содержание .. 9 10 11 12 ..

Схема и программа развития электроэнергетики Свердловской области на период 2023–2027 годов - часть 11

Таблица 25

Капиталовложения по вариантам

Но-
мер

стро-

ки

Наименование

Оборудование ПС,

ВЛ, КЛ 10, 35,

110 кВ

Номер

расцено

к УНЦ

Капиталовло

жения в

ценах УНЦ

(01.01.2018),

тыс.руб.

Капитало

вложения

в ценах 3

кваратала

2021 г с

учетом

индексов-

дефлятор

ов (раздел

13),

тыс.руб.

Соотноше

ние

вариантов

в %

кол-во

ячеек

выключат

елей,

трансфор

маторов

шт.;

протяжен

ность

линий

электропе

редачи,

км,

Стоимос

ть по
УНЦ

(приказ

№10 от

17.01.20

19,

тыс.руб.

Вариант 1 Замена
существующих
трансформаторов на ПС
110 кВ Шпагатная и ПС
35 кВ Нива

156684,58

193611,83

100,00

Замена трансформаторов
35 кВ мощностью 2х5,6
МВ.А и 4 МВ.А на 2х25
МВ.А на ПС Нива

48392,00

Т4-

1..6

96784,00

119593,95

Реконструкция РУ 35 кВ
ПС 35 кВ Нива с заменой
оборудования ячейки В 35
кВ Т-1, Т-2

5518,00

В3-13 -

1..5

11036,00

13636,95

Замена ТТ 35 кВ ПС 35 кВ
Нива в присоединениях Т-
1, Т-2 с номинальным
током 200 А

932,00

И10-01 -

1..7

1864,00

2303,31

Проектно-изыскательские
работы по ПС 35 кВ Нива

7500,00

П6-10

7500,00

9267,59

Реконструкция РУ 35 кВ
ПС Родник с заменой
оборудования ячейки В 35
кВ Т-2

9040,00

В2-05 -

1..2

9040,00

11170,54

Проектно-изыскательские
работы по замене
выключателя 35 кВ ПС
Родник

1392,00

П2-01

1392,00

1720,07

Замена ТТ 110 кВ на Ново-
Свердловской ТЭЦ в
присоединении Родник

1,0

2665,00

И10-01 -

1..7

2665,00

3293,08

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с
заменой провода АС-95 и
АС-70 на АС-120.Провод

10,7

503,000

Л5-03

5382,10

6650,55

10.

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с

10,7

1079,000

Л1-03 -

1..4

11545,30

14266,28

заменой провода АС-95 и
АС-70 на АС-120.СМР (0,5
от стоимости расценки)

11.

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Родник – Исток 3 с
отпайками на ПС Нива,
Полевая с заменой
провода АС-95 на АС-120
.Провод

5,99

503,000

Л5-03

3012,97

3723,06

12.

Реконструкция на ВЛ 35
кВ Родник – Исток 3 с
отпайками на ПС Нива,
Полевая с заменой
провода АС-95 на АС-
120.СМР(0,5 от стоимости
расценки)

5,99

1079,000

Л1-03 -

1..4

6463,21

7986,45

13.

Вариант2 Сооружение ПС
110 кВ Нива с
трансформаторами 2х25
МВА

210147,11

259674,35

134,12

14.

Трансформатор 110/10/6
кВ мощностью 25 МВ.А
ПС Нива

48424,00

Т4-9 -

1..6

96848,00

119673,03

15.

РУ 110 кВ ПС Нива (2
ячейки КРУ 110 кВ без
ЗРУ)

23533,00

В5-01 -

1..3

47066,00

58158,46

16.

РУ 6,10 кВ ПС Нива (2
дополнительные ячейки
РУ для переключения ПС
Полевая)

1188,00

В3-01 -

1..5

2376,00

2935,97

17.

Проектно-изыскательские
работы по замене
трансформаторов ПС 110
кВ Нива

2900,00

П1-02

5800,00

7166,94

18.

одноцепное ответвление от
ВЛ 110 кВ Ново-
Свердловская ТЭЦ -
Родник с отпайкой на ПС
Алексеевская и ВЛ 110 кВ
Ново-Свердловская ТЭЦ –
Дачная с отпайками (АС-
70) .СМР

3,300

2267,000

Л1-04 -

1..4

7481,10

9244,24

19.

одноцепное ответвление от
ВЛ 110 кВ Ново-
Свердловская ТЭЦ -
Родник с отпайкой на ПС
Алексеевская и ВЛ 110 кВ
Ново-Свердловская ТЭЦ –
Дачная с отпайками (АС-
70). Опоры

3,300

1944,000

Л3-04 -

1..4

6415,20

7927,13

20.

одноцепное ответвление от
ВЛ 110 кВ Ново-
Свердловская ТЭЦ -
Родник с отпайкой на ПС
Алексеевская и ВЛ 110 кВ
Ново-Свердловская ТЭЦ –
Дачная с отпайками (АС-
70) .Провод

3,300

341,000

Л5-01

1125,30

1390,51

21.

Разработка и утверждение
ДПТ ВЛ (КЛ) по границам
земельного участка для

3,300

271,000

П9-10

894,30

1105,07

одноцепного ответвления
от ВЛ 110 кВ Ново-
Свердловская ТЭЦ -
Родник с отпайкой на ПС
Алексеевская и ВЛ 110 кВ
Ново-Свердловская ТЭЦ –
Дачная с отпайками (АС-
70)

22.

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с
переводом на напряжение
110 кВ (АС-70) .СМР

7,330

2267,000

Л1-04 -

1..4

16617,11

20533,41

23.

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с
переводом на напряжение
110 кВ (АС-70). Опоры

7,330

1944,000

Л3-04 -

1..4

14249,52

17607,83

24.

Реконструкция ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с
переводом на напряжение
110 кВ (АС-70) .Провод

7,330

341,000

Л5-01

2499,53

3088,62

25.

Разработка и утверждение
ДПТ ВЛ (КЛ) по границам
земельного участка для
реконструкции ВЛ 35 кВ
Шпагатная – Нива с
отпайкой на ПС Полевая с
переводом на напряжение
110 кВ

7,330

230,000

П9-11

1685,90

2083,23

26.

Затраты на кадастровые
работы ВЛ и работы по
установлению земельных
отношений

10,630

21,510

П10-01 -

1..3

228,65

282,54

27.

Строительство ВЛ 10 кВ
СИП-3 95
мм2.для перевода ПС
Полевая. Провод

3,0

431,00

Л7-05 -

1..4

1293,00

1597,73

28.

Строительство ВЛ 10 кВ
СИП-3 95 мм2. для
перевода ПС Полевая.
Опоры

1,5

784,00

Л3-02 - 1

1176,00

1453,16

29.

Строительство ВЛ 10 кВ
СИП-3 95 мм2.для
перевода ПС Полевая.
СМР

1,5

1151,00

Л1-02 - 1

1726,50

2133,40

30.

Замена ТТ 110 кВ на Ново-
Свердловской ТЭЦ в
присоединении Родник

1,0

2665,00

И10-01 -

1..7

2665,00

3293,08

31.

Вариант 3 Замена
существующих
трансформаторов на ПС
Шпагатная и перевод
нагрузки по сети 10 кВ на
ПС Родник

250237,50

309213,20

159,71

32.

Строительство КЛ 10 кВ
АПвПУ 800 мм2 ( 2 цепи
КЛ 10 кВ по 6 км)

4593,00

К1-13 -

1..8

55116,00

68105,68

33.

Ячейка 10 кВ на ПС 110 кВ
Родник

1188,00

В3-01 -

1..5

2376,00

2935,97

34.

Устройство траншеи КЛ 10
кВ с благоустройством (3,5
км)

3,5

2703,00

Б2-02 -

1..4

9460,50

11690,14

35.

Выполнение специальных
переходов кабельной
линии методом ГНБ (6
труб для каждой фазы КЛ,
переход 2,5км)

5,0

23636,00

Н1-04

118180,00

146032,53

36.

Проектно-изыскательские
работы по КЛ ( 2 цепи КЛ
10 кВ по 6 км)

12,0

611,00

П5-01

7332,00

9060,00

37.

Замена трансформаторов
35/6 кВ мощностью 2х5,6
МВ.А на 2х10 МВ,А ПС
Нива

20978,00

Т4-06 -

1..6

41956,00

51844,14

38.

Проектно-изыскательские
работы по замене
трансформаторов 35 кВ
мощностью 2х5,6 МВ.А и
4 МВ.А на 2х10 МВ.А на
ПС Нива(2 ячейки)

1360,00

П2-06

2720,00

3361,05

39.

Реконструкция РУ 35 кВ
ПС Родник с заменой
оборудования ячейки В 35
кВ Т-2

9040,00

В2-05 -

1..2

9040,00

11170,54

40.

Проектно-изыскательские
работы по замене
выключателя 35 кВ ПС
Родник

1392,00

П2-01

1392,00

1720,07

41.

Замена ТТ 110 кВ на Ново-
Свердловской ТЭЦ в
присоединении Родник

1,0

2665,00

И10-01 -

1..7

2665,00

3293,08

Расчет дисконтированных затрат по вариантам приведен в таблицах 28–30

Технико-экономическое сравнение выполнялось в соответствии с СТО

56947007-29.240.01.271-2019 Методические указания по технико-экономическому
обоснованию электросетевых объектов. Эталоны обоснований.

Дисконтированные затраты рассчитывались согласно СТО по формуле

(предполагается, что в первый год осуществляется строительство объекта, а со
второго года наступает период его эксплуатации):

,где

K и И– капиталовложения и издержки в год;
Ен.п

–

норматив

приведения

разновременных

затрат

(ставка

дисконтирования).

В таблицах 27–30 выражение

именуется коэффициентом

дисконтирования.

Ставка дисконтирования принималась согласно СТО на уровне нормы

доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче
электроэнергии в единой национальной электрической сети (ЕНЭС), без учета
инфляции (ставка дисконтирования нетто).

Норма доходности инвестированного капитала для расчета тарифов

на услуги  по  передаче  электроэнергии  принята  в  соответствии  с  приказом
Федеральной службы по тарифам от 21.11.2014 № 2049-э «Об утверждении нормы
доходности инвестированного капитала для расчета тарифов на услуги по передаче
электрической энергии по Единой национальной (общероссийской) электрической
сети»  величиной  10  %.  Размер  инфляции  принят  в  соответствии  с  базовым
вариантом  прогноза  социально-экономического  развития  Российской  Федерации
на  2022  год  и  на  плановый  период  2023  и  2024  годов  (одобрен  на  заседании
Правительства Российской  Федерации 21  сентября  2021  года,  протокол  №  29

)

величиной 4%. Таким образом, ставка дисконтирования, учитываемая в расчетах,
принята величиной 6%. Расчетный период времени принят величиной 30 лет
согласно СТО.

В таблице 28 к капиталовложениям в ПС отнесены строки № 1-7 таблицы 25,

в ВЛ – № 8-11; в таблице 29 к капиталовложениям в ПС (кроме КРУЭ) отнесены
строки № 1,3,4,17 таблицы 25, в КРУЭ 110 кВ -№ 2, в ВЛ 110 кВ – № 5-16;в таблице
30 к капиталовложениям в ПС отнесены строки № 2,6-10 таблицы 25, в КЛ – №1,
3-5.

Ежегодные издержки принимались по выражению:

И=Ирем+Иобсл+Ип, где

Ирем, Иобсл - затраты на ремонты и обслуживание;
Ип – затраты на возмещение потерь электроэнергии.

Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов электрической

сети определяются в виде отчислений от соответствующих капитальных вложений.
Значения отчислений приняты по СТО (кроме КРУЭ) согласно Справочнику
по проектированию электрических сетей (под ред. Д.Л. Файбисовича), в том числе:

5,9 % - оборудование ПС 35-110 кВ (без КРУЭ);
0,8 % - ВЛ 35,110 кВ;
2,3 % - КЛ 10 кВ;
1,8 % - оборудование КРУЭ.
Издержки на ремонт и обслуживание выключателей 110 кВ ПС Нива

принимались согласно СТО 56947007- 29.240.35.146-2013 Правила проведения
расчетов затрат на строительство подстанций с применением КРУЭ.

В таблицах 27–30 указаны ежегодные издержки ремонты и обслуживание

элементов электрической сети в % от капиталовложений согласно
вышеуказанному справочнику и СТО.

Издержки на ущерб по вариантам не учитывались, поскольку все варианты

обеспечивают равную надежность.

При определении затрат на возмещение потерь электроэнергии учитывались

потери электроэнергии в трансформаторах и ЛЭП по вариантам.

Потери холостого хода в трансформаторах не зависят от электрической

нагрузки и принимались по справочным данным. Потери холостого хода
принимались неизменной величиной в течение года. Время потерь холостого хода
принималось величиной 8760 час в год.

Ежегодные издержки на потери холостого хода в трансформаторах

принимались по выражению:

Ипхх =Сэ

∙

ΔPх

∙

8760, где:

ΔPх – потери холостого хода трансформаторов по справочным данным;
Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь принята

по данным филиала АО «МРСК Урала» – «Свердловэнерго» на 2021 год величиной
2,92 руб/

кВт ∙ ч

Нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах по вариантам

определялись по выражению:

∆𝑊н = ∆𝑃𝑘 ∙ 𝛽

∙ 𝜏

, где

∆𝑃𝑘

-потери КЗ по справочным данным для трансформаторов;

𝛽

- коэффициент загрузки трансформатора, представляющий собой

отношение расчетной максимальной мощности к номинальной (β = Sp/Sн);

𝜏

- число часов максимальных нагрузочных потерь.

Число часов максимальных нагрузочных потерь для расчета годовых

нагрузочных потерь электроэнергии определялось по:

𝜏 = (0,124 +

Т𝑚𝑎𝑥

)

∙ 8760.

Годовое число часов использования максимума электрической нагрузки

Тmaх принималось величиной 5650 ч согласно справочнику по проектированию
электрических сетей (под ред. Д.Л. Файбисовича) для крупных городов
(

𝜏 = 4158,56 ч)

Ежегодные издержки на нагрузочные потери трансформаторов принимались

по выражению:

Ипн=Сэ

∙ ∆𝑊н

, где

∆𝑊н

- нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторах в год;

Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь.
Расчет ежегодных издержек на потери в трансформаторах по вариантам

представлен в таблице 26.

При определении затрат на возмещение потерь электроэнергии также

учитывались потери электроэнергии в ЛЭП по вариантам. Затраты на ежегодные
потери определялись по выражению:

Ип=Сэ

∙

ΔPmax

∙

τ,

ΔPmax- потери активной мощности в режиме наибольшей нагрузки;

𝜏

- число часов максимальных нагрузочных потерь (4158,56 ч);

Сэ - стоимость электрической энергии для компенсации потерь.
Потери в ЛЭП определялись для нормальной схемы потокораспределения

согласно расчету режимов по вариантам в RastrWin. Величина потерь ЛЭП указана
для нормальных схем по вариантам.

В таблице 31 показана разница в потерях ЛЭП согласно расчету режимов

по вариантам и дополнительные затраты для компенсации потерь в ЛЭП.

Таблица 26

Расчет ежегодных издержек на потери в трансформаторах по вариантам

Наименование

ЦП

Мощность

трансформато

ров (класс

напряжения)

Параметры

Потери ХХ,

кВт·ч/год

Нагрузочные

потери в

трансформато

рах при

Тmax=5650,

кВт·ч/год

Суммарные

потери в

трансформа-

торах,

кВт·ч/год

Стоимость

электрическ

ой энергии

для

компенса-

ции потерь,

руб/кВт·ч

Стоимость

потерь в

трансформато

рах в год, руб

Pxx,

кВт

Pк, кВт

S max

ПС,

МВА

Smax по

одному

транс-

форма-

тору,

МВА

Вариант 1

ПС 110 кВ

Шпагатная

2х40

(110/35/10 кВ)

200

38,45

19,225

753360

384 251,13

1 137 611,13

2,92

8 532 532,24

ПС 35 кВ Нива

2х25 (35/6 кВ)

115

23,6

11,8

438000

213 085,69

651 085,69

ПС 110 кВ

Родник

2х25

(110/35/10 кВ)

140

35,6

17,8

543120

590 283,26

1 133 403,26

Итого

1 734 480,00

1 187 620,08

2 922 100,08

Вариант 2

ПС 110 кВ

Шпагатная

2х40(110/35/10

кВ)

200

26,7

13,35

753360

185 287,02

938 647,02

2,92

7 198 895,30

ПС 110 кВ

Нива

2х25 (110/10/6

кВ)

120

25,3

12,65

473040

255 537,55

728 577,55

ПС 110 кВ

Родник

2х25(110/35/10

кВ)

140

23,4

11,7

543120

255 030,54

798 150,54

Итого

1 769 520,00

695 855,10

2 465 375,10

Вариант 3

ПС 110 кВ

Шпагатная

2х40

(110/35/10 кВ)

200

31,5

15,75

753 360

257 895,39

1 011 255,39

2,92

8 054 278,62

ПС 35 кВ Нива

2х10(35/6 кВ)

9,7

4,85

245 280

117 383,53

362 663,53

ПС 110 кВ

Родник

2х25

(110/35/10 кВ)

140

42,5

21,25

543 120

841 275,68

1 384 395,68

Итого

1 541 760,00

1 216 554,60

2 758 314,60

Таблица 27

Расчет ежегодных издержек на потери в ЛЭП по вариантам (разница потерь)

Вариант1

Вариант 2

Вариант 3

Разница в нагрузочных потерях ЛЭП по вариантам, МВт

0,44

0,13

Стоимость электрической энергии для компенсации потерь,руб/ кВт·ч

2,92

Дополнительные затраты для компенсации потерь в ЛЭП при Тmax=5650 ч, руб
в год

5 342 911,464

1 578 587

Таблица 28

Расчет дисконтированных затрат по варианту 1

Таблица 29

Инвестиции в строительство, млн. руб.

193,612

193,6

0,0

в том числе:

ПС 35 кВ

161,0

0,0

ВЛ 35 кВ

32,6

0,0

ПС 110 кВ

5,9

ВЛ 35 кВ

0,8

Годовые издержки по ремонту и обслуживанию
объектов (без амортизации), всего, млн. руб.

234,2

0,0

9,8

в том числе:
ПС 110 кВ

275,4

9,5

ВЛ 35 кВ

7,6

0,3

КЛ 110 кВ

0,0

Годовые издержки на потери в трансформаторах,
млн.руб.

247,4

8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533 8,533

Годовые издержки на потери ЛЭП, млн.руб.

154,9

5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343 5,343

Суммарные недисконтированные затраты, млн. руб

879,0

193,6

23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6

23,6

Коэффициент дисконтирования при ставке
сравнения 6 %

1,00

0,94 0,89 0,84 0,79 0,75 0,70 0,67 0,63 0,59 0,56 0,53 0,50 0,47 0,44 0,42 0,39 0,37 0,35 0,33 0,31 0,29 0,28 0,26 0,25

0,23

0,22

0,21

0,20

0,18

Суммарные дисконтированные затраты при ставке
сравнения 6 %, млн. руб.

514,8

193,6

22,30 21,03 19,84 18,72 17,66 16,66 15,72 14,83 13,99 13,20 12,45 11,75 11,08 10,45 9,86 9,30 8,78 8,28 7,81 7,37 6,95 6,56 6,19 5,84

5,51

5,20

4,90

4,62

4,36

Наименование

Годы

Нормативы ежегодных затрат на ремонт и содержание оборудования, %

содержание .. 9 10 11 12 ..