месторождения.

В данном проекте предусматривается корректировка параметров АПНУ, устанавливаемой на ПС 220 кВ Мангазея в связи с вводом в работу ПС 220 кВ Ермак, ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак, Ермак – Мангазея:

– потеря питания ПС 220 кВ Мангазея от Уренгойской ГРЭС по ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и Ермак – Мангазея;

– контроль предшествующего режима по сечению ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и Ермак – Мангазея, ВЛ 110 кВ Арсенал – НПС-2-1 и 2 цепи;

– действие на отключение нагрузки в районе Ванкорского месторождения.

В составе настоящего проекта предусматривается дополнительная установка двух устройств ФОЛ на ПС 220 кВ Ермак на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Ермак – Мангазея.

Для обеспечения функционирования ФОЛ на ПС 220 кВ Ермак на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Ермак – Мангазея необходимо организовать передачу сигналов через УПАСК по ВОЛС ВЛ 220 кВ:

– ВЛ 220 кВ Ермак (ПРД) – Мангазея (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Ермак (ПРД) – Уренгойская ГРЭС (ПРМ);

– ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС (ПРД) – Мангазея (ПРМ).

В связи с отказом от строительства транзита 110 кВ Арсенал – Мангазея в обозримой временной перспективе выбор уставок и условий срабатывания АПНУ на ПС 220 кВ Мангазея должен быть отложен до возврата к строительству указанного транзита 110 кВ.

АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Исконная и АОПО ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная целесообразно выполнить в рамках титулов «Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой» и «Строительство ВЛ 220 кВ Ермак – Исконная» соответственно.

Объемы устанавливаемых устройств

ФОЛ на ПС 220 кВ Ермак на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Ермак – Мангазея должна выполняться одновременно двумя независимыми устройствами.

70

Также требуется обеспечить трансляцию сигналов ФОЛ ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак по вновь образованным ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Ермак – Мангазея.

Состав, количество и функции устройств ПА на ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Мангазея и ПС 220 кВ Исконная приведен в таблице 1.

71

Таблица 1. Требуемый состав, количество и функции устройств ПА

72

9.5.13 АСУТП АСУ ТП ПС строится как единая, интегрированная, иерархическая, распределенная

человеко-машинная система, оснащенная средствами управления, сбора, обработки, отображения, регистрации, хранения и передачи информации, обеспечивающая возможность наращивания состава и объемов обрабатываемой информации при дальнейшем расширении подстанции.

АСУ ТП ПС охватывает объекты подстанции: – комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией КРУЭ 220 кВ; – комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией КРУЭ 110 кВ; – закрытое распределительное устройство ЗРУ-10 кВ (ЗРУ 10 кВ, ЗРУ 10 кВ СН,

ЗРУ 10 кВ УШР);

73

– автотрансформаторы 220/110/10 кВ (АТ1, АТ2); – трансформаторы 110/10/10 кВ (Т-3, Т-4); – управляемые шунтирующие реакторы УШР-1 (LR1), УШР-2 (LR2); – общестанционный пункт управления ОПУ; – система водоснабжения (насосные № 1, № 2 (1-го подъема), насосная № 3

(пожаротушения)); – система канализации и водоотведения (маслосборник, очистные сооружения

замасленных сточных вод, канализационная насосная станция (КНС), очистные сооружения биологической очистки хозяйственно-бытовых сточных вод, аккумулирующая емкость ливневой канализации, резервуар очищенных сточных вод № 1, № 2);

– системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, системы контроля загазованности;

– дизельная электростанция (ДЭС), третья степень автоматизации. В связи с вводом нового оборудования предусматривается модернизация ЦУС и ДЦ

в части: – расширение лицензии ССПТИ верхнего уровня на необходимое количество тегов; – модернизация ОИК МЭС Западной Сибири в объеме вновь вводимых сигналов. Уровни иерархии ПТК АСУ ТП В ПТК АСУ ТП выделяется три уровня ПТС: нижний (полевой), средний и верхний. К нижнему уровню относятся все устройства, которые непосредственно связаны с

объектом управления. С их помощью обеспечивается сбор информации и выдача команд управления, необходимые для функционирования АСУ ТП ПС:

– микропроцессорные устройства: – релейной защиты и автоматики (терминалы зашит и АУВ); – противоаварийной автоматики; – многофункциональные измерительные приборы (МИП); – контроллеры присоединений АСУ ТП; – нормирующие преобразователи (тока, напряжения, температуры, давления и т.д.); – стандартные полевые (промышленные) сети - для связи устройств нижнего и

среднего уровня по стандартным интерфейсам (RS-485, Ethernet и т.д.) с использованием «экранированной витой» пары и ВОК.

Средний уровень образуют устройства концентрации, обработки и передачи информации (шкафы сетевых коммутаторов №1 и №2) от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего уровня на нижний уровень, а также система обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения повышенной надежности в качестве устройств среднего уровня приняты контроллеры промышленного исполнения.

Система единого времени построена в виде отдельного комплекса технических средств, где в качестве внешнего источника синхронизации используется GPS система, включающая в себя: спутниковую антенну, приемник и кабель связи. Под синхронизацией понимается подстройка локальных таймеров, имеющихся в микропроцессорных компонентах ПТК (контроллерах, терминалах РЗА и ПА, серверах, аварийных осциллографах и т.п.), в соответствии с общесистемным временем ПТК. Синхронизация реализована как по выделенным каналам связи, так и по информационным.

Устройства среднего уровня совмещают также в себе функции телемеханики, оперативная информация с которой передаётся:

– технологическая информация в МЭС Западной Сибири; ЦУС Ямало-Ненецкий ПМЭС;

– оперативно-диспетчерская информация в Тюменское РДУ.

74

Передача информации на диспетчерские пункты управления осуществляется с гарантированным временем доставки не более 1 сек. по основным каналам, по резервным каналам гарантированное время доставки не более 2 сек.

Объем телеинформации, передаваемой в АСДУ – вышеуказанным абонентам определяется действующей отраслевой нормативно-технической документацией (СТО 56947007-29.130.01.092-2011 «Выбор видов и объемов телеинформации при проектировании систем сбора и передачи информации подстанций ЕНЭС для целей диспетчерского и технологического управления», ОАО «ФСК ЕЭС», 2011 г. и СТО 56947007-29.240.036-2009 «Руководящие указания по выбору объемов неоперативной технологической информации, передаваемой с подстанций ЕНЭС в центры управления электрическими сетями, а также между центрами управления»), а также «Соглашением об информационном взаимодействии системного оператора и организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью при выполнении ими своих функций».

Передача в Тюменское РДУ телесигналов коммутационного оборудования предусмотрена обобщенным сигналом положения коммутационных аппаратов (КА), формируемого методом одновременного получения двух сигналов от одного КА: «включен» и «отключен» соответственно, получаемых с помощью нормально замкнутого и нормального разомкнутого контактов, отнесенных к одному положению КА. При этом передача обобщенного телесигнала выполняется с использованием идентификаторов типа информации <M_DP_NA_1> 3, <M_DP_TA_1> 4 (двухэлементная информация) в соответствии с ГОСТ Р МЭК 60870-5-101. Устройства среднего уровня размещаются в шкафах сетевых коммутаторов №1 и №2, расположенных в помещении панелей РЗА здания КРУЭ.

К верхнему уровню относятся средства центральных вычислительных ресурсов, локальной вычислительной сети, объединяющей рабочие станции системы, и АРМы оперативного и инженерно – технического персонала. Верхний уровень представляет собой комплекс технических средств:

Сервер АСУ ТП представлен дублированным Сервером базы данных, на котором концентрируется вся информация от устройств среднего уровня, охватывая все параметры нормального режима, технического учета электрической энергии, микропроцессорных защит.

Сервер АСУ ТП получает данные, относящиеся к технологическому процессу. Собранная информация используется для визуализации на дисплеях АРМ,

сохранения в архивы, расчетов, вывода на печать. Уточненный объем собираемых данных определяется как совокупность сигналов устройств нижнего уровня в соответствии со списками сигналов, согласуемых с Заказчиком на этапе проектирования.

Локальная сеть верхнего уровня - локальная сеть выполнена резервированной c использованием витой пары и ВОК, по международным протоколам информационного обмена МЭК 61850 или МЭК 60870-5-104.

Автоматизированные рабочие места персонала – месторасположения АРМ определяются потребностями подстанции и находятся в зависимости от топологии ЛВС энергообъекта. Предусмотрены следующие виды АРМ:

АРМ оперативного персонала (АРМ ОП) – 2 шт. (основной и резервный); АРМ инженера службы РЗА (АРМ РЗА), АРМ инженера службы АСУ (АРМ АСУ)

на стационарных компьютерах и переносных ноутбуках. Верхний уровень ПТК представлен: – SCADA-сервером с установленным ПО (осн./рез.); – сервером системы сбора и передачи технологической неоперативной информации

с установленным ПО (осн./рез.) (ССПТИ); – автоматизированными рабочими местами оперативного персонала (АРМ ОП

основной/резервный).

75

– АРМ инженера службы РЗА, АРМ инженера службы АСУ. Серверы SCADA выполняют сбор, централизованную обработку информации, ее

хранение в архивах и выдачу ее на рабочие места операторов для предоставления пользователям Системы. SCADA-серверы резервируемые, с двумя блоками питания горячей замены каждый, подключенными к разным источникам питания. В качестве массива хранения информации применять SCSI/SAS/SATA-накопители, объединенные в RAID-массив 5/10 уровня с поддержкой горячей замены. В качестве серверной платформ применяются ОС уровня Windows Server 2003 или выше. Средства диагностики серверного оборудования обеспечивают контроль исправности HDD накопителей, контроль исправности блоков питания, контроль температурного режима, статус сервера (активный/пассивный) с передачей информации в SCADA – систему.

SCADA – серверы и коммуникационное оборудование располагаются в шкафу серверов АСУ ТП.

АРМ комплектуются SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня не ниже 1, комплектуются дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. В рабочих станциях применяются цветные графические жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю не менее 24”. АРМ оператора оснащаются двумя дисплеями. Станции работают под управлением ОС уровня Windows XP SP3 PRO или выше. Средства диагностики АРМ оператора обеспечивают контроль исправности HDD накопителей, контроль температурного режима с передачей информации в SCADA- систему.

Состав устройств верхнего уровня комплектуется лазерными принтерами для распечатки ведомостей и отчетов: черно-белым формата А4, а также для вывода осциллограмм, графиков, схем: цветным формата А3.

Средний уровень ПТК образуют устройства обработки и передачи информации (система передачи оперативно-диспетчерской информации) от устройств нижнего уровня на верхний и обратно, устройства синхронизации компонентов системы, устройства приема и передачи информации в другие системы.

В состав оборудования среднего уровня ПТК входят: – станционные контроллеры (основной и резервный); – средства ЛВС; – панели отображения и управления (в шкафах объектных); – система единого времени; – система гарантированного электропитания. Система передачи оперативно-диспетчерской информации представлена

станционными контроллерами и выполняет сбор телемеханической информации (ТС, ТИ) о состоянии и режимных параметрах объекта управления, дополнительную логическую обработку информации, архивирование и выдачу ее в каналообразующую аппаратуру.

Станционные контроллеры – основной и резервный, которые независимо друг от друга собирают всю необходимую информацию ТМ от микропроцессорных устройств нижнего уровня АСУ ТП. После дополнительной обработки информация о состоянии объекта управления с основного контроллера через каналообразующую аппаратуру отправляется в основные каналы связи, а с резервного контроллера – в резервные каналы связи на ЦППС МЭС Западной Сибири и Тюменское РДУ. Станционный контроллер обеспечивает связь c устройствами и подсистемами полевого (нижнего) уровня, предварительную обработку, передачу данных на SCADA сервер, трансляцию команд управления на устройства нижнего уровня, осуществление контроля и диагностики устройств нижнего уровня.

Диагностика и сигнализация станционных контроллеров показывает состояние блоков питания (пропадание напряжений на входах), состояние носителей информации (HDD - при наличии), статус сетевого взаимодействия по всем подключенным разъёмам, температурный режим с выдачей информации в SCADA-систему.

76

В данном проекте станционные контроллеры промышленного исполнения размещены в шкафу сетевых коммутаторов №1.

Основной средой передачи информации ЛВС является одномодовое или многомодовое оптическое волокно. Коммутаторы ЛВС имеют источники питания и встроенную систему диагностики, контролирующую состояние портов коммутатора, режим работы коммутатора, температуру, исправность блоков питания с выдачей информации в SCADA -систему при помощи протокола SNMP.

Для обеспечения точной синхронизации всех низовых устройств с астрономическим временем, в составе АСУ ТП ПС предусматривается система обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ обеспечивает прием сигналов точного времени от внешнего источника GPS/ГЛОНАСС. Станционные контроллеры синхронизируются по протоколу NTP, при этом обеспечивается точность привязки к астрономическому времени до 1 мс.

Элементы верхнего уровня Системы (SCADA-сервер, АРМ операторов) синхронизируются по ЛВС АСУ ТП по протоколу TIME (RFC868), при этом обеспечивается точность привязки к астрономическому времени порядка 50-100 мс. Прочие низовые устройства и подсистемы синхронизируются либо по выделенной шине синхронизации (если данный механизм ими поддерживается), что обеспечивает максимальную точность привязки к астрономическому времени (как правило, 1 мс), либо по интерфейсным (последовательным) портам через соответствующие коммуникационные серверы. В последнем случае достигается точность привязки к астрономическому времени порядка 50-500 мс в зависимости от особенностей устройства и используемого протокола. Данный вариант используется только при невозможности синхронизации соответствующих устройств/подсистем по выделенной шине или по сети Ethernet.

К нижнему уровню ПТК относятся все микропроцессорные устройства, которые непосредственно связаны с объектом управления. Они обеспечивают сбор информации и выдачу команд управления.

В состав комплекса технических средств полевого уровня входят устройства: – контроллеры присоединений АСУ ТП; – микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики (МП РЗА); – микропроцессорные устройства определения места повреждения линии (ОМП); – регистраторы аварийных сигналов (РАС); – микропроцессорные комплексы противоаварийной автоматики (МКПА); – устройства пуска и приема аварийных команд РЗ и ПА; – системы охранной сигнализации, автоматической пожарной сигнализации и

оповещения о пожаре, СКУД, охранного телевидения, в том числе вывод следующих сигналов в систему АСУ ТП:

– сигнал срабатывания пожарной сигнализации; – сигнал срабатывания охранной сигнализации; – сигнал срабатывания периметральной охранной сигнализации; – сигнал срабатывания тревожной сигнализации. – средства автоматизации системы водоснабжения; – средства автоматизации системы канализации и водоотведения; – средства автоматизации системы отопления, вентиляции и кондиционирования

воздуха, системы контроля загазованности; – средства автоматизации дизель-электростанции (ДЭС). Контроллеры присоединений имеют дублированные модули цифрового обмена

(Industrial) Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3 с поддержкой RSTP и технологии резервирования PRP. Контроллеры промышленного исполнения, оснащены графической панелью управления, обеспечивающей локальную визуализацию состояния работы оборудования присоединения, управление коммутационными аппаратами, ввод/вывод из работы блокировки, буфер событий. При

77

потере связи с верхним уровнем управления, контроллеры переходят в автономный режим. Контроллеры присоединения имеют собственные средства диагностики с записью сигналов диагностики и событий во внутренний буфер событий и передачей их для обработки на верхний уровень АСУ ТП. Устойчивость к электромагнитным излучениям не хуже СТО 56947007-29.240.043-2010, СТО 56947007-29.240.044-2010. Контроллеры имеют синхронизацию с СОЕВ и выполняют передачу сигналов по цифровым каналам связи с использованием протоколов, обеспечивающих передачу данных с метками времени.

В тракте сбора и обработки используются модули прямых измерений контроллеров присоединений классом точности не хуже 0,5, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 0,2. В ходе первичной обработки информации

выполняют (в общем случае): – масштабирование (вычисление реальных значений физических величин в

именованных единицах с учетом коэффициентов трансформации ТТ, ТН и т.д.); – вычисление расчетных величин (линейные напряжения по фазным, 3Uо и 3Iо,

вычисление активной и реактивной мощности, cos j и т.д.); Устройства нижнего уровня, в том числе устройства РЗА, ПА, АИИСКУЭ и др.

подключаются к дублированной ЛВС АСУ ТП по резервированным каналам передачи данных. При этом соответствующие устройства (контроллеры) обеспечены набором портов стандартных интерфейсов с поддержкой передачи информации с метками времени.

9.5.14 АИИСКУЭ

АИИС КУЭ ПС 220 кВ Ермак обеспечивает выполнение полного баланса электроэнергии по подстанции в целом, включая вычисление баланса электроэнергии по уровням напряжения, отдельно по шинам (секциям шин) всех классов напряжения, с учётом собственных и хозяйственных нужд, сравнение фактического небаланса с допустимым значением небаланса, а также контроль достоверности передаваемых/получаемых данных.

Автоматизации подлежит учет потребляемой (переданной) электрической энергии, включая процессы измерений, сбора, обработки и передачи на верхний уровень ее параметров.

АИИС КУЭ ПС 220 кВ Ермак обеспечивает выполнение следующих автоматизированных функций:

- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;

- постоянный и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- обработка измеренных данных; - хранение данных об измеренных величинах в счетчике в течение не менее 90 дней; - хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение

не менее 3,5 лет; - ежесуточное резервирование баз данных на внешних носителях; - разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация

в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных; - подготовка данных о результатах измерений и средств измерений в XML формате,

или иной способ в соответствии с соглашением об информационном обмене, для их передачи по электронной почте внешним организациям;

- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений по запросу со стороны ИАСУ КУ ОАО «АТС» в соответствии с процедурой контрольного доступа и форматом запроса данных;

78

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ; - ведение системы единого времени в АИИС КУЭ; - санкционированное предоставление результатов измерений ОАО «АТС», ОАО

«СО ЕЭС», смежным по электрическим сетям субъектам электроэнергетики; - предоставление информации о состоянии средств и объектов измерений ОАО

«АТС», ОАО «СО ЕЭС». Точки учета, которые входят в состав АИИС КУЭ, представлены в таблице №1. Таблица №1. Перечень точек измерения электроэнергии.

79

Решения по структуре АИИС КУЭ Предлагаемая к реализации АИИС КУЭ ПС 220 кВ Ермак представляет

двухуровневую иерархическую структуру с распределенной функцией измерения и централизованным управлением:

1-й уровень – Первый (нижний) уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно- измерительные комплексы (ИИК) коммерческого учета электроэнергии и средства передачи данных (ИВКЭ).

2-й уровень – уровень консолидации результатов измерений, серверное и коммуникационное оборудование.

Серверное оборудование верхнего уровня обеспечивает автоматический сбор и хранение измеренных данных с ИИК нижнего уровня в базе данных АИИС КУЭ, осуществляет передачу данных о выработке и потреблении электроэнергии в виде отчётов и договорной документации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежные организации ОРЭ (файл ХМL-формата или иной способ в соответствии с соглашением об информационном обмене), кроме того, обеспечивает Web-доступ потребителям. Объем передаваемой информации определяется на основе договоренности между субъектами ОРЭ.

Серверы ЦСОД МЭС Западной Сибири через аппаратуру связи производят автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных с цифровых счетчиков ИИК ПС каждые 30 минут.

Данные о результатах измерений и состоянии средств измерений АИИС КУЭ ПС 220 кВ Ермак поступают на сервера опроса, где проверяются на полноту и целостность, далее на серверах обрабатываются для дальнейшего использования и сохраняются на серверах хранения базы данных (основном и резервном серверах баз данных) и магнитном носителе (ленточной библиотеке).

В соответствии с регламентами ОАО «АТС», программный комплекс осуществляет предоставление данных в ОАО «АТС», в региональный филиал ОАО «СО ЕЭС», обмен данными со смежными субъектами ОРЭ в соответствии с соглашением об информационном обмене.

Передача данных производится по электронной почте в XML-формате и/или иным способом, если он оговорен в соглашении (регламенте) об информационном обмене.

Синхронизация работы всех средств АИИС КУЭ осуществляется централизованно по сигналам системы единого времени (СОЕВ).

ИИК ПС включают в себя следующие функциональные подсистемы: – измерительный компонент ИИК;

80

– вычислительный компонент ИВКЭ; – СОЕВ. В проектной документации представлена структурная схема АСУТП Структурно ИИК состоит из совокупности измерительных, связующих,

вычислительных и вспомогательных компонентов. ИИК включает в себя: а) измерительные компоненты (измерительные трансформаторы тока и напряжения); б) вторичные измерительные цепи; в) вычислительные компоненты (счётчики). Уровень ИИК системы распределен по техническим помещениям ПС 220 кВ Ермак. Предусматривается поставка комплектных шкафов КРУН. Для сохранения гарантии

производителя на данные шкафы целесообразна поставка счётчиков электроэнергии, комплектно со шкафами.

Для точек измерений первичным звеном в измерении данных являются измерительные трансформаторы тока и напряжения, а также вторичные измерительные цепи (для счетчиков прямого включения первичным звеном являются сами счетчики). Значения напряжения и тока измеряются и обрабатываются счетчиками.

Проектом предусмотрено подключение счетчиков к трансформаторам тока и напряжения через испытательные переходные коробки. Схемы подключения счетчиков к измерительным цепям будут представлены в рабочей документации.

Далее информация от счетчиков через цифровые выходы RS-485 поступает на уровень ИВКЭ. Уровень ИВКЭ системы распределен по техническим помещениям ПС 220 кВ Ермак. Информация от счетчиков через два цифровых выхода RS-485 поступает в УСПД.

С УСПД данные по интерфейсу Ethernet передаются на коммутатор, а затем на маршрутизатор. С маршрутизатора данные передаются в шкаф связи. Так же данные с УСПД передаются на GSM-модем по последовательному порту RS-232 для организации резервного канала передачи данных по GSM-связи.

С УСПД через коммутатор и маршрутизатор осуществляется передача данных в АСУ ТП подстанции. Канал организации связи с АСУ ТП - локальная сеть стандарта Ethernet. Количество каналов организации связи – два (основной и резервный).

С УСПД через коммутатор и маршрутизатор осуществляется передача данных на АРМ АИИС КУЭ по интерфейсу Ethernet.

В качестве основного канала организации связи между ИВКЭ и ИВК применяются волоконно-оптические линии связи. В качестве первого резервного канала организации связи применяется канал спутниковой связи, организованный посредством земной станции спутниковой связи (ЗССС). В качестве второго резервного канала применяется канал связи посредством GSM- модема, установленного в шкафу АИИС КУЭ. Архитектура программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ, разработана на основе принципов взаимодействия открытых систем с обеспечением санкционированного доступа на базе международных стандартов на программно-аппаратные интерфейсы.

Выходными данными уровня ИВКЭ являются: - результаты 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии; - результаты суточного сбора измеренных данных о приращениях электроэнергии с

заданной дискретностью учета (30 минут); - результаты месячного сбора измеренных данных о приращениях электроэнергии; - данные по состоянию технических и программных средств коммерческого учета

(журналы событий, статусы работоспособности измерительных каналов); - данные о состоянии оборудования АИИС КУЭ (АРМ, УСПД, электросчетчика,

каналообразующей аппаратуры);

81

Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ компонуется из серийно выпускаемых технических средств. При этом,

обеспечивается работа элементов с погрешностями, не превышающими предельно- допустимые, установленные заводскими техническими условиями на указанные элементы.

В соответствии с Приложением 11.1 «Автоматизированные информационно- измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности). Технические требования» трансформаторы тока и трансформаторы напряжения соответствуют следующим требованиям:

1) классы точности измерительных трансформаторов тока и напряжения не хуже 1,0; 2) применены трансформаторы тока, соответствующие требованиям ГОСТ7746-

2001, и трансформаторы напряжения, соответствующие требованиям ГОСТ 1983-2001; Измерительные трансформаторы тока и напряжения имеют следующие

характеристики: Классы точности измерительных трансформаторов тока: - для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 110 кВ и выше –

не хуже 0,2 S; - для генераторов с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2 S; - для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2 S; - остальные присоединения - не хуже 0,5 S. Классы точности измерительных трансформаторов напряжения: - для воздушных и кабельных линий с номинальным напряжением 110 кВ и выше – не хуже 0,2; - для генераторов с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2; - для присоединений с установленной мощностью 100 МВт и более – не хуже 0,2; - остальные присоединения – не хуже 0,5; 3) трансформаторы напряжения имеют независимые выводы только для целей

коммерческого учета. Обеспечен контроль целостности вторичных цепей; 4) измерительные трансформаторы тока установлены в трех фазах, к которым

подключены трехфазные трехэлементные счетчики электроэнергии; 5) во всех эксплуатационных режимах измерительные трансформаторы не

перегружаются; 6) измерительные трансформаторы соответствуют ПУЭ по классу напряжения,

электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению; 7) выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях

коммерческого учета, защищены от несанкционированного доступа. Все внешние элементы технических средств АИИС КУЭ, находящиеся под

напряжением, имеют защиту от случайного прикосновения, а сами технические средства – защитное заземление по ГОСТ 12.1.030, ГОСТ Р 50571, «Межотраслевым правилам по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок» РД153-34.0-03.150-00 и «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ).

Микропроцессорный счётчик электрической энергии многофункциональный Основным элементом, выполняющим функции первого уровня является

счётчик электрической энергии многофункциональный. Многофункциональный счетчик предназначен для учёта активной и реактивной электрической мощности в трёх и четырёхпроводных сетях переменного тока с напряжением от 1 до 5А, максимальным током 10А.

Счётчик позволяет вести многотарифный учёт активной и реактивной энергии прямого и обратного направления и четырёх квадрантной реактивной энергии в восьми

82

тарифных зонах, по восьми типам дней в двенадцати зонах. Дискрет тарифной зоны составляет 10 минут.

Счётчик измеряет мгновенные значения физических величин, характеризующих трёхфазную сеть, и может использоваться как датчик параметров:

- активная мощность, Вт; - реактивная мощность, вар; - полная мощность ВА; - фазное напряжение, В; - межфазное напряжение; - напряжение прямой последовательности, В; - ток, А; - коэффициент мощности; - частота сети, Гц; - коэффициент искажения синусоидальности кривой токов, %; - коэффициента несимметрии тока по нулевой и обратной последовательностям, %; - коэффициент искажения синусоидальности кривой фазных напряжений, %; - коэффициента несимметрии напряжения по нулевой и обратной

последовательностям, %; - текущее время, с; - текущая дата; - температура внутри счётчика, °С. Счётчик ведет два четырёхканальных независимых массива профиля мощности с

программируемым временем интегрирования от 1 до 60 минут для активной и реактивной мощности прямого и обратного направления. Глубина хранения каждого массива профиля до переполнения для времени интегрирования 30 минут составляет 2160 часов (90 суток).

Сохранность данных при прерываниях питания: - постоянной информации - не менее 40 лет; - оперативной информации - не менее 10 лет; - внутренних часов - не менее 10 лет (питание от литиевой батареи). Счётчик позволяет вести журналы событий, журналы показателей качества

электричества, журналы превышения порога мощности и статусный журнал. Счётчик имеет три равноприоритетных, независимых, гальванически развязанных

интерфейса связи: два интерфейса RS-485 и оптопорт. Счётчик обеспечивает возможность считывания, программирования и

перепрограммирования через указанные интерфейсы, при этом скорость обмена информацией, бит/с (бод):

- по оптическому порту: 9600; - по интерфейсам RS-485: 19200, 9600, 4800, 2400, 1200, 600, 300. Счётчик обеспечивает возможность управления от внешнего компьютера через

интерфейсы RS-485 или оптопорт: - установкой, коррекцией и синхронизацией времени; - режимами индикации; - сбросом показаний ( очистка регистров учтённой энергии); - инициализацией массивов профилей мощности; - поиском адреса заголовка массива профиля; - фиксацией данных вспомогательных режимов измерения; - перезапуском счётчика; - инициализацией счётчика. Счётчик производит автоматическую непрерывную самодиагностику.

83

Счётчики имеют дополнительное резервное питание (переменное 220 В) от двух разных сетей питания. Резервное питание организовывается через внешние адаптеры резервного питания, используя розетки.

Контроллер УСПД Контроллер УСПД осуществляет физическое и логическое соединение

отдельныхя(или групп) микропроцессорных электросчётчиков к локальным вычислительным сетям на основе технологии Ethernet 10/100Base-T, включая прямое соединение устройств через кабельные линии, и предназначен для построения единого информационно-вычислительного комплекса. В комплект поставки УСПД входит GPS-приёмник и антенна.

Контроллер УСПД позволяет выполнять следующие основные функции: - организовывать каналы передачи данных между соединяемыми устройствами

посредством интерфейсных стыков RS-485, 10/100Base-T Ethernet; - производить ретрансляцию передаваемых потоков данных и гальваническую

развязку сегментов кабельных линий и магистралей; - производить коммутацию каналов между интерфейсными стыками; - производить уплотнение каналов нескольких интерфейсных стыков в один

(временное мультиплексирование каналов); - производить потоковое, форматное и скоростное шлюзование данных

(буферизация, преобразование формата и скорости передачи данных); - выполнять преобразование протоколов обмена данными индивидуально по

каждому интерфейсному стыку шлюза; - организовывать индивидуально по каждому интерфейсному стыку взаимодействие

с подключаемыми к нему счётчиками, включая реализацию функций опроса устройств, регистрации и архивирования извлекаемых из них данных.

GSM-модем GSM-модем предназначен для организации резервного канала передачи данных.

GSM-модем представляет собой конструктивно законченный модуль, используемый для передачи данных в стандарте GSM900/1800. Для работы с GSM-модем необходимо подключить к его внешним разъемам антенну, источник питания и микропроцессорный контроллер или компьютер по последовательному СОМ - порту (RS232).

9.5.15 Сети связи Каналы ВЧ связи по проводам ВЛ ВЧ каналы по ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Мангазея –

Ермак не предусматриваются, так как в решениях по смежным проектам, указанным в п.2, каналы по ВЧ связи отсутствуют. ВЧ канал для передачи сигналов и команд РЗА и ПА по ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак будет организован по титулу: «ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак».

Цифровые системы передачи информации По ВОЛС ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Мангазея – Ермак

предусматривается организация основного и резервного каналов связи. От ВОЛС Уренгойская ГРЭС – Мангазея, запроектированной по титулу: «ВЛ 220

кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея №1,2», выполняется отпайка ВОК на 56-м километре от Уренгойской ГРЭС на 1-й цепи ВЛ. Отпайка ВОК предусматривается с прямым соединением всех 24-и волокон с каждой стороны ВЛ и прокладкой каждого ВОК отдельно по разным (разнесенным) цепям ВЛ до ПС 220 кВ Ермак. Отводы ВОК выполняются при помощи соединительных оптических муфт. В качестве ВОК для

84

прокладки по ВЛ применяется волоконно-оптический кабель на 24 одномодовых волокна типа G.652, встроенный в грозотрос.

На проектируемой ПС 220 кВ Ермак предусматривается установка двух мультиплексоров уровня STM-1 (155 Мбит/с) для передачи основных и резервных каналов диспетчерско-технологической связи, ТМ (АСДТУ), ССПТИ, АИИС КУЭ, ЛВС в Тюменское РДУ, ЦУС Ямало-Ненецкого ПМЭС и МЭС Западной Сибири.

Организация дополнительных резервных каналов для передачи сигналов диспетчерской связи и ТМ (АСДТУ) в Тюменское РДУ и ЦУС Ямало-Ненецкого ПМЭС, а так же сигналов АИИС КУЭ в ЦСОД МЭС Западной Сибири будет осуществляться по каналам спутниковой связи. Предусматривается установка на ПС 220 кВ Ермак спутникового оборудования МЗССС. На стороне Тюменского РДУ, ЦУС Ямало- Ненецкого ПМЭС и МЭС Западной Сибири сигнал будет приниматься на существующие МЗССС, либо запроектированные по титулу: «Создание сети передачи данных «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири с использованием каналов спутниковой связи».

Сигналы АИИС КУЭ так же предусматривается передавать по GSM-каналу. Проектируемые мультиплексоры соединяются с ВОСП МЭС Западной Сибири через мультиплексоры РСМ-30U-OCH по интерфейсу STM-1 (155 Мбит/с), установленные на ПС 220 кВ Мангазея и Уренгойской ГРЭС. Дополнительный канал связи по интерфейсу STM-1 будет организован в направлении ПС 220 кВ Исконная по ВОЛС, проектируемой по титулу: «ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак».

Организация каналов РЗА и ПА с Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Мангазея осуществляется по интерфейсам Е1 G.703 через закольцованную сеть SDH. Для соединения с аппаратурой РЗА предусматривается установка оптических конвертеров Е1 G.703.

Для передачи команд и сигналов РЗА и ПА сухими контактами предусматривается установка аппаратуры передачи сигналов и команд РЗА и ПА по ВОЛС. Оборудование связи по ВОЛС на стороне ПС 220 кВ Ермак должно быть установлено такого же типа, как и на противоположных сторонах: Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Мангазея.

Оборудование ВОЛС обеспечивается «горячим» и «холодным» резервированием. Оборудование сети доступа подключается к транспортному оборудованию по схеме 1+1. Переход на резерв при «горячем» резервировании должен осуществляться как автоматически, так и принудительно – эксплуатационным персоналом. При автоматическом резервировании переключение должно происходить без вмешательства оператора и без применения дополнительных сетевых устройств. Резервирование с помощью вмешательства эксплуатационного персонала должно осуществляться как с помощью внешних команд системы управления, так и ручной коммутации. Время переключения на резерв при «горячем» резервировании должно составлять не более 10 мс.

Оборудование должно поддерживать два режима резервирования: - без возврата; - с возвратом. Элементы оборудования ВОСП, отказ которых может привести к нарушению

функционирования оборудования, должны резервироваться по схеме «1+1». Блоки интерфейсных модулей должны резервироваться по схеме N:1, N+1.

Каналы, передаваемые по ВОЛС: - ДС (АДАСЭ); - ТФ (Е1); - АИИС КУЭ; - ТМ (АСДТУ); - ССПТИ; - ЛВС; - РЗА (ДЗЛ);

85

- РЗА и ПА. Для организации передачи каналов ТМ (АСДТУ), АИИС КУЭ, ЛВС, ССПТИ по

интерфейсу Ethernet применяются коммутаторы и маршрутизаторы, обеспечивающие доступ к сети, взаимодействия сегментов сети между собой и защищенное соединение.

Включение сетевого и магистрального оборудования осуществляется по схеме 1+1 («горячий» резерв). Предусматривается ЗИП для основного оборудования (модули мультиплексора, маршрутизатор, коммутатор, выпрямительный блок ЭПУ, АКБ) и оборудование для диагностики, проверки и настройки оборудования ВОЛС (оптический рефлектометр, оптический телефон, оптический сварочный аппарат, комплект оптических тестеров, устройство для проверки качества и чистки оптических разъемов и соединителей, анализатор потока SDH/PDH).

Выделение в отдельные пусковые комплексы не требуется, так как на этапе строительства через ПС 220 кВ Ермак не предусматривается организация связи между регионами или энергосистемами. По отходящим от ПС 220 кВ Ермак линиям (на ПС 220 кВ Славянская и ПС 220 кВ Исконная) организация связи не требуется, в связи с тем, что строительство и ввод в эксплуатацию ПС 220 кВ Славянская будет осуществляться не ранее сроков ввода в эксплуатацию ПС 220 кВ Ермак, ПС 220 кВ Исконная обеспечивается связью с центрами управления по каналам связи организуемым с ПС 220 кВ Уренгой и Уренгойской ГРЭС.

Цифровые системы передачи информации Для организации волоконно-оптической линии связи по ВЛ 220 кВ Уренгойская

ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Мангазея – Ермак предусматривается установка на ПС 220 кВ Ермак следующего оборудования:

1) в помещении связи: - два мультиплексора доступа уровня STM-1, каждый в составе: - каркас для установки модулей расширения; - модуль с линейными и трибутарными окончаниями – 2 шт. (1+1); - модуль центральный – 2 шт. (1+1); - модуль центральных интерфейсов – 2 шт. (1+1); - модуль кросс-коммутации VC-12 – 2 шт. (1+1); - модуль передачи данных – 2 шт. (1+1); - модуль с НЧ интерфейсом и E&M сигнализацией – 2 шт. (1+1); - модуль питания – 2 шт. (1+1); - кроссовое оборудование; - IP телефон служебной связи; - источник бесперебойного питания с резервированием модулей питания N+1; - щиток распределения питания; - маршрутизатор – 2 шт.; - коммутатор L2 на 24 порта 10/100Base-TX, 4xSFP 1Gb – 2 шт.; - коммутатор L2 с РоЕ 8 портов 10/100Base-TX – 1 шт.; - телекоммуникационный шкаф 19", двухстороннего обслуживания с устройством

цифрового контроля и сигнализацией – 2 шт. 2) в помещении панелей РЗА: - шкаф с аппаратурой передачи и приема сигналов и команд РЗ и ПА по ВОЛС – 4

шт. Для настройки и управления оборудованием предусматривается локальная система

управления. Внутриобъектовая связь На ПС 220 кВ Ермак предусматривается установка: УПАТС с функциями

диспетчерского коммутатора с поддержкой 4-х проводных окончаний по протоколам

86

АДАСЭ, системы беспроводной связи DECT, регистратора диспетчерских переговоров, состоящего из двух серверов, работающих в горячем резерве, системы громкоговорящей связи с установкой громкоговорителей в проектируемых помещениях и на территории подстанции.

Распределительная телефонная сеть предусматривается в проектируемых помещениях зданий: комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ), гаража, проходной и насосной № 3 (пожаротушения) с установкой телефонных аппаратов. Для оперативного персонала устанавливается цифровой аппарат (основной и резервный) с консолью прямого доступа без набора номера.

Локальная вычислительная сеть в здании КРУЭ организуется по технологии Ethernet, топология соединения компьютеров типа «звезда» кабелями «витая пара» категории 5е.

Телефонная распределительная сеть и ЛВС организуются как единая структурированная кабельная система с использованием одного типа кабеля «витая пара» категории 5е. На каждом рабочем месте устанавливается 2-х портовая розетка RJ-45, с возможностью подключения как телефона, так и компьютера.

Предусматривается ЗИП для основного оборудования (модули УПАТС, DECT, выпрямительный блок ЭПУ, АКБ) и оборудование для диагностики, проверки и настройки оборудования (контрольно-испытательное устройство, анализатор каналов ТЧ и Е1, тестовая трубка).

Спутниковые системы связи Для организации резервного канала диспетчерской связи, ТМ (АСДТУ) и АИИС

КУЭ предусматривается установка МЗССС в составе: - параболическая антенна диаметра 1,8 м Кu-диапазона; - спутниковый терминал; - передатчик 2 Вт; - малошумящий усилитель-конвертер; - модуль с портами FXO/FXS; - модуль с портами Ethernet. Линейно-эксплуатационная связь Для обслуживания ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак и ВЛ 220 кВ Мангазея –

Ермак предусматриваются спутниковые терминалы, работающие в стандарте «Иридиум». Спутниковая связь обеспечивает надежную бесперебойную связь и отсутствие «мертвых» зон на всем протяжении обслуживаемых ВЛ по сравнению с другими видами радиосвязи (GSM, УКВ). Состав оборудования:

- переносной спутниковый телефон – 2 шт.; - автомобильный спутниковый комплект – 1 шт. Прокладка кабелей. Проектом предусматривается прокладка волоконно-оптического кабеля на

участках от портала до здания комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ) и кабелей для организации внутриобъектовой связи по территории ПС и в зданиях: КРУЭ, ЗРУ 10 кВ, гаража, проходной, склада и насосной № 3 (пожаротушения).

В здании комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ) ВОК-ТФ прокладывается до помещения связи и оконечивается оптическим кроссом, от помещения связи до помещения панелей РЗА прокладывается кабель типа «витая пара» 5 категории (для аппаратуры РЗА). Прокладка кабелей по территории ПС ведется по проектируемым железобетонным лоткам и в стальных трубах в грунте от лотков до порталов для ВОК-ТФ и от лотков до прожекторных мачт для кабелей внутриобъектовой связи. ВОК-ТФ прокладывается в защитных пластиковых трубах не поддерживающих

87

горение. Кабели внутриобъектовой связи по прожекторным мачтам также прокладываются в стальных трубах. Ввод кабелей в здания закрытого распределительного устройства (ЗРУ 10 кВ), комплектного распределительного устройства (КРУЭ 110 кВ, 220 кВ), гаража, проходной, склада и насосную № 3 (пожаротушения) выполняется через кабельные вводы, предусмотренные конструкцией зданий. Кабельные вводы герметизируются огнезащитной мастикой МГКП. По помещениям здания КРУЭ прокладка кабелей выполняется по подпольным кабельным конструкциям для кабелей ВОК-ТФ и за фальшпотолком и в кабель-каналах ПВХ для кабелей внутриобъектовой связи, по помещениям закрытого распределительного устройства (ЗРУ 10 кВ), гаража, проходной, склада и насосной № 3 (пожаротушения) кабели прокладываются в кабель-каналах ПВХ.

Соединение грозозащитного троса со встроенным оптоволокном, прокладываемого по ВЛ, с диэлектрическим ВОК-ТФ осуществляется на опоре портала 220 кВ с помощью оптической муфты. Технологический запас ВОК-ТФ предусматривается 15 метров на опоре портала и 15 метров в здании на боковой стенке телекоммуникационного шкафа. Запас ВОК-ТФ наматывается на специальное устройство для намотки кабеля, устанавливаемое рядом с муфтой. Спуск ВОК-ТФ с опоры портала до ж/б лотка производить в стальной трубе Ду54, при вводе ВОК-ТФ в стальную трубу произвести заделку концов ЗПТ термоусадочной трубкой.

9.5.16 Комплекс технических средств охраны Предусматриваемый комплекс технических средств охраны (КТСО) предназначен

для решения следующих задач: - усиление защиты территории и персонала ПС 220 кВ Ермак от террористических

и криминальных посягательств; - обнаружение попыток несанкционированного пересечения периметра территории

ПС и своевременное оповещение об этом сотрудников охраны и дежурного персонала; - усиление мер по обеспечению сохранности материальных ценностей на объекте; - повышение пожарной и аварийной безопасности объекта. КТСО включает в себя следующие подсистемы: - охранно-пожарная сигнализация (ОПС); - охранная сигнализация периметра (ОСП); - система контроля доступа (СКД); - система охранная телевизионная (СОТ); - тревожная сигнализация. Структура, состав и размещение элементов КТСО на ПС 220 кВ Ермак

обеспечивает выполнение всех функций охраны объекта: - автоматическое выявление несанкционированного проникновения на охраняемую

территорию и в охраняемые помещения подстанции; - формирование сигналов тревог, выдачу информации о наличии и месте

возникновения тревожной ситуации; - автоматическое выявление пожароопасной ситуации в охраняемых помещениях

ПС (наличие дыма, повышенной температуры) и оповещение; - формирование сигналов пожарной опасности, выдачу информации о наличии и

месте возникновения пожароопасной ситуации; - централизованный контроль (наблюдение) ситуации при въезде/выезде

автотранспорта на территорию подстанции; - круглосуточное наблюдение за периметром подстанции;

88

- автоматическая регистрация событий (тревог, видеоинформации, фактов входа выхода персонала на территорию и в помещения ПС);

- просмотр видеоинформации из архива видеозаписи; - передача сигналов в АСУТП ПС (посредством преобразователя протоколов) от

систем: а) охранной сигнализации; б) пожарной сигнализации; в) контроля доступа; г) охранного телевидения (неисправность видеокамер); д) тревожной сигнализации. Для мониторинга и управления КТСО в помещении дежурного охраны в здании

проходной предусматривается два автоматизированных рабочих места (АРМ): - АРМ ТСО (технических средств охраны – ОПС, ОСП, СКД, тревожная

сигнализация); - АРМ СОТ. Кроме того управление оборудованием СОТ предусматривается с удаленного АРМ

дежурного оператора АСУ ТП в ОПУ, для возможности обзора внутренней территории объекта и контроля состояния оборудования, просмотра архивного видео.

Системообразующие оборудование комплекса ТСО устанавливается в шкафу, размещенном в помещении дежурного охраны в здании проходной.

Системы ОПС, ОСП, СКД, тревожная сигнализация объединены в интегрированную систему, построенную на базе специализированного оборудования и программного обеспечения системы «Орион».

Технические средства системы охранного телевидения комплектуются на базе оборудования ведущих фирм-поставщиков комплексов видеонаблюдения.

9.6 Оценка соответствия технологических (технических) решений и типовых схем подключения, соответствующих наилучшим доступным технологиям,технической политике Заказчика, действующим нормативно-техническим и отраслевым

рекомендациям

По результатам рассмотрения представленных заказчиком материалов проекта Исполнитель отмечает, что в целом представленные проектные и технологические документы соответствуют технологическим (техническим) решениям и типовым схема подключения, соответствующим наилучшим доступным технологиям.

Представленные проектные и технологические документы в целом соответствуют технической политике Заказчика

Представленные проектные и технологические документы в целом соответствуют действующим нормативно-техническим и отраслевым рекомендациям.

9.7 Оценка наличия ограничений на используемые технологии.

По результатам рассмотрения представленных заказчиком материалов проекта Исполнитель не усматривает ограничений на используемые в проекте технологии.

89

Используемые технологии являются в целом типовыми и не требуют специальных дополнительных к имеющимся в распоряжении Заказчика лицензий и разрешений надзорных органов для реализации инвестиционного проекта с учетом выбранных технических решений.

9.8 Оценка необходимости привлечения дополнительных высококвалифицированных специалистов для реализации

инвестиционного проекта.

По результатам рассмотрения представленных заказчиком материалов проекта Исполнитель отмечает, что участники развития инвестиционного проекта представлены опытными квалифицированными компаниями, обладающими опытом проектирования подобных объектов и укомплектованных высококвалифицированными специалистами. Необходимость привлечения дополнительных специалистов, обладающих какими-либо специально необходимыми для реализации проекта знаниями, которыми бы не располагали текущие участники инвестиционного проекта, не требуется.

9.9 Оценка необходимости использования дополнительного к проектному специфического специализированного оборудования.

По результатам рассмотрения представленных заказчиком материалов проекта Исполнитель отмечает, что проектными материалами предусмотрены необходимое для реализации проекта основное оборудование.

В виду типового характера объектов строительства необходимости привлечения дополнительного к учтенному в проектных материалах основного оборудования, в отсутствии которого инвестиционный проект не мог бы быть реализован, не выявлено.

9.10 Основные результаты и выводы по технологическому аудиту. Оценка возможности для оптимизации принятых технических

решений.

По результатам проведенного ТЦА Исполнитель заключает, что примененные

технические и технологические решения при реализации проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» в целом эффективны.

Проектные решения, представленные в технической части проектной документации в целом соответствуют требованиям действующих отраслевых и корпоративных НТД ОАО «ФСК ЕЭС».

Вместе с тем Аудитор рекомендует рассмотреть следующие замечания и предложения:

Аудитор отмечает, что в отношении площади помещения КРУЭ-220 кВ не приведено обоснование большой монтажной площадки по торцам, что может вызвать вопрос об избыточности площади..

90

В технических характеристиках КРУЭ - 110 кВ указанная категория размещения ХЛ1 не соответствует их фактическому размещению.

В технических требованиях и спецификациях указывается тип КРУЭ 300 SR и 145 SR. Данная маркировка по мнению Аудитора означает не тип изделия, а является маркировкой производителя (Хендай). Указание производителя в проектной документации по мнению Аудитора нежелательно.

Здание ПС располагается на ленточном фундаменте и под помещениями КРУЭ имеет кабельный этаж располагающейся ниже планировочной отметке. Аудитор отмечает, что как правило, здания возводимые в условиях вечной мерзлоты располагаются на свайном фундаменте с вентилируемым подпольем.

Аудитор отмечает некоторые расхождения в проектной документации: в проекте указаны токопроводы с литой изоляцией типа DG12/1250/AL, которые имеют очень высокую стоимость (около 40 000 рублей за метр однофазного токопровода); производитель находится в г.Санкт-Петербурге. Одновременно на чертежах применен алюминиевый токопровод в коробе, который в частности производит компания ЭнТерра (УралКтп) г. Екатеринбург и стоит по мнению Аудитора значительно дешевле.

В проектной документации, в разделе 5 «Сведения об инженерном оборудовании, о сетях инженерно-технического обеспечения, перечень инженерно-технических мероприятий, содержание технологических решений» чертеж "Разрез Д-Д. Ячейки АТ1 (2) 220 кВ" по мнению Аудитора не соответствует плану на чертеже "План ПС Ермак". Представляется, что некорректно расставлены размеры, а также в документации отсутствует автодорога между порталом и зданием КРУЭ 220 кВ.

Кроме вышеперечисленных комментариев Аудитор рекомендует рассмотреть возможность проработки альтернативных вариантов закупки отечественного оборудования либо включить обоснование закупки оборудования зарубежных производителей с целью минимизации стоимости и рисков контрактных поставок.

Предлагается также рассмотреть возможность проработки программы возможного замещения импортного оборудования на отечественных производителей, в том числе с целью поддержания производителей оборудования в РФ.

Специалистами ЗАО «Ким и Партнеры» в настоящее время разрабатываются предложения по использованию зарубежного опыта поддержки отечественного производителя в Российской Федерации.

При этом возможно использовать опыт, накопленный ЗАО «Ким и Партнеры», на примере зарубежных клиентов, в том числе, Республики Казахстан. ЗАО «Ким и Партнеры» так же был рассмотрен опыт стран СНГ и таможенного союза.

Справочно в приложении к настоящему Заключению приведены данные об опыте Республики Казахстан по поддержке отечественного производителя (Постановление Правительства Республики Казахстан от 20 марта 2009 года №367 и статьи, напечатанные как в период разработки и принятия этого постановления, так и итоги его принятия).

91

Вопросы реализации программы инновационного развития

Вопросы учета в инвестиционных проектах инновационных технологий представляются Аудитору важными и необходимыми.

Одним из направлений развития инвестиционной программы Общества является экономия ресурсов, в том числе снижение капитальных затрат.

Принцип экономии капитальных затрат в рамках инвестиционной деятельности заложен в действующем в ОАО «ФСК ЕЭС» Едином порядке принятия технических решений и типовой редакции Задания на проектирование. Выбор экономически целесообразного варианта осуществляется на этапе основных технических решений. Для этого в задание на проектирование включено следующее требование:

Необходимо рассмотреть и разработать различные варианты (с обязательной оценкой экономических показателей и выполнением технико-экономического сравнения по критерию минимума дисконтированных затрат за весь период жизненного цикла проектируемого объекта) технических решений по ПС (площадок, схем, конструктивных и компоновочных решений), трасс и технических решений по ЛЭП с выполнением обосновывающих расчетов и подготовкой рекомендаций по оптимальным вариантам.

Обосновывающие расчеты по определению наиболее оптимального варианта размещения ПС (ПП) или ЛЭП в границах земельных участков и на землях, находящихся в государственной или муниципальной собственности, должны учитывать факторы, которые увеличивают объем работ и мероприятий, необходимых для надлежащего оформления договорных отношений, а также увеличивают общие затраты на оформление земельно-правовых отношений, подлежащие учету в сводном сметном расчете.

По результатам рассмотрения представленных материалов при утверждении ОТР выбирается оптимальный вариант.

В Обществе принята Программа инновационного развития ОАО «ФСК ЕЭС» до 2016 года с перспективой до 2020 года Утверждена Советом директоров ОАО «ФСК ЕЭС» (протокол от 07.04.2011 № 128).

Однако по результатам обсуждения Аудитора с Заказчиком, установлено, что Программа инновационного развития реализуется централизовано в Обществе. Для внедрения инновационных решений определяются конкретные мероприятия инвестиционной программы, в число которых рассматриваемый проект не входит.

В рамках реализации рассматриваемого инвестиционного проекта не предусмотрено применение инновационных решений.

В ОАО «ФСК ЕЭС» приняты в том числе показатели инновационной активности, направленные на отражение масштаба и эффективности инновационной деятельности компании.

Индикаторы инновационной активности ОАО «ФСК ЕЭС» характеризуются в том числе следующими группами.

Индикаторы «Эффективность инновационной деятельности», к которым

относятся следующие общеизвестные показатели:

92

«Количество патентов, поставленных на баланс по результатам проведения НИОКР за год»,

«Количество разработанных и внедренных в производство технологий и продуктов по результатам выполненных НИОКР».

Индикаторы «Результативность корпоративной системы управления

инновациями», к которым относятся следующие общеизвестные показатели:

«Доля расходов на НИОКР за счет собственных средств ОАО “ФСК ЕЭС” по отношению к выручке»,

«Доля привлечения средств из внешних источников в общем объеме финансирования», «Доля затрат на НИОКР, выполняемых вузами, к общим затратам на НИОКР».

Аудитор отмечает, что вопросы учета в инвестиционных проектах инновационных технологий являются важными и необходимыми. Аудитор рекомендует включать в документы по инвестиционным проектам обоснования необходимости или отсутствия необходимости применения инновационных решений.

Кроме того Аудитор рекомендует включить показатели применения инновационных технологий в проектные показатели эффективности инвестиционных проектов (КПЭ).

9.11. Идентификация основных технологических рисков инвестиционного проекта

По информации Заказчика (http://report2012.fsk-ees.ru/annual-report/fsk_results_of_10_years_of_work/risk_management_system.php), в Компании действует система управления рисками, целью которой является обеспечение устойчивого непрерывного функционирования и развития Компании путем своевременной идентификации, оценки и эффективного управления рисками, представляющими угрозу эффективному осуществлению хозяйственной деятельности.

Система управления рисками Заказчика регламентируется следующими основными документами:

Положение о системе внутреннего контроля, утверждено Советом директоров ОАО «ФСК ЕЭС», протокол от 03.08.2012 № 170, определяющее систему управления рисками составной частью системы внутреннего контроля Компании.

Политика управления рисками Компании, утвержденная приказом от 07.04.2010 № 229 и устанавливающая цели и элементы системы управления рисками;

Порядок применения Политики управления рисками ОАО «ФСК ЕЭС», утвержденный приказом от 28.12.2010 № 997 и содержащий практические рекомендации по выявлению и оценке рисков.

93

Выявление рисков проводится с использованием методов, основанных на стандартах ISO/IES 31010 и COSO (анализ, оценка угроз, экспертная оценка, дерево событий).

Риск не достижения плановых технических параметров инвестиционного проекта, в том числе обусловленный зависимостью от внешней инфраструктуры снабжения и потребления.

По результатам проведенного анализа Аудитор заключает, что риск не достижения плановых технических параметров инвестиционного проекта, обусловленный зависимостью от внешней инфраструктуры снабжения и потребления не значительный.

Риск увеличения сроков строительства.

По результатам рассмотрения документации по инвестиционному проекту Аудитор полагает, что риск влияния возможного увеличения сроков строительства на итоговые показатели инвестиционного проекта несущественный.

94

10. Ценовой аудит.

10.1 Основные экономические данные по инвестиционному проекту

Согласно приказу № 807 от 31 октября 2014 г. Об утверждении инвестиционной программы ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015-2019 в зоне эксплуатационной ответственности МЭС Сибири были предоставлены показатели инвестиционного проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея»:

Инвестиционный проект находится в стадии проектирования.

Проектная мощность/протяженность сетей (МВт/Гкал/ч/ км/ МВА) - 2х125 МВА; 2х40 МВА; УШР 2х63 МВАр; 2х80 км

Год начала строительства – 2012

Год окончания строительства – 2019

Полная стоимость строительства – 4478 млн. руб.

Плановая остаточная стоимость на 01.01.2015 – 4439,99 млн. руб.

Объем финансирования. План 2014 г. - 10 млн. руб.

Ввод мощностей. План 2016 г. – 330 МВА, 160,62 км

Объем финансирования

План 2015 г – 150 мил.руб

План 2016 г – 807,05 мил.руб

План 2017 г – 252,26 мил.руб

План 2018 г –1 530,18 мил.руб

План 2019 г – 1 573,45 мил.руб

Итого объем финансирования инвестиционного проекта – 4306,94 мил.руб

95

10.2 Анализ затрат на реализацию инвестиционного проекта

10.2.1 Экспертная оценка затрат на реализацию инвестиционного проекта, стоимостных показателей инвестиционного проекта,

сформированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства.

Проверочный укрупненный расчет стоимости строительства ПС проведен на основании СТО 56947007-29.240.124-2012 (Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС»).

КРУЭ - 220 кВ выполнено по схеме «220- 13» «Две рабочие системы шин»; КРУЭ - 110 кВ по схеме «110 - 9» «Одна рабочая секционированная система

шин»; ЗРУ - 10 кВ СН по схеме № 10 - 1 «Одна рабочая секционированная

выключателем система шин». ЗРУ - 10 кВ по схеме № 10 - 1 «Одна рабочая секционированная

выключателем система шин ЗРУ - 10 кВ УШР по схеме № 10 - 1 «Одна рабочая секционированная

выключателем система шин В состав РУ - 220 кВ входят 12 ячеек: В состав РУ - 110 кВ входят 7 ячеек: В состав РУ - 10 кВ СН входят 13 ячеек: В состав РУ - 10 кВ входят 16 ячеек: В состав РУ - 10 кВ УШР входят 4 ячеек: Автотрансформатор 220/110/10 – 125 МВА 2 шт. Шунтирующий реактор 220 кВ 63 МВар – 2 шт. Трансформатор 220 кВ 40 МВА – 2шт.

№ п/п

Составляющие затрат Номер таблицы

Расчет затрат Величина затрат,

в тыс.руб. На 2000 г.

1 Установка автотрансформатора мощностью 125МВА 2 шт

Табл. 16 2х21526 43052

2 Установка двух шунтирующих реакторов 220 кВ 63МВар 2 шт

Табл. 22 2х28200

56400 3 Установка трансформатора

220 кВ 40 МВА 2шт Табл. 16

2х8084 16168

4 ОРУ 220 кВ 12 ячеек Табл. 15 12х22560 270720 5 ОРУ 110 кВ 7 ячеек Табл.15 7х10370 72590 6 КРУ - 10 кВ СН, 13 ячеек Табл. 15 13х150 1950 7 КРУ - 10 кВ, 16 ячеек Табл. 15 16х150 2400 8 КРУ - 10 кВ УШР, 4 ячеек Табл. 15 48150 600 9 Затраты на ПА Табл. 28 35720 35720 10 Постоянная часть затрат Табл.27 1128 1128 Итого: 500728 11 Стоимость строительства ПС П.4.7 1.206х500728 603878

96

(учет затрат сопутствующих строительству) 1.5% - временные здания и сооружения 8.5%- прочие работы 2.6% - содержание службы заказчика 8% - проектно-изыскательские работы Итого: 20.6 %

Составляющие стоимости строительства подстанции

Строительные

работы

Монтажные работы

Оборудование

Прочие затраты

ПИР

% 12 10 61 8,5 8,5 Тыс. руб. На 2000 г.

72465 60387 368365 51329 51329

Инд. пересчета в цены 2012г. 4-й квартал

6,52 6,52 3,82 7,53 3,56 итого

Тыс. руб. На 2012г

472474 393728 1407156 386512 182733 2 842 605

Примерная площадь постоянного отвода земли под подстанцию, м2

Табл.14 25000

Заход одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

1. Общая характеристика района прохождения ВЛ 220 кВ. ВЛ выполняются в одноцепном исполнении; провод сечением АС-240/32; грозозащитный трос ОКГТ на 24 волокна и провод АС 70/72; анкерно-угловые и промежуточные опоры решетчатого типа; фундаменты железобетонные; изоляторы стеклянные; Протяженность ВЛ 80,5 км

Расчет стоимости строительства ПС на основании СТО 56947007-29.240.124-2012

(Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС»).

97

№ п/п

Составляющие затрат Номер таблицы

Расчет затрат

Величина затрат, в тыс.

руб. На 2000 г.

1 Стоимость ВЛ 220 кВ по базисным показателям

Табл. 1 80,5х1231 99095

2 Вырубка просеки 50 км Табл. 5 50х275 13750 3 Устройство лежневых дорог,

20 км Табл. 5 20х370 7400

итого 120245 4 Коэффициенты для учета

усложняющих условий строительства ВЛ на болотистых трассах

Табл. 6 1,03х120245,5 123852

5 Стоимость строительства ВЛ (с учетом затрат, сопутствующих строительству 20,48% 3,3% - временные здания и сооружения (ГСН 81-05-01-2001); 6,0% - прочие работы и затраты; 3,18% - содержание службы заказчика-застройщика, строительный контроль ; 8% - проектно-изыскательские работы, затраты на проведение экспертизы проектной документации и авторский надзор

П. 2.3 123852х1,2048 149217

Составляющие стоимости ВЛ (%) Составляющие стоимости, % Линии

электропередачи (напряжение, кВ)

Строительно- монтажные работы

Прочие затраты ПИР

110 кВ 80 11,5 8,5 Тыс. руб. на 2000 г. 119374 17160 12683 Инд. пересчёта в

2012 г. 4-й квартал 6,52 7,53 3,56

Тыс. руб. на 2012г. 778320 129215 45153 952 689 Площадь постоянного отвода земли под опоры ВЛ , м2

Табл.4 80х80,5

6440

Объем железобетонных фундаментов (подножники и

м3 Табл. 1, прил. 1 12,8х80,5=1030,4

98

анкерные плиты) под опоры ВЛ Объемы и масса опор ВЛ, металл

т Табл. 2, прил. 1 14,8х80,5=1191,4

Результаты проведенной Аудитором экспертной оценки затрат на реализацию

проекта строительства с использованием нормативных показателей с учетом поправок на состав рассматриваемого объекта в целом подтверждают соответствие стоимостных показателей инвестиционного проекта рассчитанным по УПСС и принятым в российской практике значениям.

10.2.2. Анализ стоимости проекта на всем протяжении их реализации (полные затраты) с учетом эксплуатационных

расходов за период эксплуатации объекта.

Анализ стоимости проекта на всем протяжении их реализации (полные затраты) с учетом эксплуатационных расходов за период эксплуатации объекта приведен в Книге П2200917-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ЭИ «Эффективность инвестиций».

Как следует из результатов финансово-экономической оценки инвестиционного проекта, стоимостные характеристики капитальных затрат на строительство объектов учтены достаточно полно.

В части учета и раскрытия операционных расходов Аудитор отмечает следующие замечания:

В таблице «Расчет экономической эффективности проекта» не учитываются операционные расходы компании.

Операционные расходы делятся на подконтрольные и неподконтрольные. Возможный состав операционных расходов приведен в таблицах ниже.

№ п/п Показатели подконтрольных расходов 1.1. Материальные затраты, в т.ч.:

1.1.1. сырье, материалы, запасные части, инструмент 1.1.2. ГСМ

1.2. Работы и услуги производственного характера (в т.ч. услуги сторонних организаций по содержанию ремонту сетей и распределительных устройств)

1.3. Расходы на оплату труда 1.4. Прочие расходы, всего, в том числе:

1.4.1. оплата работ и услуг сторонних организаций в т.ч.: 1.4.1.1. - услуги связи, банков, почты, СМИ 1.4.1.2. - расходы на услуги охраны 1.4.1.4. - расходы на информационные услуги 1.4.1.5. - расходы на юридические, консультационные маркетинговые услуги 1.4.1.6. - расходы на техническое обслуживание систем 1.4.1.7. - коммунальные услуги 1.4.2. канцелярские расходы

99

№ п/п Показатели подконтрольных расходов 1.4.2. расходы на командировки и представительские 1.4.3. расходы на подготовку кадров 1.4.4. расходы по охране труда и мер по технике безопасности 1.4.5. расходы по ГО и ЧС 1.4.6. расходы на страхование 1.4.8. членство СРО 1.4.9. выпадающие расходы

№ п.п. Показатели неподконтрольных расходов

2.1. Электроэнергия на хозяйственные нужды 2.2. Теплоэнергия 2.3. Отчисления в социальные фонды 2.4. Плата за аренду имущества 2.5. Амортизация 2.6. Налоги, всего, в том числе:

2.6.1. налог на имущество 2.6.2. прочие налоги и сборы (плата за загрязнение окружающей среды) 2.6.3. транспортный налог

2.7. Прибыль на развитие производства (стоимость мероприятий по ИНВЕСТпрограмме)

2.8. Налог на прибыль 2.8. Расходы социального характера из прибыли 2.9. Прочие неподконтрольные (ФСК ЕНЭС) 2.10. Выпадающие доходы

Аудитором рекомендовано учесть данное замечание в дальнейшей корректировке анализируемой информации.

В связи с вышеуказанными замечаниями, Аудитор оценивает представленный в проекте анализ стоимости проекта на всем протяжении его реализации (анализ и учет полных затраты с учетом эксплуатационных расходов за период эксплуатации объекта) с учетом макроэкономических рисков как удовлетворительный.

При реализации последующих инвестиционных проектов Аудитор рекомендует более подробно раскрывать с соответствующими обоснованиями операционные расходы, учитываемые в инвестиционной модели реализации инвестиционных проектов.

10.2.3.Анализ затрат на реализацию альтернативных технологических решений, выявленных по результатам экспертно-инженерного анализа.

100

По результатам проведенного в рамках технологического аудита экспертно-инженерного анализа Аудитором был о заключено, что примененные основные технические и технологические решения при реализации проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» в целом эффективны.

Предоставленный на рассмотрение проект в целом соответствует технологическим нормам и правилам.

Реализация проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» в рамках примененных в нем основных технологических решений целом целесообразна.

Альтернативных технологических решений, меняющих основные технологические решения проекта строительства «П ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» , и таким образом требующих проведения дополнительного анализа затрат на их реализацию в ходе настоящего аудита не выявлено.

Влияние замечаний Аудитора, обозначенных по результатам рассмотрения примененных в проекте ключевых технологических решений, в целом не требует пересмотра при их учете Заказчиком ключевых финансово-экономических показатели инвестиционного проекта.

10.3 Основные результаты и выводы экспертной оценки стоимостных показателей капитальных затрат инвестиционного проекта

10.3.1 Экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства.

По результатам рассмотрения представленных материалов инвестиционного проекта Аудитор заключает, что работы и физические параметры, включенные в представленные расчетные материалы капитальных затрат по проекту в целом соответствуют исходным данным (Техническому Заданию).

Примененные ключевые стоимостные показатели в целом соответствуют методологии выполнения расчета утвержденных нормативам и методикам.

Анализ обоснованности применения положений, позиций и приложений Сборников УПСС, поправочных и переводных коэффициентов, индексов пересчета в текущие цены, размеров лимитированных затрат, коэффициентов, учитывающих фактические условия строительства приведен в разделе «Экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании проектной документации».

Материалов, описывающих, принятые Заказчиком в расчет объекты аналоги Аудитору Заказчиком не представлено. В виду этого, провести оценку правомерности принятия объекта в качестве аналога путем проверки на предмет соответствия

101

технических и физических характеристик оцениваемого проекта и объекта-аналога Аудитору не представлялось возможным.

10.3.2 Экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании проектной документации

В рамках ценового аудита инвестиционного проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» Аудитором была проведена экспертная оценка стоимостных показателей, сформированных на основании проектной документации, в том числе:

а) Оценка соответствия сметной документации, разработанной в составе проектной, установленным сметным нормам и правилам, а также правильность определения стоимости проектных работ, включая достоверность состава и объемов работ по разделам сметной документации объемам и составу работ, указанных в проектной документации, задании на проектирование, техническим условиям;

б) Оценка смет на правильность их расчета, обоснованность применения расценок, поправочных коэффициентов, индексов пересчета в текущие цены, норм накладных расходов и сметной прибыли, лимитированных затрат в соответствие с проектными и договорными условиями, фактическими условиями строительства.

Результаты проведенного анализа приведены ниже.

10.3.2.1. Оценка сметной документации установленным сметным нормам и правилам, правильности расчетов, расценок, индексов и коэффициентов, а также достоверности состава и объемов работ по разделам сметной документации объемам и составу работ,

указанных в проектной документации, задании на проектирование, техническим условиям

Сметная документация к проектной документации объекта составлена на основании «Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации» (МДС 81-35.2004) введенной в действие Постановлением Госстроя России от 05 марта 2004 г. № 15/1.

Территориальный район строительства – РФ, Ямало-Ненецкий автономный округ, Тазовский и Пуровский район (район Крайнего Севера).

Вид строительства – строительство.

Стоимость строительства объекта определена на основании объемов работ, составленных по проектным чертежам с оценкой по ТЕР-2001, ТЕРм-2001, ТЕРп-2001, ТСЦ-2001 ЯНАО (в редакции 2009 4 зона), и на основании данных фирм-поставщиков по стоимости оборудования и материалов.

Для пересчета базисной стоимости в текущие цены на IV кв. 2012 г. (на момент составления сметной документации) для Ямало-Ненецкого автономного округа применены индексы согласно письмам ОАО «ФСК ЕЭС»:

102

- к СМР линий электропередач (ЛЭП) – 5,79;

- к стоимости оборудования по отрасли «электроэнергетика» – 3,82;

- к прочим работам и затратам по отрасли «электроэнергетика» – 7,53;

- к пусконаладочным работам – 19,50;

- к инженерным изысканиям – 3,59;

- к проектным работам – 3,53.

Транспортные расходы приняты по укрупненным показателям в процентах от стоимости материалов и оборудования, принятых по данным прайс-листов:

- на оборудование (МДС 81-35.2004 п. 4,6) – 6 %;

Заготовительно-складские расходы: - на оборудование (МДС81-35.2004 п.4.64) - 1,2 %;

- на тару и упаковку (МДС81-35.2004 п.4.58) - 1,5 %.

Для учета в сметах влияния условий производства применен коэффициент: 1,2 – к нормам затрат труда, оплате труда рабочих, к нормам времени и затратам на эксплуатацию машин, включая затраты труда и оплату труда рабочих, обслуживающих машины (МДС 81-35.2004, табл.1, п. 5; МДС 81-35.2004, табл.2, п. 5).

Накладные расходы приняты по видам строительно-монтажных работ в соответствии с МДС 81-34.2004.

Сметная прибыль принята по видам строительных и монтажных работ в процентах от фонда оплаты труда, на основании методических указаний по определению величины сметной прибыли в строительстве, утвержденных постановлением Госстроя России № 15 от 28.02.2001 (МДС 81-25.2004) и письма ФАС и ЖКХ от 18.11.2004 за № АП-5536/06.

Затраты на временные здания и сооружения определены по ГСН 81-05-01-2001 (прил.1, п. 2.5.) – 3,3 %.

Затраты на удорожание работ в зимнее время определены по ГСН 81-05-02-2007 (т.4, п. 2.4, V темп. зона ) в размере 4,3 % х 1,1 (прил. 1 п. 87,в).

Расходы по пусконаладочным работам «вхолостую

Затраты на проведение подрядных торгов определены по расчету по МДС 81-11.2000.

Средства на покрытие затрат строительных организаций по добровольному страхованию работников и имущества, в том числе строительных рисков – 1 % от итога гл. 1-8 (МДС 81-35.2004 п. 9.9 Налоговый Кодекс РФ, ст. 255,26).

Затраты на содержание службы заказчика, строительный контроль (технический надзор) - 2,91 % от итога гл. 1-9,12.

Резерв средств на непредвиденные работы и затраты определены по МДС 81-35.2004 (п. 4.96) в размере 3 %.

Сводные сметные расчеты по строительству «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» приведены ниже.

103

Заказчик ОАО "ФСК ЕЭС" (Филиал ОАО «ЦИУС ЕЭС» — ЦИУС Западной Сибири)

"Утвержден" " " 20 г. Расчет в сумме 7 775 287,57 тыс.руб.

(ссылка на документ об утверждении) "____" _________________20____г.

СВОДКА ЗАТРАТ Л2202139-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-СМ1.СЗ_изм.6

ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея.

Заход одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея

(наименование стройки) Cоставлен на 01.01.2000 г. с пересчетом в цены на 3 кв. 2015 г.

Сметная стоимость, тыс. руб. №

п.п. Номера сметных расчетов

и смет Наименование глав, объектов, работ и затрат

строительных работ

монтажных работ

оборудо- вания, мебели, инвентаря

прочих затрат

Общая сметная стоимость

1 2 3 4 5 6 7 8 Глава 1. Подготовка

территории строительства

1 МДС 81-35.2004 Прил. 8, п.1.1. Смета №2а

Оформление землеотвода под эксплуатацию ПС Ермак (1461104,47/7,53/1000)

194,04 194,04

2 МДС 81-35.2004 Прил. 8, п.1.1. Смета №2

Оформление землеотвода под эксплуатацию ВЛ 220кВ (10484875,76/7,53/1000)

1392,41 1392,41

3 МДС 81-35.2004 Прил. 8, п.1.1. Смета №3а

Внесение в ГКН сведений об охранной зоне ПС Ермак (735304,61/7,53/1000)

97,65 97,65

4 МДС 81-35.2004 Прил. 8, п.1.1. Смета №3

Внесение в ГКН сведений об охранной зоне ВЛ 220кВ (7065747,57/7,53/1000)

938,35 938,35

104

5 ЛСР № 01-01-01_изм.6 Подготовка территории строительства ПС Ермак

8 443,17 8 443,17

6 ОСР № 01-02_изм.3 Подготовка территории строительства ВЛ 220кВ (1 цепь)

32 345,11 32 345,11

7 ОСР № 01-03_изм.3 Подготовка территории строительства ВЛ 220кВ (2 цепь)

28 989,84 28 989,84

8 ЛСР № 01-04-01_изм.3 Демонтажные работы ВЛ 220кВ (1 цепь) 23,67 23,67 9 ЛСР № 01-05-01_изм.3 Демонтажные работы ВЛ 220кВ (2 цепь) 20,86 20,86

10 ЛСР № 01-06-01_изм.3 Устройство земляного отвала ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»

1 112,20 1 112,20

11 ЛСР № 01-07-01_изм.3 Устройство земляного отвала ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»

3 337,35 3 337,35

Итого по главе 1 74 272,20 0,00 0,00 2 622,45 76 894,65 в том числе: ПС Ермак 8 443,17 291,69 8 734,86 ВЛ 220 кВ 61379,48 2330,76 63 710,24 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 1112,20 0,00 0,00 0,00 1 112,20

ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»

3337,35 0,00 0,00 0,00 3 337,35

Глава 2. Основные

объекты строительства

12 ОСР № 02-01_изм.6 Здание КРУЭ 23 142,85 388,57 115 346,96 138 878,38

13 ОСР № 02-02_изм.6 Дизельная электростанция 87,46 15,91 4 303,84 4 407,21

14 ОСР № 02-03_изм.6 ЗРУ 10 кВ 437,39 193,80 11 707,59 12 338,78

15 ОСР № 02-04_изм.6 Строительство ОРУ 110 кВ 1 329,78 1 310,03 173,31 2 813,12

16 ОСР № 02-05_изм.6 Строительство ОРУ 220 кВ 3 069,91 4 114,44 450,97 7 635,32

17 ЛСР № 02-06_изм.6 Кабельное хозяйство 1 365,65 3 159,93 0,00 4 525,58

18 ОСР № 02-07_изм.6 Трансформатор типа ТРДН 389,41 596,04 10 261,78 11 247,23

19 ОСР № 02-08_изм.6 Автотрансформатор типа АТДЦТН 500,85 1 145,76 31 534,74 33 181,35

20 ОСР № 02-09_изм.6 Реактор РТДУ 816,17 2 218,99 51 305,22 54 340,38

21 ОСР № 02-10_изм.6 Токопровод 614,70 442,68 6 047,11 7 104,49

22 ЛСР № 02-11-01_изм.6 ЭХЗ 1 859,47 13,22 283,58 2 156,27

23 ОСР № 02-12_изм.3 Строительство ВЛ 220кВ (1 цепь) 72 299,08 72 299,08

24 ОСР № 02-13_изм.3 Строительство ВЛ 220кВ (2 цепь) 72 010,83 72 010,83

105

25 ЛСР № 02-14-01_изм.3 Оттяжки для проводов и троса на сущ.опорах ВЛ 220 кВ

28,46 28,46

26 ЛСР № 02-15-01_изм.6 Кабель противоаварийной автоматики ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»

4,05 4,05

27 ЛСР № 02-16-01_изм.3 Электрохимзащита ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»

2,65 0,53 1,41 0,00 4,59

28 ЛСР № 02-17-01_изм.3 Электрохимзащита ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»

11,75 2,65 7,04 0,00 21,44

29 ЛСР № 02-18-01_изм.3 Электрохимзащита ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

2,65 0,53 1,41 0,00 4,59

30 ЛСР № 02-19-01_изм.6 Автоматизация водоснабжения. Здание КРУЭ 2,10 77,39 79,49 31 ЛСР № 02-20-01_изм.6 Автоматизация системы отопления. Здание

КРУЭ 4,94 5,74 324,78 335,46

32 ЛСР № 02-21-01_изм.6 Релейная защита и автоматика. Здание КРУЭ 34,70 14 719,39 14 754,09 33 ЛСР № 02-22-01_изм.6 АСУ ТП. Здание КРУЭ 12,01 7 092,99 7 105,00 34 ЛСР № 02-23-01_изм.6 АИИС КУЭ. Здание КРУЭ 35,88 993,92 1 029,80 35 ЛСР № 02-24-01_изм.6 Система переменного тока. Здание КРУЭ. 2

комплекс 137,51 1 097,31 1 234,82

36 ОСР № 02-25_изм.6 Кабельное хозяйство. 2 пусковой комплекс 1068,49 1 068,49 Итого по главе 2 177 974,00 14 903,56 255 730,74 0,00 448 608,30 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 33 618,58 14 895,80 255 720,88 0,00 304 235,26 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 144 338,37 0,00 0,00 0,00 144 338,37 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 4,05 0,00 0,00 4,05 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 2,65 0,53 1,41 0,00 4,59


11,75 2,65 7,04 0,00 21,44

ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

2,65 0,53 1,41 0,00 4,59

Глава 3. Объекты подсобного и обслуживающего назначения

35 ОСР № 03-01_изм.6 Здание гаража ПС Ермак 7 099,37 204,42 1 535,77 8 839,56 36 ОСР № 03-02_изм.6 Здание проходной ПС Ермак 1 023,13 60,47 9,14 1 092,74

106

37 ОСР № 03-03_изм.6 Пост протипопожарного инвентаря ПС Ермак 133,29 6,24 576,24 715,77 38 ОСР № 03-04_изм.6 Здание склад ПС Ермак 703,38 0,00 0,00 703,38 Итого по главе 3 8 959,17 271,13 2 121,15 0,00 11 351,45 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 8 959,17 271,13 2 121,15 0,00 11 351,45 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Глава 5. Объекты

транспортного хозяйства и связи

39 ЛСР № 05-01-01_изм.6 Сети связи ВОЛС. 1 пусковой комплекс ПС Ермак

0,18 587,48 4872,95 5 460,61

40 ЛСР № 05-02-01_изм.3 Подъездной автодорога к ВЛ 220 кВ 14 207,50 14 207,50 41 ЛСР № 05-03-01_изм.6 Сети связи. ВОЛС ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» 0,51 4,91 5,42 42 ЛСР № 05-04-01_изм.6 Автодорога ПС Ермак 4 383,06 4 383,06 43 ОСР № 05-05_изм.6 Сети связи. 2 пусковой комплекс ПС Ермак 5,61 944,97 2319,84 3 270,42 42 ЛСР № 05-06-01_изм.3 Подвеска кабеля ВОЛС. 1 цепь ВЛ 220 кВ 2 518,03 0 0 0,00 2 518,03 43 ЛСР № 05-07-01_изм.3 Подвеска кабеля ВОЛС. 2 цепь ВЛ 220 кВ 2 521,01 0 0 0,00 2 521,01 Итого по главе 5 23 635,39 1 532,96 7 197,70 0,00 32 366,05 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 4 388,85 1 532,45 7 192,79 0,00 13 114,09 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 19 246,54 0,00 0,00 0,00 19 246,54 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 0,51 4,91 0,00 5,42 Глава 6. Наружные сети

и сооружения водоснабжения, водоотведения, теплоснабжения и газоснабжения

44 ОСР № 06-01_изм.6 Наружные сети 2 019,79 60,68 5 634,70 7 715,17 45 ОСР № 06-02_изм.6 Здание насосной №1, №2 (I-го подъема) 141,22 0,00 2,95 144,17 46 ОСР № 06-03_изм.6 Здание насосной №3 (пожаротушения) 2 312,73 0,00 76,40 2 389,13 47 ОСР № 06-04_изм.6 Маслосборник 268,68 1,30 33,95 303,93 48 ЛСР № 06-05-01_изм.6 Очистные сооружения 276,62 276,62 Итого по главе 6 5 019,04 61,98 5 748,00 0,00 10 829,02 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 5 019,04 61,98 5 748,00 0,00 10 829,02 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Глава 7.

107

Благоустройство и озеленение территории

49 ОСР № 07-01_изм.6 Благоустройство территории. Здание КРУЭ ПС Ермак

5 416,73 613,76 18,52 6 049,01

Итого по главе 7 5 416,73 613,76 18,52 0,00 6 049,01 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 5 416,73 613,76 18,52 0,00 6 049,01 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Итого по главам 1-7 295 276,53 17 383,39 270 816,11 2 622,45 586 098,48 Итого по главам 1-7 1 пусковой комплекс 5 044,83 1 532,96 7 197,70 0,00 13 775,49 Итого по главам 1-7 2 пусковой комплекс 290 231,70 15 850,43 263 618,41 2 622,45 572 322,99 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 65 845,54 17 375,12 270 801,34 291,69 354 313,69 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 224 964,39 0,00 0,00 2 330,76 227 295,15 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 4,56 4,91 0,00 9,47 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 1 114,85 0,53 1,41 0,00 1 116,79


3 349,10 2,65 7,04 0,00 3 358,79


2,65 0,53 1,41 0,00 4,59

50 Постановление №389-П от 30.05.2013 г. п.74

Поправочный коэффициент - 1,19 дополнительные транспортные расходы ПС Ермак МЭС Западной Сибири

12 510,65 3 301,27 15 811,92


Поправочный коэффициент - 1,08 дополнительные транспортные расходы ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири

17 997,15 0,00 17 997,15


Поправочный коэффициент - 1,19 дополнительные транспортные расходы ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС

0,00 0,87 0,87


Поправочный коэффициент - 1,08 дополнительные транспортные расходы ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»

89,19 0,04 89,23


Поправочный коэффициент - 1,08 дополнительные транспортные расходы ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»

267,93 0,21 268,14

108


Поправочный коэффициент - 1,08 дополнительные транспортные расходы ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

0,21 0,04 0,25

Поправочный коэффициент дополнительные транспортные расходы 1 пусковой комплекс (ВЛ-1,08; ПС-1,19)

404,22 1 824,22 0,00 0,00 2 228,44

Поправочный коэффициент дополнительные транспортные расходы 2 пусковой комплекс

30 460,91 1 478,21 0,00 0,00 31 939,12

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов

326 141,66 20 685,82 270 816,11 2 622,45 620 266,04

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ПС Ермак МЭС Западной Сибири

78 356,19 20 676,39 270 801,34 291,69 370 125,61

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири

242 961,54 0,00 0,00 2 330,76 245 292,30

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС

0,00 5,43 4,91 0,00 10,34

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»

1 204,04 0,57 1,41 0,00 1 206,02

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»

3 617,03 2,86 7,04 0,00 3 626,93

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

2,86 0,57 1,41 0,00 4,84

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов 1 пусковой комплекс

5 449,05 3 357,18 7 197,70 0,00 16 003,93

Итого по главам 1-7 с учетом транспортных расходов 2 пусковой комплекс

320 692,61 17 328,64 263 618,41 2 622,45 604 262,11

Глава 8. Временные здания и сооружения

56 ГСН 81-05-01-2001, прил.1 п.2.6

Затраты на строительство временных зданий и сооружений ПС Ермак - 3.9% от СМР гл.1-7

3 055,89 806,38 3 862,27

в т.ч.из итога - возвратные суммы - 15% (ПС 458,38 120,96 579,34

109

Ермак)

57 ГСН 81-05-01-2001, прил.1, п. 2.5.

Затраты на строительство временных зданий и сооружений ВЛ 220 кВ - 3.3% от СМР гл.1-7

8 017,73 0,00 8 017,73

в т.ч.из итога - возвратные суммы - 15% (ВЛ 220 кВ)

1 202,66 0,00 1 202,66

58 ГСН 81-05-01-2001, прил.1 п.2.6

Затраты на строительство временных зданий и сооружений - 3.9% от СМР гл.1-7 (ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС)

0,00 0,21 0,21

в т.ч.из итога - возвратные суммы - 15% 0,00 0,03 0,03 59 ГСН 81-05-01-2001, прил.1

п.2.6 Затраты на строительство временных зданий и сооружений - 3.3% от СМР гл.1-7 (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»)

39,73 0,02 39,75


п.2.6 Затраты на строительство временных зданий и сооружений - 3.3% от СМР гл.1-7 (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»)

119,36 0,09 119,45


п.2.6 Затраты на строительство временных зданий и сооружений - 3.3% от СМР гл.1-7 (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»)

0,09 0,02 0,11

в т.ч.из итога - возвратные суммы - 15% (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»)

0,01 0,00 0,01

Затраты на строительство временных зданий и сооружений 1 пусковой комплекс

179,86 71,14 0,00 0,00 251,00

Затраты на строительство временных зданий и сооружений 2 пусковой комплекс

11 052,94 735,37 0,00 0,00 11 788,31

62 ОСР № 08-01_изм.6 Временные здания и сооружения ПС Ермак 10 861,86 10 861,86 63 ОСР № 08-02_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ

(1цепь) 25 706,38 0,00 25 706,38

64 ОСР № 08-03_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ (2цепь)

28 272,44 0,00 28 272,44

65 ОСР № 08-04_изм.3 Временные здания и сооружения. Общая 17 711,42 0,00 17 711,42 66 ОСР № 08-05_изм.3 Временные здания и сооружения (1 цепь) (ВЛ

220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка») 148,08 148,08

110

67 ОСР № 08-06_изм.3 Временные здания и сооружения (2 цепь) (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка»)

146,23 146,23

68 ОСР № 08-07_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ (1цепь) (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»)

511,27 511,27

69 ОСР № 08-08_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ (2цепь) (ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут»)

511,27 511,27

70 ОСР № 08-09_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

148,08 148,08

71 ЛСР № 08-10-01_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ (1цепь)Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

370,88 370,88

72 ЛСР № 08-11-01_изм.3 Временные здания и сооружения ВЛ 220 кВ (2цепь)Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург»

370,88 370,88

Итого по главе 8 95 991,59 806,72 0,00 0,00 96 798,31 Итого по главе 8 по 1 пусковому комплексу 179,86 71,14 0,00 0,00 251,00 Итого по главе 8 по 2 пусковому комплексу 95 811,73 735,58 0,00 0,00 96 547,31 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 13 917,75 806,38 14 724,13 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 79 707,97 0,00 79 707,97 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 0,21 0,00 0,00 0,21 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 334,04 0,02 0,00 0,00 334,06


1 141,90 0,09 0,00 0,00 1 141,99


889,93 0,02 0,00 0,00 889,95

Итого по главам 1-8 422 133,25 21 492,54 270 816,11 2 622,45 717 064,35 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 92 273,94 21 482,77 270 801,34 291,69 384 849,74 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 322 669,51 0,00 0,00 2 330,76 325 000,27 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 5,64 4,91 0,00 10,55 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка" 1 538,08 0,59 1,41 0,00 1 540,08

ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз 4 758,93 2,95 7,04 0,00 4 768,92

111

Сургут» ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча

Ямбург» 892,79 0,59 1,41 0,00 894,79

Итого по главам 1-8 1 пусковой комплекс 5 628,91 3 428,32 7 197,70 0,00 16 254,93 Итого по главам 1-8 2 пусковой комплекс 416 504,34 18 064,22 263 618,41 2 622,45 700 809,42 Глава 9. Прочие работы

и затраты

73 ГСН 81-05-02-2007 таб.4 п.2.4 (прил.1 п.87в, V темп.зона)

Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ПС Ермак (4,3% х 1,1)

4 364,56 1 016,14 5 380,70


Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ВЛ 220 кВ 1,7% х 1,1

6 033,92 0,00 6 033,92


Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 4,3%х1,1

0,00 0,27 0,27


Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка" 1,7% х 1,1

28,76 0,01 28,77


Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут» 1,7% х 1,1

88,99 0,06 89,05


Дополнительные затраты при производстве СМР в зимнее время ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург» 1,7% х 1,1

16,70 0,01 16,71

79 ГСН 81-05-02-2007 таб.2 (V темп.зона)

Затраты на снегоборьбу ПС Ермак 0,4% 369,10 85,93 455,03


Затраты на снегоборьбу ВЛ 220 кВ 0,4% 1 290,68 0,00 1 290,68


Затраты на снегоборьбу ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,4%

0,00 0,02 0,02

112


Затраты на снегоборьбу ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка" 0,4%

6,15 0,00 6,15


Затраты на снегоборьбу ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз Сургут» 0,4%

19,04 0,01 19,05


Затраты на снегоборьбу ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча Ямбург» 0,4%

3,57 0,00 3,57

85 ЛСР №09-01-01 Производственный и хозяйственный инвентарь.Здание КРУЭ ПС Ермак

344,90 344,90

86 ЛСР №09-02-01 Производственный и хозяйственный инвентарь. Средства транспортные. Здание РПБ ПС Ермак

6 219,88 6 219,88

87 ЛСР № 09-03-01 Пусконаладочные работы ПА "вхолостую" ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС (530*0,8/1000)

0,42 0,42

88 ЛСР № 09-04-01 Изменение алгоритма в существующем шкафу МКПА (АОПО) ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС

51,13 51,13

89 МДС 81-35.2004 прилож.8 п.9.9

Средства на покрытие затрат строительных организаций по добровольному страхованию работников и имущества, в том числе строительных рисков ПС Ермак - 1%

3 848,50 3 848,50

90 МДС 81-35.2004 прилож.8 п.9.9

Средства на покрытие затрат строительных организаций по добровольному страхованию работников и имущества, в том числе строительных рисков ВЛ 220 кВ - 1%

3 250,00 3 250,00

91 Расчет №09-01_изм.6 Затраты, связанные с с осуществлением работ вахтовым методом ПС Ермак (7622750,70/1000)

648,97 648,97

92 Расчет №09-04_изм.3 Затраты, связанные с с осуществлением работ вахтовым методом ВЛ 220 кВ

7 126,89 7 126,89

93 Расчет №09-02_изм.6 Затраты связанные с перебазированием строительно-монтажных организаций с одной стройки на другую ПС Ермак (123519,75/1000)

123,52 123,52

113

94 Расчет №09-05_изм.3 Затраты связанные с перебазированием строительно-монтажных организаций с одной стройки на другую ВЛ 220 кВ (227364,18/1000)

227,36 227,36

95 Расчет №09-06_изм.3 Затраты связанные с перевозкой рабочих ВЛ 220 кВ (657413,73/1000)

657,41 657,41

96 Постановление Госкомтруда СССР, Госстроя СССР от 01.10.1999 г. № 1336-ВК/1-Д (гл1-8)

Средства на премирование за ввод в действие объектов ПС Ермак 2,75%

3 128,31 3 128,31

97 Постановление Госкомтруда СССР, Госстроя СССР от 01.10.1999 г. № 1336-ВК/1-Д (гл1-8)

Средства на премирование за ввод в действие объектов ВЛ 220 кВ 2,75%

8 873,41 8 873,41

98 П2200917-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ООС Таблица 8.12

Затраты на компенсационные выплаты и природоохранные мероприятия ПС Ермак (555469,69/7,53/1000)

73,77 73,77

99 Л2202139-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ООС Таблица 9.3

Затраты на компенсационные выплаты и природоохранные мероприятия ВЛ 220 кВ (11704521,89/7,53/1000)

1 554,39 1 554,39

100 Письмо ОАО ФСК ЕЭС №550 от 22.05.2006 и №МА/22/118 от 10.04.2006г.

Пусконаладочные работы "вхолостую" ПС Ермак 7%*0,8 от стоимости оборудования

15 164,88 15 164,88

101 Постановление Правительства РФ №934 от 16.11.2009г., Инструкции по перевозке по дорогам РФ от 27.05.1996г.

Компенсация за пользование дорогами ООО "Газпром Добыча Ямбург" в части ПС (12142845,4/7,53/1000)

1 612,60 1 612,60

102 Постановление Правительства РФ №934 от 16.11.2009г., Инструкции по перевозке по дорогам РФ от 27.05.1996г.

Компенсация за пользование дорогами ООО "Газпром Добыча Ямбург" в части ВЛ (18201433,6/7,53/1000)

2 417,19 2 417,19

114

103 ЛСР 09-01-01 Пусконаладочные работы " в холостую" - 80% ВЛ 220 кВ 1 цепь (111,11*0,8)

91,63 91,63

104 ЛСР 09-02-01 Пусконаладочные работы " в холостую" - 80% ВЛ 220 кВ 2 цепь (110,79*0,8)

91,62 91,62

105 Расчет №09-03_изм.6 Затраты на организацию и проведение подрядных торгов (тендеров) ПС Ермак

415,89 415,89

106 Расчет №09-07 Затраты на организацию и проведение подрядных торгов (тендеров) ВЛ 220 кВ

389,13 389,13

107 Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ЦИУС ЕЭС» от 10.08.2010 № 585/121/1, ТКП ФГУП "УНИИМ" №264/8-75 от 21.02.13г.

Ревизия измерительных каналов с оформлением паспорта-протокола ПС Ермак (5000*54/1000/7,53)

35,86 35,86


Первичная поверка измерительных трансформаторов тока 110 кВ ПС Ермак (8910*21/1000/7,53)

24,85 24,85


Первичная поверка измерительных трансформаторов тока 220 кВ ПС 10700*30/1000/7,53

42,63 42,63


Первичная поверка измерительных трансформаторов напряжения 110 кВ ПС Ермак (19000*6/1000/7,53)

15,14 15,14

115


Первичная поверка измерительных трансформаторов напряжения 220 кВ ПС Ермак (24950*12/1000/7,53)

39,76 39,76


Разработка документов и проведение испытания с целью утверждения типа средств измерений с выдачей свидетельства о поверке ПС Ермак (90000+120000+50000)/1000/7,53

34,53 34,53


Разработка методики измерений ПС Ермак (250000/1000/7,53)

33,20 33,20


Сопровождение материалов испытаний дополучение свидетельства об утверждениии типа ПС 40000/1000/7,53

5,31 5,31


Проведение метрологической экспертизы технической документации АИИС и оформление результатов испытаний ПС 90000/1000/7,53

11,95 11,95

116 МДС 81-35.2004 п.4.85, ТКП ООО "Эзоп"

Затраты на проведение работ по электромагнитному обследованию ПС 880000/1,18/1000/7,53

99,04 99,04

116

117 МДС 81-35.2004 Прил. 8, Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ЦИУС ЕЭС» от 10.08.2010 № 585/121/1. Смета №1а

Затраты на техническую инвентаризацию и изготовление документов кадастрового и технического учета ПС Ермак (843162,31/1000/7,53)

111,97 111,97

118 МДС 81-35.2004 Прил. 8, Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «ЦИУС ЕЭС» от 10.08.2010 № 585/121/1. Смета №1

Затраты на техническую инвентаризацию и изготовление документов кадастрового и технического учета ВЛ 220 кВ (2957959,07/1000/7,53)

392,82 392,82

119 МДС 81-35.2004 п.4.85, Налоговый Кодекс РФ (статья 333.33 п.22)

Государственная пошлина за государственную регистрацию прав на объекты недвижимости (20*15000/1000/7,53)

39,84 39,84

120 МДС 81-35.2004 п.4.85, П2200917-У.592- 2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ПБС, прил.Б, лист.71, ТКП №97 от 16.04.13г.

Затраты на оформление и получение лицензии на право пользования недрами с целью добычи подземных вод(450000/1,18/1000/7,53)

50,64 50,64

121 МДС 81-35.2004 п.4.85, П2200917-У.592- 2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ПБС, прил.Д, лист.77

Затраты на бурение разведочно-эксплуатационной скважины

311,40 10,39 321,79

122 МДС 81-35.2004 п.4.85, П2200917-У.592- 2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ПБС, прил.Б, лист.71, ТКП №234 от 30.04.13г.

Затраты на геофизические исследования в водозаборных скважинах (675000/1,18/7,53/1000)

75,97 75,97

123 МДС 81-35.2004 п.4.85, Изм. к ТЗ п.10, ТКП ООО "МОДУС ЭНЕРГО"

Программное обеспечение для энергетики (420000+63000)/1000/7,53

64,14 64,14

124 МДС 81-35.2004 п.4.85, ТКП ЗАО "Энергетические технологии"

Поставка сетевой версии тренажерного комплекса Twr12 ПС Ермак (140000+90000)/1000/7,53

30,54 30,54

117

125 Сметный расчет №426/2/д, ЛСР №3

Определение технического состояния трубопровода Ду 426 мм ВЛ 220 кВ ((162368+629653,97)/1000/7,53)

105,18 105,18

Расчет №09-08 Затраты на выплату процентов за пользование заемными средствами ВЛ

32 283,18 32 283,18

Расчет №09-04 Затраты на выплату процентов за пользование заемными средствами ПС

24 471,01 24 471,01

Итого по главе 9 12 532,87 1 112,84 0,00 114 279,36 127 925,07 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 5 045,06 1 112,46 0,00 56 767,60 62 925,12 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 7 324,60 0,00 0,00 57 460,21 64 784,81 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 0,29 0,00 51,55 51,84 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром переработка 34,91 0,01 0,00 0,00 34,92 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз

Сургут» 108,03 0,07 0,00 0,00 108,10


20,27 0,01 0,00 0,00 20,28

Итого по главам 1-9 434 666,12 22 605,38 270 816,11 116 901,81 844 989,42 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 97 319,00 22 595,23 270 801,34 57 059,29 447 774,86 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 329 994,11 0,00 0,00 59 790,97 389 785,08 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 5,93 4,91 51,55 62,39 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 1 572,99 0,60 1,41 0,00 1 575,00


4 866,96 3,02 7,04 0,00 4 877,02


913,06 0,60 1,41 0,00 915,07

Итого по главам 1-9 по 1 пусковому комплексу

5 628,91 3 428,32 7 197,70 0,00 16 254,93

Итого по главам 1-9 по 2 пусковому комплексу

429 037,21 19 177,06 263 618,41 116 901,81 828 734,49

Глава 10. Содержание службы заказчика. Строительный контроль 126 Письмо МРР №15847-

АП/08 от 17.06.2011 г., ОМДС-2001 ОАО "ФСК ЕЭС", приложение №1

Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ПС Ермак -2,69%

12 045,14 12 045,14

Расчет в т.ч. Авторский надзор

118

127 Письмо МРР №15847-АП/08 от 17.06.2011 г., ОМДС-2001 ОАО "ФСК ЕЭС", приложение №1

Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ВЛ 220 кВ -2,73 %

10 641,13 10 641,13



Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС - 3,18 %

1,98 1,98



Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ВЛ 220 кВ «ООО Газпром переработка» - 3,18 %

50,09 50,09



Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ВЛ 220 кВ «ООО Газпром Трансгаз Сургут» - 3,18 %

155,09 155,09



Содержание дирекции (технического надзора) строящегося предприятия. Затраты на содержание службы заказчика. Строительный контроль ВЛ 220 кВ «ООО Газпром добыча Ямбург» - 3,18 %

29,10 29,10


Итого по Главе 10 0,00 0,00 0,00 22 922,53 22 922,53 в том числе: ПС Ермак 0,00 0,00 0,00 12 045,14 12 045,14 ВЛ 220 кВ 0,00 0,00 0,00 10 641,13 10 641,13 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 1,98 1,98 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 50,09 50,09

ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром Трансгаз 155,09 155,09

119

Сургут» ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром добыча

Ямбург» 29,10 29,10

Глава 11. Подготовка эксплуатационных кадров

132 МДС 81-35.2004 п.4.88, Изм. к ТЗ п.11, ТКП ЗАО "Энергетические технологии"

Обучение персонала Заказчика ПС Ермак (60000/1000/7,53)

7,97 7,97

Итого по Главе 11 0,00 0,00 0,00 7,97 7,97 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 7,97 7,97 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Глава 12. Проектно-

изыскательские работы

133 МДС 81-35.2004 п.4.90 Сводная смета ПИР Приложение №7 к Договору № 592-2012/ФСК/УСП/ПИР от 28.04.2012 г.

Изыскательские работы. ПС Ермак ((2852361,92+5134251,42)/3,59/1,266/1000)

1 757,25 1 757,25


Изыскательские работы. ВЛ 220 кВ ((5704723,80+7701377,16)/3,59/1,266/1000)

2 949,68 2 949,68


Проектные работы. ПС Ермак (516936,43+6860647,67+5415232,96+14768817,17)/3,53/1,19/1000

6 561,20 6 561,20

120

136 МДС 81-35.2004 п.4.90 Сводная смета ПИР Приложение №7 к Договору № 592-2012/ФСК/УСП/ПИРот 28.04.2012 г.

Проектные работы. ВЛ 220 кВ (84152,44+5411888,47+1116849,62+6285096+1595499,86+17141170)/3,53/1,19/1000

7 530,81 7 530,81


Экспертиза проектной документации. ПС Ермак (1343269,26/3,29/1000)

408,29 408,29


Экспертиза проектной документации. ВЛ 220 кВ (218671,74/3,29/1000)

66,47 66,47

139 МДС 81-35.2004. п.4.91 прил.8 п.12.3 Письмо МРР 35911-СМ08 от 30.12.2008

Проезд работников , осуществляющих авторский надзор (проезд ж/д Уфа - Новый Уренгой-Уфа 19250*16 поездок)

40,90 40,90

Итого по главе 12 0,00 0,00 0,00 19 273,70 19 273,70 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 8 767,64 8 767,64 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 0,00 0,00 0,00 10 546,96 10 546,96 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 0,00 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


0,00 0,00

Итого по главам 1-12 434 666,12 22 605,38 270 816,11 159 106,01 887 193,62 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 97 319,00 22 595,23 270 801,34 77 880,04 468 595,61 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 329 994,11 0,00 0,00 80 979,06 410 973,17 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 5,93 4,91 53,53 64,37 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 1 572,99 0,60 1,41 50,09 1 625,09

121


4 866,96 3,02 7,04 155,09 5 032,11


913,06 0,60 1,41 29,10 944,17

Итого по главам 1-12 по 1 пусковому

комплексу 5 628,91 3 428,32 7 197,70 0,00 16 254,93

Непредвиденные затраты Итого по главам 1-12 по 2 пусковому комплексу

429 037,21 19 177,06 263 618,41 159 106,01 870 938,69

140 МДС81-35.2004 п.4.96 Резерв затрат на непредвиденные работы и затраты 3%

13 039,98 678,16 8 124,48 4 773,18 26 615,80

Итого Непредвиденные затраты 13 039,98 678,16 8 124,48 4 773,18 26 615,80 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 2 919,57 677,86 8 124,04 2 336,40 14 057,87 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 9 899,82 0,00 0,00 2 429,37 12 329,19 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 0,18 0,15 1,61 1,94 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 47,19 0,02 0,04 1,50 48,75


146,01 0,09 0,21 4,65 150,96


27,39 0,02 0,04 0,87 28,32

Итого в ценах 2001 г. с непредвиденными затратами 447 706,10 23 283,54 278 940,59 163 879,19 913 809,42 в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 100 238,57 23 273,09 278 925,38 80 216,44 482 653,48 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 339 893,93 0,00 0,00 83 408,43 423 302,36 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 6,11 5,06 55,14 66,31 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 1 620,18 0,62 1,45 51,59 1 673,84


5 012,97 3,11 7,25 159,74 5 183,07


940,45 0,62 1,45 29,97 972,49

141 Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» № 800 от 21.12.2012г.; Письмо Минрегиона России № 2836-ИП/12/ГС от 03.12.2012 г.

Перевод цены в текущий уровень на IV квартал 2012 г.

2 743 578,56 184 396,45 1 065 553,06 1 452 113,88

5 445 641,95

Итого в текущих ценах на IV квартал 2012 г. с непредвиденными затратами 2 743 578,56 184 396,45 1 065 553,06 1 452 113,88

5 445 641,95

122

Итого в текущих ценах на IV квартал 2012 г. с непредвиденными затратами 1 пусков

33 580,28 14 251,27 28 320,07 0,00 114 745,45

Итого в текущих ценах на IV квартал 2012 г. с непредвиденными затратами 2 пусков

2 709 998,28 170 145,18 1 037 232,99 1 452 113,88

5 330 896,50

в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 731 741,56 184 322,87 1 065 494,95 854 734,55 2 836 293,93 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 1 967 985,85 0,00 0,00 595 140,89 2 563 126,74 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 48,39 19,33 421,46 489,18 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 9 380,84 3,59 5,54 388,47 9 778,44


29 025,10 18,01 27,70 1 202,84 30 273,65


5 445,21 3,59 5,54 225,67 5 680,01

142 Письмо МЭР №20740-АК/ДОЗи от 27 сентября 2012 г.

Индекс-дефлятор на 3 кв. 2015 г. с К=1,21 (1,074х1,074х1,0498)

576 151,50 38 723,25 223 766,14 304 943,91 1 143 584,81

Итого в текущих ценах на 3 кв. 2015 г. с непредвиденными затратами 3 319 730,06 223 119,70 1 289 319,20 1 757 057,79

6 589 226,76

в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 885 407,29 223 030,67 1 289 248,89 1 034 228,81

3 431 915,66

ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 2 381 262,88 0,00 0,00 720 120,48 3 101 383,36 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 58,55 23,39 509,97 591,91 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 11 350,82 4,34 6,70 470,05 11 831,91


35 120,37 21,79 33,52 1 455,44 36 631,12


6 588,70 4,34 6,70 273,06 6 872,80

Налоги и обязательные платежи

143 МДС 81-35.2004, п.4.100 Средства на покрытие затрат по уплате НДС - 18%

597 551,41 40 161,55 232 077,46 316 270,40 1 186 060,82

Всего по сводке затрат на 3 квартал 2015 г. с учетом НДС 3 917 281,47 263 281,25 1 521 396,66 2 073 328,19

7 775 287,57

Всего по сводке затрат на 3 квартал 2015 г. с учетом НДС 1 пусковой 47 945,92 20 347,96 40 435,40 0,00 163 833,55 Всего по сводке затрат на 3 квартал 2015 г. с учетом НДС 2 пусковой 3 869 335,55 242 933,29 1 480 961,26 2 073

328,19 7 611 454,02

в том числе: ПС Ермак МЭС Западной Сибири 1 044 780,60 263 176,19 1 521 313,69 1 220 4 049 660,48

123

390,00 ВЛ 220 кВ МЭС Западной Сибири 2 809 890,20 0,00 0,00 849 742,17 3 659 632,37 ПС Ермак ОАО ИНТЕР РАО ЕЭС 0,00 69,09 27,60 601,76 698,45 ВЛ 220 кВ Затраты «ООО Газпром

переработка» 13 393,97 5,12 7,91 554,66 13 961,66


41 442,04 25,71 39,55 1 717,42 43 224,72


7 774,67 5,12 7,91 322,21 8 109,91

Руководитель ООО "УралСофтПроект" /С. Р. Темник/ Главный инженер проекта /К.В. Малешин/ Начальник СмО /А. И. Соколова/

Заказчик ______________________________________/_____________________/

124

По результатам экспертного анализа выборочных стоимостных показателей, включенных в сметные расчеты проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» Аудитором заключает, что в целом:

сметная документация разработана в соответствии с установленным сметным нормам и правилам;

учтенная в сметах стоимость работ, их состав и объемы работ по соответствуют разделам объемам и составу работ, указанных в проектной документации, задании на проектирование и техническим условиям;

примененные в ключевых сметных расчетах основные расценки, поправочные коэффициенты и индексы пересчета в текущие на момент составления сметных расчетов цены, накладные расходы и ключевые лимитированные затраты в целом соответствую проектным и договорными условиями, а также фактическими условиями строительства.

Цены на материалы и оборудование учтены по нормативам ТСЦ и ФССЦ с пересчетом в текущий уровень, а так же по счет фактурам с ссылкой на них с учетом заготовительско-складских расходов (к МАТ -2%) и их приложением к Актам выполненных работ.

К оборудованию заготовительско-складские расходы – 1,2% не учтены или скрыты. Данное замечание не является существенным и не несет за собой значительного изменения стоимости.

10.3.2.2. Анализ ключевого оборудования

Аудитором проведен выборочны анализ оборудования по проекту.

Объектом анализа являлось электрооборудование для преобразования и передачи электроэнергии высокого и сверхвысокого напряжения, в также вспомогательное оборудование, в том числе:

Основное оборудование ПС:

- КРУЭ -110 кВ типа 145 SP1 (высоковольтное комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией, предназначенное для приема, распределения и передачи электрической энергии в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц номинального напряжения 110 кВ);

- КРУЭ -220 кВ типа 300 SRМ (высоковольтное комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией, предназначенное для приема, распределения и передачи электрической энергии в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц номинального напряжения 220 кВ);

- дизельная электростанция 1000 кВт;

- комплектное распределительное устройство КРУ СЭЩ (ЗРУ 10 кВ СН);

- трансформатор трехфазовый силовой типа ТРДЦН-40000/110/10 ХЛ1;

- оборудование линий электропередачи различного класса напряжения, включая заходы и переустройство линий,

- монтажное электротехническое оборудование;

- кабельное хозяйство.

125

Вспомогательное оборудование (оборудование систем контроля и управления):

- оборудование релейной защиты и автоматики (РЗА) основной и резервной фазы АТГ;

- оборудование противоаварийной автоматики (ПА), включая систему мониторинга переходных режимов и (СМПР) и систему автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ);

- оборудование автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП);

- оборудование собственных нужд (щит собственных нужд ЩСН);

- оборудование системы оперативного постоянного тока (СОПТ);

- оборудование автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ);

- оборудование систем СКБ;

- оборудование волоконно-оптической связи (ВОС);

- оборудование спутниковой связи;

- оборудование систем ВЧ-связи, включая контрольно-измерительное оборудование;

- оборудование волоконно-оптической системы передачи (ВОСП);

- оборудование цифровой системы передачи информации (ЦСПИ).

Анализ цен производился по следующим наиболее представительным локальным сметам:

Анализ сметных цен производился по двум основным разделам смет:

«Оборудование»;

«Материалы».

Результаты выборочного анализа по группам «Оборудование» и «Материалы» приведены ниже в Таблицах.

126

Таблица 1. Локальная смета П2200917-У.592-2012 Сметные данные Рыночные данные

№ п/п

Документ - обоснование

Наименование оборудования Ед.изм. К-во

Стоимость ед, всего

(на единицу в ценах 2001г.)

Общая стоимость, всего (в ценах 2001г.)

Индекс перехода от цен

2001г. к ценам 2013г.


Цена за ед., без учета

НДС, руб.

Цена всего, без учета

НДС, руб.

Источник информации

Дата прайс-листа

Отношение сметной стоимости

к рыночной

Локальная смета № 02-02-02_изм.6. Собственные нужды. Система переменного тока. ДЭС.

1 Сб. прайс листов, стр.319, ЗАО "НГ-Энерго"

Дизельная электростанция (МР=19400000/1,18/3,82 )

шт. 1,00 4 303 842 4 303 842 3,32 14 288 757 8 496 610 8 496 610 http://www.electrostan.ru/pricelist/

дек.14 1,68

Локальная смета № 02-07-02_изм.6. Трансформатор ТРДН

2 Сб.прайс л. с.499 ЗАО ЭНЕРГОМАШ УРАЛЭЛЕКТР ОТЯЖМАШ

Трансформатор трехфазовый силовой типа ТРДЦН-40000/110/10 ХЛ1(МР=19600000/3,82 )

шт. 2,00 5 130 890 10 261 780 3,32 34 069 110 18 762 712 37 525 424 http://www.eti.su/elteh/highpower/transformation/transformation_4203.html

сен.10 0,91

Локальная смета № 02-24-01_изм.6. Собственные нужды. Система переменного тока. Здание КРУЭ. 2 пусковой комплекс.

3 Сб. прайс листов, стр.320, Группа СВЭЛ

Трансформатор силовой сухой 630 кВА, напряжением 10/0,4 кВ(МР=700000/3,82*1,06*1,015*1,012 )

шт. 5 199 520,30

997601,5 3,32 3312036,98

635 593 3177966,102

http://transformator66.com/p34883874-63010.html

текущая

1,04

Локальная смета № 02-03-02_изм.6. Электротехнические решения. ЗРУ 10 кВ

127

Сметные данные Рыночные данные

№ п/п

Документ - обоснование

Наименование оборудования Ед.изм. К-во

Стоимость ед, всего

(на единицу в ценах 2001г.)


Индекс перехода от цен

2001г. к ценам 2013г.


Цена за ед., без учета

НДС, руб.

Цена всего, без учета

НДС, руб.

Источник информации

Дата прайс-листа

Отношение сметной стоимости

к рыночной

4 Сборник прайс-листов, стр. 230, ГК "Электрокабель"

Кабель силовой с медными жилами с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке без защитного покрова ВВГнг(А)-LS, напряжением 0,66 Кв, число жил – 5 и сечением 50 мм2(МР=1028,78/1,18/7,92 Кол-во=148*1,02 )Формула объема: 150,96=148*1,02Единица измерения: м

м 150,96 110 16 618 4,21 69 972 1 047 158 091 http://www.profits.com.ru/cat/nsi14414/160563.html

дек.14 0,44

5 Сборник прайс-листов, стр.238, Компания ЭМ-ПЛАСТ

Кабель силовой с медными жилами в оболочке из вулканизированного полиэтилена, пониженной горючести и низким газо- и дымовыделением. Без защитного покрова ПвВГнг-LS, сечением 3х240+1х120Кол-во=250*1,02 МР=2831,79/1,18/7,92Формула объема: 255=250*1,02 Единица измерения: м

м 255,00 303 77 268 4,21 325 352 3 214 819 662 http://www.profits.com.ru/cat/nsi14423/314159.html

дек.14 0,40

6 Сб. прайс листов, стр.505, Топсети

Источник бесперебойного питания 10 кВа емкостью батарее 16Ач(МР=202253/1,18/3,82 )

шт. 1 44 869,33 44 869,33 3,32 148 966 141 949 141 949 http://www.ибп-бесперебойники.рф/categoryID_874.html

текущая

1,05

7 Сб. прайс листов, стр.504, Синергия

Источник бесперебойного питания 8 кВа емкостью батарее 10 Ач(МР=201390/1,18/3,82 )

шт. 1 44 677,88 44 677,88 3,32 148 331 141 949 141 949 http://www.ибп-бесперебойники.рф/categoryID_874.html

текущая

1,04

128

Комментарии к Таблице 1.

В процессе анализа Исполнителем был произведен перевод сметных цен 2001г. в текущие цены на дату анализа путем их индексации. Для перевода был применен индекс 3,32, полученный в результате использования данных об изменениях индексов цен производителей промышленной продукции за период 2001-2014гг. по разделу «Производство машин и оборудования» с официального сайта Единой межведомственной информационно-статистическая служба (ЕМИСС, раздел «Федеральная служба государственной статистики (Росстат)», подраздел «Цены и тарифы», http://www.fedstat.ru/indicators/start.do). Порядок построения индекса цен приведен ниже в таблице.

Таблица 5. Индекс роста цен производителей промышленной продукции за период 2001-2014гг.

Год:

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Индекс за год:

1,106 1,114 1,098 1,144 1,104 1,105 1,139 1,185 1,037 1,055 1,054 1,041 1,019 1,066

Итого: 3,32

При анализе сметных цен путем сравнения их с текущими рыночными ценами следует учитывать, что понятие рыночной стоимости не представляет собой определенную фиксированную цену и в любом случае следует говорить о некотором диапазоне, в котором лежит значение рыночной стоимости. Интервал подобных отклонений в +/-30% является нормальным явлением, в зависимости от объемов и условий поставки, и влияния прочих дополнительных затрат. При анализе стоимости объектов оборудования учитывались все затраты, включая доставку, монтаж и пуско-наладку, последующее плановое техническое обслуживание. По объектам оборудования, не требующим специальных работ по монтажу и пуско-наладке, анализировались только цены на приобретение, указанные в документах поставщика (отпускная цена), а также стоимость доставки.

Аудитор отмечает, что сметные расценки на поставку образцов оборудования формировались на основании предложений выборочных поставщиков. Поставщики выставляли свои ценовые предложения и условия поставки на основании запросов фирмы-проектировщика (ООО «УралСофтПроект»), несмотря на то, что поставками данных образцов оборудования занимается достаточно широкой круг организаций – как прямых производителей, так и дилеров.

Так, по данным локальных смет (ПС Ермаки, ЛС № 02-01-06_изм.6) поставка комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ-220 и 110 кВ) предполагается фирмой ЗАО «Эйч Ди Энерго», Санкт-Петербург, причем производитель указан только один – HYNDAI HEAVY INDUSTRIES, в то время как производством и поставкой данных устройств занимаются такие широко известные фирмы как ABB, SIEMENS, ALSTOM.

Поставка дизельной электростанции (ЛС № 02-02-02_изм.6) мощностью 1000 кВт по цене 19 400 000 руб. (включая НДС), предполагается ЗАО «НГ-Энерго», Санкт-Петербург. Альтернативные поставщики и производители дизель-электростанций данного типа и мощности: Cummins, модель АД 1000-Т400, цена от 9 155 000 руб., Deutz АД 1000-Т400, поставщик ЗАО «Азимут», (http://www.gc-azimut.ru/), поставщик ЗАО «Автономный ЭнергоСервис» (цены от 10 267 000 до 21 979 00 руб. с НДС). В целом на рынке представлен широкий спектр дизель-электростанций мощностью в диапазоне от 900 до 1032 кВт различных производителей.

129

Поставка комплексных распределительных устройств типа СЭЩ (ЗРУ 10 кВ) – производитель и поставщик ЗАО «Группа компаний «Электрощит», г.Самара). является наиболее известным на рынке представителем данного направления электротехнических устройств.

Поставка ограничителей перенапряжений типа ОПН-220/110 кВ, а также приборов контроля и датчиков тока утечки предполагается по запросу проектировщика от фирмы ЗАО «ФЕНИКС-88», г.Новосибирск. В то же время, поставщиком данного типа оборудования является также известная на рынке фирма, такая как: ООО «Разряд», г.Санкт-Петербург (http://www.razrad.sp.ru/).

Поставка трансформатора трехфазного силового, типа ТРДЦН-40000/110/10 мощностью 40000 кВа предполагается на основе коммерческого предложения ЗАО ЭНЕРГОМАШ (Екатеринбург) – УРАЛЭЛЕТРОТЯЖМАШ). Поставку транформаторов данного типа осуществляют также ОАО «ЭЛЕКТРОЗАВОД», г.Москва.

Поставка автотрансформатора трехфазного силового, типа АТДЦТН-125000/220/110/10 согласно смете осуществляется ООО «Тольяттинский трансформатор», г.Тольятти.

Поставка управляемого шунтирующего реактора типа РТУ-63000/220, согласно смете, осуществляется дилером - ОАО «Электрические управляемые реакторы», г.Москва (производитель – ПАО «Запорожтрансформатор»). ПАО «ЗТР» является в данном случае не единственным производителем – на территории России производством таких устройств занимается также ОАО «Айдис групп», расположенное в г.Москве и имеющее собственное производство. Производственная база ОАО «Айдис групп» расположена на территории ОАО «НТЦ ФСК ЕЭС». Производственные цеха оснащены самым современным технологическим оборудованием, позволяющим производить продукцию на уровне мировых стандартов.

Производителями кабельной продукции являются различные организации. Анализ соотношения сметных и рыночных цен на кабели и провода см. в Таблице 1.

По результатам анализа соотношения сметных и рыночных цен, представленных в Таблице 1, Исполнителем сделаны следующие выводы:

1. По локальной смете № 02-02-02_изм.6. Собственные нужды. Система переменного тока. ДЭС.

- исполнитель отмечает несоответствие сметной цены на дизельную электростанцию в пределах погрешности ее определения согласно рыночным предложениям (завышение долее 20%).

2. По локальной смете № Локальная смета № 02-07-02_изм.6. Трансформатор ТРДН.

- исполнитель отмечает некоторое соответствие сметной цены на трансформатор трехфазовый силовой типа ТРДЦН-40000/110/10 ХЛ1 в пределах погрешности определения рыночной стоимостисогласно рыночным предложениям.

3. По локальной смете № 02-03-02_изм.6. Электротехнические решения. ЗРУ 10 кВ.

-исполнитель также отмечает некоторое несоответствие сметных цен (занижение в пределах более 20%) на кабельную продукцию (кабель силовой с медными жилами с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке без защитного покрова ВВГнг(А)-LS, напряжением 0,66 Кв, число жил – 5 и сечением 50 мм2, кабель силовой с медными жилами в оболочке из вулканизированного полиэтилена, пониженной горючести и низким газо- и дымовыделением,. без защитного покрова ПвВГнг-LS, сечением 3х240+1х120).

130

4. По локальной смете № 02-24-01_изм.6. Собственные нужды. Система переменного тока. Здание КРУЭ. 2 пусковой комплекс.

- исполнитель отмечает соответствие сметной цены на трансформатор силовой сухой 630 кВА, напряжением 10/0,4 кВ и источники бесперебойного питания 10 кВа и 8 кВа в пределах погрешности определения рыночной стоимости согласно рыночным предложениям.

Вывод по результатам анализа ключевого оборудования:

По результатам проведенного анализа Аудитор считает, что стоимость ключевого

оборудования по разработанной проектной документации в целом соответствует

рыночным.

10.3.2.3. Основные выводы по результатам экспертной оценки стоимостных

показателей, сформированных на основании проектной документации

По результатам анализа данных сметной документации с самостоятельно полученными

Аудитором оценками укрупненных расчетов ключевых объектов строительства на основе

УПСС, а также с учетом собственных аналитических баз Аудитора по укрупненным

показателям стоимости строительства подобных объектов, в том числе проведенного

Аудитором выборочного анализа рыночных стоимостей оборудования и материалов,

Аудитор считает, что стоимость Проекта по разработанной проектной документации, в

целом соответствует рыночным ценам.

131

10.4 Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта

10.4.1 Расчет показателей экономической эффективности (NPV, 1RR или иные утвержденные критерии принятия инвестиционного

проекта).

По результатам проведенного исследования Аудитором расчетной модели экономической эффективности проекта «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» можно сделать следующие выводы.

Показатели единицы измерения

значения

Ставка дисконтирования % 6 Период окупаемости Т (PB) год 11 Дисконтированный период окупаемости То (DPB)

год 24

Чистый приведенный доход ЧДД (NPV) млн.руб. 802 Индкекс доходности ИД (PI) млн.руб. 1,1 Внутренняя норма доходности ВНД (IRR) % 7 Источник: данные компании

По результатам анализа Аудитор отмечает, что в целом оценка эффективности инвестиций в проект выполнена в том числе с учетом Методических указаний по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденных Минэкономики РФ, Минфином РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике (№ ВК 477 от 21.06.1999 г.), с учетом особенностей инвестиционных проектов в области электроэнергетики. Проведена оценка чувствительности модели к изменению объема инвестиционных затрат и ставки дисконтирования.

Вместе с тем Аудитор отмечает следующие замечания:

Различные значения ставки дисконтирования: в описании она заявлена в размере 8% (стр.18, ПД, Эффективность инвестиций П2200917-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ЭИ), в расчетной таблице - 6% (стр. 20, 23, ПД, Эффективность инвестиций П2200917-У.592-2012/ФСК/УСП/ПИР-03.042-ЭИ).

Неучтенность в расчетной модели величины операционных расходов за исключением налоговых отчислений;

Анализ чувствительности проведен по двум показателям – объему инвестиций (от -30% до 30% с шагом изменения в 10% и изменению ставки дисконтирования от 4% до 8%. Величина ставки дисконтирования представляется Аудитору заниженной, даже с учетом инфляции.

В анализе рисков проекта не учтены группы рисков, являющихся обязательными в анализе экономической эффективности проекта.

Далее эти замечания будут рассмотрены более подробно.

В таблице ниже приведен расчет экономической эффективности проекта из проектной документации.

133

Основные замечания по финансово-экономической оценке инвестиционного

проекта

Оценка эффективности инвестиций по титулу «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» представлена в проектной документации.

Оценка выполнена в соответствии с Методическими указаниями по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденных Минэкономики РФ, Минфином РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике (№ВК 477 от 21.06.1999 г.), с учетом особенностей инвестиционных проектов в области электроэнергетики.

1. Состав общих производственных издержек не соответствует составу аналогичных издержек в Справочнике по проектированию электрических сетей.

В Обосновании инвестиций строительства (т.2) в таблице «Расчет экономической эффективности проекта» используется формула расчета производственных издержек.

Иоб = И” + Иф + Иа,

Где,

Иоб – величина общих издержек,

И” – величина текущих эксплуатационных расходов на ремонт и обслуживание,

Иа – амортизационные расходы,

Иф – финансовые издержки (в модели не учтены).

Аналогичная формула, приведенная в Справочнике по проектированию электрических сетей (под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006), выглядит следующим образом:

Иt = Иt” + Иф + ∆Иt,

Где,

Иt – величина общих годовых эксплуатационных расходов,

Иt” – величина общих годовых эксплуатационных расходов по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию,

Иф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, по облигациям и др. по годам расчетного периода;

∆Иt – затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Сравнивая эти формулы нельзя не заметить, что составители ОТР1 не использовали рекомендованную Справочником формулу для расчета общих производственных затрат. Данная формула не учитывает амортизационные отчисления, а формула, примененная в ТЭО их учитывает, зато не берет в зачет затраты на возмещение потерь электроэнергии, статью, которая является непременной составной частью эксплуатационных затрат энергосетевых компаний.

2. В таблице «Расчет экономической эффективности проекта» не учитываются операционные расходы компании, кроме налогов.

Операционные расходы делятся на подконтрольные и неподконтрольные. Примерный ориентировочный состав операционных расходов приведен в таблицах ниже.

134

№ п/п Показатели подконтрольных расходов 1.1. Материальные затраты, в т.ч.: 1.1.1. сырье, материалы, запасные части, инструмент 1.1.2. ГСМ 1.2. Работы и услуги производственного характера (в т.ч. услуги сторонних организаций по

содержанию ремонту сетей и распределительных устройств) 1.3. Расходы на оплату труда 1.4. Прочие расходы, всего, в том числе: 1.4.1. оплата работ и услуг сторонних организаций в т.ч.: 1.4.1.1. - услуги связи, банков, почты, СМИ 1.4.1.2. - расходы на услуги охраны 1.4.1.4. - расходы на информационные услуги 1.4.1.5. - расходы на юридические, консультационные маркетинговые услуги 1.4.1.6. - расходы на техническое обслуживание систем 1.4.1.7. - коммунальные услуги 1.4.2. канцелярские расходы 1.4.2. расходы на командировки и представительские 1.4.3. расходы на подготовку кадров 1.4.4. расходы по охране труда и мер по технике безопасности 1.4.5. расходы по ГО и ЧС 1.4.6. расходы на страхование 1.4.8. членство СРО

№ п.п. Показатели неподконтрольных расходов

2.1. Электроэнергия на хозяйственные нужды 2.2. Теплоэнергия 2.3. Отчисления в социальные фонды 2.4. Плата за аренду имущества 2.5. Амортизация 2.6. Налоги, всего, в том числе: 2.6.1. налог на имущество 2.6.2. прочие налоги и сборы (плата за загрязнение окружающей среды) 2.6.3. транспортный налог 2.7. Прибыль на развитие производства (стоимость мероприятий по ИНВЕСТпрограмме) 2.8. Налог на прибыль 2.8. Расходы социального характера из прибыли 2.9. Прочие неподконтрольные (ФСК ЕНЭС) 2.10. Выпадающие доходы

Аудитором рекомендовано учесть данное замечание в дальнейшей корректировке анализируемой информации.

3. В финансово – экономической части инвестиционного проекта не учтены показатели общественной эффективности, что не соответствует инструкциям, заложенным в Справочнике по проектированию электрических сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича 1, который использовался Заказчиком для создания данного проекта.

На основании анализа зарубежного, в основном европейского, опыта были составлены «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их

1 Справочник по проектированию электрических сетей под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006

135

отбору для финансирования», утвержденные в 1999 г. Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике. В этих рекомендациях предложены следующие показатели эффективности:

показатели коммерческой (финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников;

показатели бюджетной эффективности, отражающие финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджета;

показатели общественной (социально-экономической) эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и допускающие стоимостное выражение.

Аудитору представляется, что при дальнейшей работе над разделом финансовых обоснований проекта в их состав необходимо включить наряду с коммерческой и бюджетной эффективностью показатели общественной эффективности проекта.

4. В ПД приведены данные для расчета показателей эффективности проекта и сами результаты расчетов Причем расчетные файлы не предоставлены, что затрудняет проверку правильности расчетных показателей. Что же касается обоснованности исходных данных, Аудитором отмечается его отсутствие.

К вопросу о составе показателей для анализа чувствительности.

При проведении анализа чувствительности и сценарного анализа за основу берется анализ, осуществленный в финансовой модели, после соответствующей проверки его корректности. В качестве факторов чувствительности для анализа, в том числе сценарного, выбираются следующие исходные данные и допущения финансовой модели2:

данные, непосредственно связанные с ключевыми рисками инвестиционного проекта;

данные, точность значений которых в анализируемой финансовой модели подвергается сомнению представителем органа государственной власти, принимающим решение, или независимыми экспертами.

В обязательном порядке должен проводиться анализ чувствительности к изменению:

ставки дисконтирования;

цены продукта (услуги);

цены ключевого ресурса (ключевых ресурсов);

объемов продаж после выхода на проектную мощность;

срока запуска производства;

2 Приказ Минэкономразвития России от 14.12.2013 N 741 "Об утверждении методических указаний по подготовке стратегического и комплексного обоснований инвестиционного проекта, а также по оценке инвестиционных проектов, претендующих на финансирование за счет средств Фонда национального благосостояния и (или) пенсионных накоплений, находящихся в доверительном управлении государственной управляющей компании, на возвратной основе" (Зарегистрировано в Минюсте России 07.03.2014 N 31544)

136

объема капитальных затрат;

обменных курсов (если применимо).

В качестве тестируемых финансовых показателей (коэффициентов) инвестиционного проекта используются следующие:

чистая приведенная стоимость инвестиционного проекта (NPVproject);

дисконтированный срок окупаемости инвестиционного проекта (DPBPproject);

внутренняя норма доходности для собственников (IRRequity);

коэффициент покрытия выплат по обслуживанию финансирования денежными потоками, доступными для обслуживания финансирования с учетом средств на резервных счетах ( ) - среднее и минимальное значения на операционной стадии проекта (в случае долгового финансирования инвестиционного проекта органом государственной власти);

объем необходимого бюджетного финансирования.

В представленной Заказчиком информации в рамках выбора вариантов приведены значения следующих показателей:

чистая приведенная стоимость инвестиционного проекта (NPVproject);

дисконтированный срок окупаемости инвестиционного проекта (DPBPproject);

внутренняя норма доходности для собственников (IRRequity).

По представлению Аудитора перечень данных показателей должен быть расширен в соответствии с требованиями Приказа Минэкономразвития России от 14.12.2013 N 741 "Об утверждении методических указаний по подготовке стратегического ...»

5. Ставка дисконтирования принята в размере 8 %, что, по мнению Аудитора, заниженный показатель.

В процессе выполнения работ Аудитор по заданию заказчика произвел перерасчет ставки дисконтирования для возможности Заказчика принять получаемые результаты к рассмотрению при дальнейшей актуализации КИП.

Итоги расчета Аудитором ставки дисконтирования приведены ниже.

Ставка дисконтирования - это процентная ставка, используемая для пересчета будущих (то есть отстоящих от нас во времени на разные сроки) потоков доходов, которых может быть несколько, в единую величину текущей (сегодняшней) стоимости, являющуюся базой для определения стоимости бизнеса. В экономическом смысле в роли ставки дисконтирования выступает требуемая инвесторами ставка дохода на вложенный капитал в сопоставимые по уровню риска объекты инвестирования или, другими словами, это требуемая ставка дохода по имеющимся альтернативным вариантам инвестиций с сопоставимым уровнем риска на дату оценки.

Если рассматривать ставку дисконтирования со стороны предприятия как самостоятельного юридического лица, обособленного и от собственников (акционеров), и от кредиторов, то можно определить ее как стоимость привлечения предприятием капитала из различных источников. Ставка дисконтирования или стоимость привлечения капитала должна рассчитываться таким образом, чтобы учесть три фактора. Первый — наличие у многих предприятий различных источников привлекаемого капитала, которые требуют разных уровней компенсации. Второй — необходимость учета для инвесторов стоимости денег во времени. Третий — фактор риска. В данном контексте мы определяем риск как степень вероятности получения ожидаемых в будущем доходов.

137

Исходя из модели денежного потока, использовалась ставка дисконтирования для инвестированного капитала.

Для оценки величины ставки дисконтирования мы использовали стандартную формулу средневзвешенных затрат на привлечение капитала (WACC).

В соответствии с моделью средневзвешенных затрат на привлечение капитала ставка дисконтирования определяется по формуле:

WACC = Rd * (1 - Tc ) * Wd + Rs * Ws,

где:

Rd - стоимость привлечения заемного капитала;

Tc - ставка налога на прибыль компании;

Wd - доля заемного капитала в структуре капитала компании;

Rs - стоимость привлечения акционерного капитала;

Ws - доля акционерного капитала в структуре компании.

Ставка, отражающая стоимость привлечения акционерного капитала, использованная в нашем анализе, выведена на основе модели оценки капитальных активов (CAPM – capital asset pricing model). Для того чтобы определить ставку привлечения акционерного капитала (Rs) с использованием модели САРМ, использовалась следующая формула:

Rs=Rf+β (Rm-Rf)+Risk A+Risk B+Risk C,

где:

Rs - требуемая инвестором ставка дохода (на собственный капитал);

Rf - безрисковая ставка дохода;

β- коэффициент бета (является мерой систематического риска, характеризует неопре-деленность получения будущих доходов, обусловленную чувствительностью дохода на оцениваемый инвестиционный актив к изменениям в уровне среднерыночного дохода);

Rm – среднерыночная доходность;

Risk A – риск, связанный с небольшим размером компании (small stock risk);

Risk B - страновой риск (country risk);

Risk C - риск, связанный с компанией (company specific risk).

Безрисковая ставка

В качестве безрисковой ставки доходности в мировой инвестиционной практике обычно используется ставка доходности по государственным долгосрочным долговым обязательствам (облигациям или векселям). В качестве безрисковой ставки в рамках настоящего расчета, использовалась доходность по 30-летним еврооблигациям РФ (Россия 2030), которые номинированы в долларах США и торгуются на мировых фондовых биржах. Средняя ставка доходности по еврооблигациям за 1 квартал 2014 г. составляет 4,31% (http://www.vedomosti.ru/finance/news/36171551/russkij-standart-dohodnosti).

Рыночная премия за риск инвестирования в акции (Rm - Rf)

Премия за риск инвестирования в акции определяется как разница между ожидаемой доходностью фондового рынка и безрисковой процентной ставкой. Показатель общей доходности рынка представляет собой среднерыночный индекс доходности и рассчитывается на основе долгосрочного анализа статистических данных, в соответствии с гипотезой о взаимосвязанности цен акций с искомой стоимостью компании.

138

По мнению Аудитора, использовать для целей расчета стоимости результаты долгосрочного статистического анализа среднерыночных индексов доходности российского фондового рынка, как развивающегося, с учетом его менее чем 10-летней истории, а также дефолта 1998 года представляется не вполне корректным.

Вместе с тем, искомая величина премии за риск вложения в акции на российском фондовом рынке может быть рассчитана по формуле:

Р

РФРfmРФfm RRRR

)()( ,

где:

Р - относительное стандартное отклонение доходности акций на развитом фондовом рынке;

РФ - относительное стандартное отклонение доходности акций на фондовом рынке

России;

Рfm RR )(

- премия за риск инвестирования в акции на развитом фондовом рынке.

(Источник: Дамодаран Асват. Инвестиционная оценка. Инструменты и техника оценки любых активов./ Пер. с англ. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2004.)

В качестве развитого фондового рынка был выбран фондовый рынок США, как наиболее представительный с точки зрения сравнимых активов.

Премия за риск вложения в акции на фондовом рынке США (риск акционерного капитала) определена по результатам исследования Федерального резервного банка США.

Величина премии за риск акционерного капитала для фондового рынка США принята на основе наблюдений за самый длинный временной период (1928-2013 гг.) в размере 4,20%.3

Коэффициент «бета».

В модели САРМ риск разделяется на две категории: систематический риск и несистематический риск. Систематический риск представляет собой риск, связанный с изменением ситуации на фондовых рынках в целом, в связи с изменением таких макроэкономических и политических факторов, как процентные ставки, инфляция, изменение государственной политики и т.д. Данные факторы напрямую оказывают влияние на все компании, поскольку они затрагивают экономические и рыночные условия, в которых действуют все предприятия.

Систематический риск учитывается в модели САРМ с помощью коэффициента «бета». Коэффициент «бета» отражает амплитуду колебаний цен на акции конкретной компании по сравнению с изменением цен на акции всех компаний, работающих в данном сегменте рынка.

Далее была рассчитана рычаговая бета с учетом соотношения заемных и собственных средств и ставки налога на прибыль 20%

3 http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/

139

β = βunl * (1 + D/E * (1 – t));

где:

β – рычаговая бета для расчета стоимости собственного капитала с учетом структуры инвестированного капитала;

βunl – среднее значение безрычагового коэффициента Бета

D – рыночная стоимость процентных обязательств;

E – стоимость собственного капитала.

t – предельная ставка налога на прибыль.

Расчет коэффициента «бета» был проведен по данным Дамодарана для Electrical Equipment ‐ Электроэнергетика 4 - 0,89 .

Коэффициент «бета» для оцениваемой компании 1,04 (целевая структура капитала 20,41%).

Премия за малую капитализацию

Премия за малую капитализацию компании (S1) необходима, так как результаты многочисленных исследований свидетельствуют о том, что у более мелких компаний норма прибыли выше, чем у более крупных. Величина премии за малую капитализацию компаний была определена на основании исследования, проведенного компанией Ibbotson Associates в 2007 году по данным фондового рынка за период с 1926 по 2006 гг. (NYSE/AMEX/NASDAQ 1926-2006 гг.)

Таблица 1. Премия за малую капитализацию.

№ Десятичные группы Рыночная

капитализация, минимум (m$)

Рыночная капитализация, максимум (m$)

Премия за малую

капитализацию, %

1 Максимальные значения 16 848 063 371 187 368 -0,36%

2 7 847 424 16 820 566 0,65%

3 4 098 254 7 777 183 0,81%

4 2 861 655 4 085 184 1,03%

5 1 947 240 2 848 771 1,45%

6 1 379 267 1 946 588 1,67%

7 977 912 1 378 476 1,62%

8 627 017 976 624 2,28%

9 314 912 626 955 2,70%

10 Минимальные значения 0 314 433 6,27%

(Источник: Ibbotson SBBI Yearbook 2007).

Рассматриваемая компания попадает в 10 группу по суммарной величине собственного капитала. Следовательно, величина премии S1 составляет 6,27%.

Премия за специфический риск инвестирования в компанию

4 Damodaran online: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/

140

Премия за специфические риски отражает дополнительные риски, связанные с инвестициями в анализируемую компанию, которые не покрываются безрисковой ставкой доходности и премиями за другие риски. Принимается на уровне 3%.

Страновой риск

Премия за страновой риск отражает дополнительный доход, который потребует инвестор за риск, связанный с вложениями в российские компании по сравнению с компаниями, функционирующими в США.

Для количественного измерения российского странового риска Аудитор использовал данные о величине спрэда, обусловленного рисками странового дефолта (country default spread). Расчет премии за страновой риск базируется на анализе кредитных рейтингов долговых инструментов Российской Федерации и США. Страновой риск равен разности между безрисковой ставкой (4,31%), т.е. доходностью еврооблигаций РФ, которые номинированы в долларах США и торгуются на мировых фондовых биржах, и доходностью 20-летних американских казначейских долговых бумаг на апрель 2014 г. (3,35%, http://www.economagic.com/em-cgi/data.exe/fedbog/day-tcm20y). Эта разница составила 0,96%.

Стоимость заемного капитала

Стоимость заемного капитала определяется исходя из средневзвешенной ставки ЦБ РФ по выданным нефинансовым организациям кредитам в долларах, на срок более года (средняя величина за 12 мес.). Она составила 7,21%.

Расчет ставки дисконтирования приведен в таблице ниже. Показатель Значения показателей

Безрисковая ставка (номинальная) 4,31% Рыночная премия 4,12% Скорректированный коэффицент Бета 0,89 Рассчитанный коэффициент бета для Компании 1,04 Предварительная стоимость собственного капитала 8,58%

Премия за размер 6,27% Специфический риск оцениваемой компании 2,00% Страновой риск 0,96% Окончательная стоимость собственного капитала (CAPM) 17,81%

Премия за риск неполучения доходов, % 0,00% Стоимость заемных средств ЦБ >3 лет 7,21% Стоимость заемных средств (до налогов) 7,21% Ставка налога на прибыль 20,00% Стоимость заемного капитала (после налогов) 5,77%

Структура капитала: Соотношение долга к собственному капиталу 20,41% Собственный капитал 83,05% Заемный капитал 16,95% Средневзвешенная стоимость капитала (WACC), долл.США 15,76%

Так как ставка дисконтирования (WACC) рассчитана для долларового денежного потока, необходим пересчет ее для рублевого денежного потока.

Пересчет производился по следующей формуле:

Rруб. = (1+Rдолл.)*(1+Rfруб.)/(1+ Rfдолл.)-1

Где:

141

Rруб. – ставка дисконтирования для рублевого денежного потока;

Rдолл. – ставка дисконтирования для долларового денежного потока;

Rfруб. – безрисковая ставка для России в рублях (равна доходности государственных облигаций ОФЗ со сроком погашения, близким к величине прогнозного периода: 8,21%);

Rfдолл. – безрисковая ставка для России в долл. США (равна доходности по 30-летним еврооблигациям РФ (Россия 2030), которые номинированы в долларах США: 4,31%).

Таким образом, расчетная ставка дисконтирования составила 20,09%.

Вывод: при дальнейшем анализе итоговых показателей КИП рекомендуется принять во внимание, что расчетная ставка дисконтирования может рассматриваться на уровне 20% (номинальная ставка), что существенно выше, даже с учетом инфляции (по расчетам Аудитора реальная ставка дисконтирования Rr = (1+20%)/(1+6,5%)-1= 12,7%), чем принятая в расчет ставка 8% и тем более 4% в анализе чувствительности показателей эффективности по изменению ставки дисконтирования, произведенном Заказчиком.

6. В проектной документации, в анализе рисков проекта не учтены группы рисков, являющихся характерными в анализе экономической эффективности проекта.

По версии Заказчика возможными рисками реализации проекта будут являться:

Расторжение или изменение долгосрочных договоров на бесперебойную поставку электроэнергии;

Срыв сроков расширения ПС;

Проблематичность высоких тарифов для обеспечения окупаемости проекта.

Полный перечень рисков приведен ниже.

10.4.2 Идентификация основных рисков инвестиционного проекта.

В настоящем разделе приведены основные инвестиционные риски, установленные Приказом Минэкономразвития России от 14.12.2013 N 741 "Об утверждении методических указаний по подготовке стратегического и комплексного обоснований инвестиционного проекта, а также по оценке инвестиционных проектов, претендующих на финансирование за счет средств Фонда национального благосостояния и (или) пенсионных накоплений, находящихся в доверительном управлении государственной управляющей компании, на возвратной основе".

рыночный риск;

риск сырьевой базы;

контрактные риски на инвестиционной фазе;

риск недофинансирования;

акционерный риск;

142

технологические и инфраструктурные риски;

риски государственного регулирования;

административные риски;

риски команды проекта и риски персонала;

экологические, социальные и репутационные риски.

Однако для данного проекта, не все перечисленные риски являются типичными.

Риск сырьевой базы

Сырьевой базой для сетевых энергетических компаний является поток электоэнергии, который необходимо доставить от генерирующих объектов к потребителям. Сетевые объекты электроэнергетики, как правило, проектируются и строятся на основании дефицита данных объектов при наличии генерирующих и потребляющих электроэнергию составляющих ЕЭС. Маловероятен вариант развития ситуации, при котором энергетические сети вдруг лишатся источника снабжения сырьем (объектов генерации). Поэтому данный риск следует признать минимальным.

Контрактные риски на инвестиционной фазе

Контрактные риски учитывают надежность поставщиков тех или иных услуг на протяжении всего строительства. Аудитору не предоставлены документы, подтверждающие наличие договоров на подрядные работы, поставку оборудования и т.п. На данном этапе строительства заключен только договор на разработку проектной, рабочей и технической документации. В виду опыта и профессионализма Заказчика в развитии аналогичных проектов Данный вид риска следует признать незначительным.

Риск недофинансирования

Риски недофинансирования проекта возникают главным образом вследствие:

непрогнозируемого увеличения первоначальной стоимости проекта;

непрогнозируемого увеличения длительности инвестиционной фазы проекта;

неправильной оценки операционных затрат.

Кроме вышеперечисленных рисков к данной группе рисков могут быть отнесены:

риск ненадлежащего исполнения обязательств участникам;

риск финансовой неустойчивости участников проекта.

Источником риска недофинансирования может быть также неправильная оценка потребности в оборотном капитале, что связано с не достаточной проработкой следующих вопросов:

условий расчетов за предоставленные услуги по передаче электроэнергии;

143

условий закупки материалов и комплектующих для эксплуатации и ремонта оборудования.

Риски влияния на финансово-экономические показатели ИП на период эксплуатации изменений макро- и микроэкономических условий деятельности, в том числе, в расходной составляющей - роста закладываемых в инвестиционную модель операционных расходов, в доходной составляющей - изменений договорных условий присоединения потребителей

В современных условиях риски этой группы следует признать умеренными.

Акционерный (инвестиционный) риск

Инвестиционный риск характеризует возможность возникновения финансовых потерь в процессе реализации инвестиционного проекта. Оценка требуемой отдачи на акционерный капитал заключается в тщательном расчете показателя требуемой отдачи на акционерный капитал. Он состоит из двух составляющих: безрисковой ставки и премии за риск акционерного капитала. От корректности расчета премии за риск акционерного капитала зависит правильность принятия управленческих и стратегических решений, определяющих дальнейшее развитие организации.

На этапе проектирования объекта рассчитывается прогнозное значение данного риска. В информации, предоставленной Аудитору, описание и расчет составляющих данного риска предусмотрены на уровне определения показателей экономической эффективности проекта (NPV, IRR и иных утвержденных критериев принятия инвестиционного проекта).

Технологические и инфраструктурные риски

Технологические и инфраструктурные риски характеризуются следующими критериями: степенью сложности технологии основного производственного процесса, необходимостью обеспечения строительства и последующей эксплуатации объекта большим количеством средств производства и обслуживания объекта, наличием специальной и общей инфраструктуры, обеспечивающей успешную реализацию проекта и дальнейшую эксплуатацию его, отсутствие дополнительных затрат на организацию и обустройство нужной инфраструктуры.

Исходя из специализации исследуемого проекта, технологические и инфраструктурные риски сводятся к обеспечению строительства необходимыми условиями ведения строительства. Одним из основных условий является наличие земельного участка и возможность пользования основными коммуникациями, имеющимися на этом земельном участке.

В распоряжение Аудитора для проведения исследования документы по земельным участкам предоставлены не были.

Поэтому на данном этапе строительства данный риск характеризуется как незначительный.

Риски государственного регулирования

144

Риски государственного регулирования заключаются в изменении законодательной базы в области энергетики, изменении тарифной политики на энергоносители и другие регулируемые государством условия работы электросетевых компаний.

Административные риски, риски команды проекта и риски персонала

Данная группа рисков зависит от грамотного и эффективного управления текущими работами по проекту, от наличия/отсутствия ключевых сотрудников проекта, а также грамотного и эффективного управления дальнейшей эксплуатацией объекта, от наличия/отсутствия ключевых сотрудников в управлении объектом при его эксплуатации.

На данном этапе влияние данного риска минимально.

Кроме того, Аудитор рассматривает кроме вышеназванных рисков еще некоторые риски, в том числе:

Операционный риск

Операционный риск – это риск возникновения убытков в результате построения в компании неадекватных или ошибочных внутренних процессов, действий ее сотрудников и систем или под воздействием внешних событий. Это определение включает юридический риск, но исключает стратегический и репутационный риски.

Так как в данном случае рассматривается проект, представляющий собой развитие отдельных элементов сложной технологической системы, владелец и оператор которой, ОАО «ФСК», обладает огромным опытом именно в этой сфере, данный вид риска следует признать минимальным.

Финансовые риски

Валютный риск

Данный риск связан с вероятностью колебания валютных курсов и использованием в проекте импортируемой части поставок. В качестве механизма хеджирования риска Заказчику рекомендуется в максимальной степени использовать оборудование и материалы отечественного производства, а также заключить с Генподрядчиком договор на строительство объекта «под ключ» с фиксированной ценой. В этом случае валютные риски по Проекту примет на себя Генподрядчик.

Проектировщику может быть рекомендовано выделение импортной части поставок для последующего уточнения подходов к формированию бюджета проекта.

Инфляционный риск

Источником риска является различный инфляционный рост доходных и расходных компонентов денежного потока проекта.

145

По итогам проведенного Аудитором анализа основными рисками по проекту выделены следующие:

Риск возможного недофинансирования реализации ИП (возникает при

корректировке планов финансирования проектов);

Риск влияния на итоговые финансово-экономические показатели ИП (NPV, IRR,

PI) макроэкономических параметров;

Риск возможного влияния на итоговые финансово-экономические показатели ИП

роста закладываемых в инвестиционную модель на период эксплуатации

операционных расходов;

Валютный и системный риск, возникающий в части использования оборудования и

материалов импортного производства влияния на финансово-экономические

показатели ИП на период эксплуатации изменений макро- и микроэкономических

условий.

146

10.5 Основные результаты и выводы по ценовому аудиту

По результатам проведенного ТЦА Исполнитель заключает, что реализация проекта строительства «ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея» в целом целесообразна.

Выбор варианта развития инвестиционного проекта в целом имеет проработанное обоснование.

В части развития системы мониторинга дальнейшего развития инвестиционного проекта в том числе на период эксплуатации объекта Аудитор хотел бы отметить комментарий по развитию системы Ключевых Показателей Эффективности (КПЭ).

Одним из направлений развития инвестиционной программы Общества является экономия ресурсов, в том числе снижение капитальных затрат. Однако в настоящее время в части мониторинга эффективности реализации рассматриваемого инвестиционного проекта не представлены Ключевые Показатели Эффективности (КПЭ).

Имеющиеся КПЭ связаны со сроками реализации инвестиционных проектов, в том числе отслеживают:

- исполнение сроков разработки ЗП

- исполнение сроков рассмотрения основных технических решений

- освоение финансирования;

- вводы оборудования

Однако данные показатели не относятся к конкретному проекту и являются сводными по всем мероприятиям инвестиционной программы.

По материалам публикаций ОАО «ФСК ЕЭС», результативность реализации программы инновационного развития ОАО «ФСК ЕЭС» измеряется с помощью индикаторов Программы – системы ключевых показателей эффективности (KPI), отражающих различные аспекты инновационной деятельности компании.

В том числе в ОАО «ФСК ЕЭС» определены показатели эффективности производственной деятельности – отражают получение экономических выгод компанией, уровень модернизации и технологического развития от реализации отдельных направлений (тем, мероприятий, проектов) и Программы в целом. В том числе представлены ниже следующие индикаторы:

Группа индикаторов «Снижение себестоимости услуг». Себестоимость услуг

характеризуется операционными затратами, связанными с передачей электроэнергии, содержанием и ремонтом сетей, а также капитальными затратами на строительство и реконструкцию сетей.

… В этой связи определен показатель «Динамика снижения расходов на ремонт единицы сетевого оборудования» и по нему заданы целевые значения, который

147

отражают обычный эффект от перехода к современной практике управления производственными фонами и активами.

… В качестве дополнительного определен показатель «Доля затрат на электрооборудование, приобретенное у отечественных изготовителей). Это связано с тем, что импортозамещение является одним из приоритетов государственной политики и что работа с отечественными изготовителями позволяет в целом снизить стоимость владения оборудованием.

Группа индикаторов «Экономия энергетических ресурсов и энергоэффективность». Производственные процессы электросетевой компаний не

требуют значительного использования энергетических ресурсов. Косвенным образом эффект энергоэффективности возникает при снижении потерь электроэнергии в сети, так как это позволяет получить экономию энергетических ресурсов при генерации электрической энергии. В этой связи определен показатель «Доля потерь электроэнергии к общему объему переданной электроэнергии».

Индикатор «Повышения производительности труда». Производительность труда для электросетевой компании в первую очередь характеризуется количеством персонала, занятого в обслуживании и обеспечении функционирования сети электропередачи. В качестве индикатора повышения производительности труда рассматривается показатель «Количество персонала на 100 км линий электропередачи».

Индикатор «Повышения экологичности производства». Производственная деятельность электросетевых компаний не оказывает прямого негативного воздействия на окружающую среду и здоровье населения. Основным негативным фактором является вырубка лесных массивов под строительство линий электропередачи и образующаяся зона отчуждения в области электросетевых объектов. На решение данных проблем направлены мероприятия по строительству опор нового типа и оптимизация землеотвода…

и иные.

В виду важности вопроса Аудитор рекомендует рассмотреть возможность формирования по-проектных КПЭ в том числе для возможности оценки эффективности реализации инвестиционного проекта в составе инвестиционной программы.

148

Приложения

149

Приложение 1 (схемы)

Ситуационный план ПС 220 кВ Ермак

150

ПС 220 кВ Ермак. Электротехнические решения

151

Открытая часть подстанции. Разрез А-А. Подключение автотрансформатора 125 МВА к токопроводу.

152

Открытая часть подстанции. Разрез Б-Б. Узел подключение трансформатора 40 МВА к токопроводу.

153

Открытая часть подстанции. Разрез В-В. Переход токопровода через дорогу.

154

Открытая часть подстанции. Разрез Г-Г. Установка управляемого шунтирующего реактора и преобразовательного блока.

155

План КРУЭ 110 кВ в осях 16-18, Д-Ю. 1-ый этаж

156

Разрез Ж-Ж. Ячейки -3(4) 110 кВ.

157

Разрез И-И. Ячейки -4,5 ВЛ 110 кВ.

158

Разрез 1-1. Ячейка №7 ШСВ-110 кВ.

159

Разрез 2-2. Ячейка №8 ТН-1(2)-110 кВ.

160

План ЗРУ 10 кВ СН.

161

План ЗРУ 10 кВ УШР

162

Разрез Д-Д. Ячейки АТ1 (2) 220 кВ

Спецификация оборудования

163

Схема подключения ПС 220 кВ Ермак энергосистеме

164

Схема электрическая принципиальная ПС 220 кВ Ермак

165

Приложение 2 (документы по земельным участкам)

167

Приложение 3 (документы СРО)

174

Приложение 4 (справка по опыту по поддержке отечественного производителя)

Справка: Опыт Республики Казахстан по поддержке отечественного производителя.

Специалистами ЗАО «Ким и Партнеры» в настоящее время разрабатываются предложения по использованию зарубежного опыта поддержки отечественного производителя в Российской Федерации.

При этом возможно использовать опыт, накопленный ЗАО «Ким и Партнеры», на примере зарубежных клиентов, в том числе, Республики Казахстан. ЗАО «Ким и Партнеры» так же был рассмотрен опыт стран СНГ и таможенного союза.

В качестве примера ниже прилагаются материалы по Республике Казахстан – постановление Правительства Республики Казахстан от 20 марта 2009 года №367 и статьи, напечатанные как в период разработки и принятия этого постановления, так и итоги его принятия.

175

Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ :

1. Утвердить прилагаемую Единую методику расчета организациями казахстанского содержания при закупке товаров, работ и услуг.

2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней со дня первого официального опубликования.

Премьер-Министр Республики Казахстан К. Масимов

Утверждена постановлением Правительства

Республики Казахстан от 20 марта 2009 года № 367

Единая методика расчета организациями казахстанского содержания при закупке товаров, работ и услуг

1. Настоящая Единая методика расчета организациями казахстанского содержания при закупке товаров, работ и услуг разработана в соответствии с Законами Республики Казахстан от 27 января 1996 года "О недрах и недропользовании", от 21 июля 2007 года "О государственных закупках", Указом Президента Республики Казахстан от 27 января 2009 года № 733 "О некоторых вопросах казахстанского содержания при закупке товаров, работ и услуг, приобретаемых организациями и государственными органами". см.Z100291 2. Единая методика предназначена для расчета казахстанского содержания при закупке товаров, работ и услуг: 1) государственными органами, государственными учреждениями, а также государственными предприятиями, юридическими лицами, пятьдесят и более процентов голосующих акций (долей участия) которых принадлежат государству и аффилиированными с ними юридическими лицами, осуществляющими приобретение товаров, работ и услуг в соответствии с Законом Республики Казахстан "О государственных закупках"; 2) национальным управляющим холдингом, национальными холдингами, национальными компаниями, их дочерними и аффилиированными компаниями, иными юридическими лицами с участием государства; 3) недропользователями и (или) лицами, уполномоченными недропользователями осуществлять закуп товаров, работ и услуг в соответствии с Законом Республики Казахстан "О недрах и недропользовании"; 4) организациями, закупки товаров, работ и услуг которых подлежат мониторингу казахстанского содержания, в соответствии с перечнем, утвержденным Правительством Республики Казахстан. 3. Расчет казахстанского содержания при закупках товаров, работ и услуг проводится с целью: 1) мониторинга и контроля соблюдения обязательств по закупкам в части казахстанского содержания; 2) определения степени вовлеченности отечественных предприятий в поставки товаров, работ и услуг; 3) оценки уровня конкурентоспособности отечественной промышленности. 4. Расчет казахстанского содержания (КСт) в договоре на поставку товаров,

176

производится по формуле:

где: n - общее количество товаров, закупленных поставщиком в целях исполнения договора о закупках как напрямую, так и посредством заключения договоров субподряда; i - порядковый номер товара; CTi - стоимость i-oгo товара; Ki - доля казахстанского содержания в товаре, указанная в сертификате "CT-KZ"; Ki = 0, в случае отсутствия сертификата "CT-KZ"; S - общая стоимость договора о закупке товаров. Сноска. Пункт 4 с изменениями, внесенными постановлением Правительства РК от 03.09.2009 № 1298. 5. Расчет казахстанского содержания (КСр/у) в договоре на поставку работ (услуг), производится по формуле:

где: n - общее количество закупок товаров, приобретаемых поставщиком и субподрядчиками в целях исполнения договора закупки работ (услуг); i - порядковый номер закупки товара; CTi - стоимость i-oгo товара; Ki - доля казахстанского содержания в товаре, указанная в сертификате "CT-KZ"; Ki = 0, в случае отсутствия сертификата "CT-KZ"; m - общее количество договоров, заключенных в целях поставки работы (услуги), включая договор между Заказчиком и подрядчиком, договоры между подрядчиком и субподрядчиками и т.д. j - порядковый номер договора; СДj - стоимость j-oгo договора; CTj - суммарная стоимость товаров, закупленных поставщиком или субподрядчиком в рамках j-oгo договора; ССД - суммарная стоимость договоров субподряда, заключенных в рамках исполнения j-oгo договора; Rj - доля фонда оплаты труда казахстанских кадров в общей численности работников поставщика или субподрядчика, выполняющего j-ый договор; S - общая стоимость договора о закупке работы (услуги). Сноска. Пункт 5 с изменениями, внесенными постановлением Правительства РК от 03.09.2009 № 1298. 6. Расчет казахстанского содержания (КС) в закупках Заказчика за отчетный период, производится по формуле:

177

где: n - общее количество договоров, заключенных с поставщиками товаров, работ и услуг; i - порядковый номер договора; СДi - стоимость заключенного с поставщиком товаров, работ и услуг i-oгo договора о закупках; KCi - казахстанское содержание поставщика товаров, работ и услуг по i-ому договору о закупках; S - общая стоимость товаров, работ и услуг, закупленных Заказчиком за отчетный период. Сноска. Пункт 6 с изменениями, внесенными постановлением Правительства РК от 03.09.2009 № 1298.

178

Примеры статей по вопросу опыта поддержки отечественных производителей на примере Республики Казахстан

«Казахстанское содержание»: итоги I полугодия (02 сентября 2011)

В настоящее время одной из наиболее важных задач развития экономики Казахстана является диверсификация промышленности и развитие конкурентоспособных отечественных товаров обрабатывающей промышленности. При этом первостепенное значение в деле диверсификации экономики Правительством Казахстана отводится развитию казахстанского содержания за счет максимального использования имеющегося потенциала внутреннего рынка.

Напомним, 4 июля 20111 года в рамках Индустриально-инновационного форума «Сильный Казахстан построим вместе!» Премьер-Министр РК Карим Масимов посетил выставку «Казахстанское содержание–2011» с образцами продукции отечественных предприятий, наладивших собственное производство, благодаря государственной политике по развитию казахстанского содержания (фото, видео).

По итогам I полугодие 2011 года казахстанское содержание в договорах о закупках государственных органов составило 58 % (41 305,6 млн из 71 116,9 млн тенге).

Согласно информации «Национального агентство по развитию местного содержания «NADLoC», казсодержание в государственных закупках товаров составило 40,2 % от общего объема (16 988,9 млн из 42 250,7 млн тенге). Казсодержание в госзакупках работ составило 81,6 % (7 720,4 млн из 9 458,7 млн тенге). Кроме того, казсодержание в госзакупках услуг составило 85,5 % (16 596,2 млн из 19 408,4 млн тенге).

Наряду с этим, общий объем закупа товаров, работ и услуг национальными компаниями и холдингами за I полугодие 2011 года составил 56,1 млрд тенге. Казахстанское содержание составило 35,1 % на сумму 19,7 млрд тенге.

Так, закупки АО «Фонд национального благосостояния «Самрук — Казына» за первое полугодие 2011 года составили 52 млрд 887 млн тенге, при этом казахстанское содержание составляет 37 %. АО «Национальный управляющий холдинг «КазАгро» осуществило закуп на сумму 540 млн тенге, в том числе у казахстанских поставщиков товаров, работ и услуг на 81,3 млн тенге. Доля казахстанского содержания — 15 %.

Казсодержание в закупках товаров, работ и услуг 65 системообразующих предприятий составило 19,2 % (81 842,1 млн тенге из 426 001,8 млн тенге). К примеру, ТОО «Корпорация Казахмыс» закуплено товаров, работ и услуг на общую сумму 75,3 млрд тенге, доля КС составляет 35,8%.

Как подчеркивают в «Национальном агентство по развитию местного содержания «NADLoC», наибольшая доля по закупу товаров, работ и услуг приходиться на Карагандинскую область — 206,5 млрд тенге, на Восточно-Казахстанскую область 59,7 млрд тенге и Павлодарскую область — 57,2 млрд тенге.

Программа по развитию казахстанского содержания в Республике Казахстан на 2010 − 2014 годы утверждена Указом Главы государства от 19 марта 2010 года. Ключевой задачей программы является создание условий для устойчивого развития отечественного производства конкурентоспособных товаров, работ и услуг, а также продвижения их на внутреннем рынке.

179

Об увеличении доли казахстанского содержания

11.09.2014

По оперативным данным, за первое полугодие 2014 года из общей суммы 462,4 млрд. тенге, на которую были осуществлены государственные закупки, местное содержание товаров, работ и услуг составило 71,5% на сумму 330,7 млрд. тенге

По оперативным данным, за первое полугодие 2014 года из общей суммы 462,4 млрд. тенге, на которую были осуществлены государственные закупки, местное содержание товаров, работ и услуг составило 71,5% на сумму 330,7 млрд. тенге. Сейчас в Казахстане проводится активная работа по увеличению доли местного содержания в проекте будущего расширения "Тенгизшевройл". По результатам последних переговоров, достигнуты договоренности в отношении редакции Меморандума между Правительства страны и ТОО "Тенгизшевройл" (далее – ТШО). В частности, достигнут консенсус в вопросах о минимальной доле местного содержания в Проекте в размере 32% рассчитанной в соответствии с законодательно утвержденной методикой расчета местного содержания; о введении понятия "наследие проекта", о создании экспертной группы в целях содействия ТШО в вопросах увеличения доли местного содержания; о создании совместных Предприятий и развитию центров технического обслуживания оборудования, о реализации "как минимум одного значимого проекта в рамках ГПФИИР" и другие. В целом, в структуре экономики Казахстана ежегодно возрастает доля добывающей промышленности, что ведет к ее однобокому развитию и снижению общей конкурентоспособности казахстанской экономики. НА данный момент продолжается работа по совершенствованию законодательной базы, разработанной в поддержку местных производителей. С начала года был проведен ряд мероприятий в целях стимулирования местных производителей. Среди них: ежегодный форум и выставка "Национальный бренд – 2014", региональная выставка товаров "ShymkentTradeEXPO-2014", круглые столы по вопросам развития местного содержания, межрегиональные кустовые совещания и другие мероприятия.

Ответственные - fsk-ees.ru · Professional), член международной...

Documents

Transcript of Ответственные - fsk-ees.ru · Professional), член международной...