Постановление Губернатора Вологодской области от 30.05.2016 № 295

Примечание * - В настоящее время на ПС 500 кВ Череповецкая установлено 22 выключателя 220 кВ, 11 из которых имеют отключающую способность Iоткл = 31,5кА.  для исключения превышения токами КЗ коммутационной способности выключателей 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая выполнено временное решение  по делению секций шин 220 кВ на ПС 500 кВ Череповецкая (отключение СВВ 1-3 и СВВ 2-4) в нормальной схеме сети. При проведении расчетов в период до 2017 г. принята разомкнутая работа шин 220 кВ. На уровне 2019 г. в рамках работы «Комплексная реконструкция ПС 500 кВ Череповецкая» (ОАО «СевЗап НТЦ» ПЦ «Севзапэнергосетьпроект») сооружается новое РУ 220 кВ на подстанции 500 кВ Череповецкая с установкой новых выключателей 220 кВ с отключающей способностью, соответствующей токам КЗ. При проведении расчетов на 2019 - 2021 г. принята замкнутая работа шин 220 кВ, в результате чего токи КЗ значительно возросли. При раздельной работе шин на 2021 г. токи КЗ не превысят отключающую способность 31,5 кА.

Развитие электрических сетей с повышением их пропускной способности не приводит к существенному росту токов короткого замыкания. В таблице 119 приведено количество выключателей, подлежащих замене в период до 2021 года. Увеличение ТКЗ на шинах 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая вызвано изменением  режима работа шин 220 кВ подстанции. С 2019 г. предусмотрен замкнутый режим в нормальной схеме после установки новых выключателей.

Таблица 119 – Количество выключателей 110 кВ и выше, подлежащих замене, шт.

Наименование	2017 - 2019 г.	2019 - 2021 г.	Всего до 2021 г., шт.
ПС 500 кВ Череповецкая РУ 220 кВ
	11	-	11

В качестве временных мероприятий по ограничению токов КЗ до осуществления замены выключателей могут рассматриваться мероприятия схемного и режимного характера, а именно раздельная работа шин в нормальной схеме (ведет к ослаблению схемы и снижению надежности).

При выполнении конкретных проектов строительства, реконструкции и техперевооружения электросетевых объектов Вологодской энергосистемы уровни токов к.з. подлежат уточнению.

Объемы строительства сетевых объектов и оценка капиталовложений

Вводы электросетевых объектов, реконструкция и техперевооружение объектов 35-110 кВ и выше на территории Вологодской области представлены в таблице 120.

Капиталовложения в строительство объектов 220 кВ и выше определены в ценах 2000 года по сборнику «Укрупнённые стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ» 324 тм - т1 для электросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС» (2012г., СТО 56947007-29.240.124-2012) и пересчитаны в цены III квартала 2015 года с учетом коэффициентов, указанных в приложении 1 к письму № 25760-ЮР/08 Минстроя России от 13.08.2015 года (с учетом НДС).

Капиталовложения в строительство объектов 110 кВ определены в ценах 2000 года по «Сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК»» (г. Москва, 2012 г., Сб-МРСК-ВНД-80.01-12) и пересчитаны в цены в цены III квартала 2015 года с учетом коэффициентов, указанных в приложении 1 к письму № 25760-ЮР/08 Минстроя России от 13.08.2015 года (с учетом НДС).

Показатели объемов капиталовложений в новое строительство ЛЭП напряжением  35 кВ и выше Вологодской  энергосистемы за период 2017 - 2021 гг. представлены в таблице 121. Капиталовложения для сооружаемой ВЛ 750 кВ Ленинградская - Белоозерская не приводятся, поскольку  согласно утвержденной ИП ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015 - 2019 гг. данный объект проектируется МЭС Северо-Запада.

Капиталовложения в техническое перевооружение и реконструкцию ЛЭП напряжением  35-110 кВ  приведены в таблице 122.

Капиталовложения в техническое перевооружение и реконструкцию ПС 35 кВ и выше Вологодской энергосистемы приведены в таблицах 124 - 126.

Сводные показатели объемов капиталовложений в новое строительство и техническое перевооружение подстанций и ЛЭП напряжением  35-110 кВ и выше представлены в таблице 127. 

Суммарные капвложения в развитие электрических сетей 35-110 кВ и выше на период 2017 - 2021 гг. в ценах на III квартал  2015 г. с учетом НДС составят 6,82 млрд. руб.

Таблица 120 – Объёмы строительства сетей 35 кВ и выше Вологодской области на период 2017 - 2021 гг.

№	Наименование мероприятия		Параметры		Обоснование		Примечание
1.	Мероприятия, необходимые для технологического присоединения потребителей
1.1.		Реконструкция ПС 220 кВ «Зашекснинская». Технологическое присоединение электроустановок ПАО "МРСК Северо–Запада"		2 элегазовых выключателя 110 кВ		Подключение двухцепной ВЛ 110 кВ Зашекснинская - Южная		Договор от 18.02.2013 № 22–2013–38/ТП–М1.
1.2.		Строительство ПС 110 кВ ИП Шексна		2х40 МВА, 7 элегазовых выключателей 110 кВ		Обеспечение питанием промышленных предприятий в Шекснинском районе, заявитель – ГУП «Вологдаоблстройзаказчик».		Договор ТП № ВЭ2.6-13/0002 от 09.01.2013 г. ИП Шексна.
1.3.		Строительство ПС 110 кВ Южная		2х32 МВА, 6 элегазовых выключателей 110 кВ		Подключение потребителей (приложение 1).		Схема подключения принята согласно ПСД. ТУ к заявке на ТП №1203_13 от 03.04.2013, ТУ к заявке на ТП №1204_13 от 03.04.2013, ТУ к заявке на ТП №1205_13 от 03.04.2013.
1.4.		Строительство ЛЭП 110 кВ Зашекснинская - Южная		двухцепная ВЛ длиной 5,67 км с проводом АС-240		Подключение новой ПС 110 кВ Южная
1.5.		Строительство ЛЭП 35 кВ Дымково - Благовещенье		одноцепная ВЛ 35 кВ длиной 9,3 км с проводом АС-50		Обеспечение надежного энергоснабжения  новых объектов (таблица 3.10). Ограничение из-за пропускной способности резервной ВЛ 6 кВ Будрино, являющейся вторым источником питания в районе (раздел 3.4).		Необходимость подключения новой ПС в рассечку к ВЛ 35 кВ Дымково - Благовещенье и ВЛ 35 кВ Благовещенье - Дружба (Золотавцево)  для обеспечения надежного энергоснабжения  новых объектов, появляющихся в связи с развитием  программы «Великий Устюг - Родина Деда Мороза», а также создание кольца по 35 кВ.
1.6.		Реконструкция ОРУ 35 кВ ПС Благовещенье		3 выключателя 35 кВ		Подключение ЛЭП 35 кВ Дымково - Благовещенье
1.7.		Расширение РУ 35 кВ ПС 110 кВ Дымково		1 выключатель 35 кВ
2.		Мероприятия, связанные с недостаточной пропускной способностью электрической сети
2.1.		Замена трансформаторов на ПС 220 кВ ГПП-5А		2х63 МВА
2.2.		Строительство захода ВЛ 110 кВ на ПС Искра (ВЭС)		двухцепный заход ВЛ 110 кВ длиной 0,6 км с проводом АС-150		Подключение ПС Искра, переводимой на напряжение 110 кВ.		На текущий момент выполняется проектирование, сечение провода принято согласно ПСД
2.3.		Строительство ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС - ГПП-1 № 2 I, II цепь (ВЛ 110 кВ Станционная 3,4)		двухцепная ВЛ длиной 2,2 км с проводом АС-240		Обеспечение надёжности выдачи мощности ТЭЦ ПВС. Перегрузка отходящих ЛЭП в послеаварийных и ремонтных режимах (рисунки 3.4 - 3.5, 3.8 - 3.9).		Существующие ЛЭП Станционная 1,2 перегружаются в послеаварийных режимах, когда в работе остается одна из них.
2.4.		Реконструкция ПС 110 кВ Кубенское с заменой трансформаторов		2х25 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4. п.5.		Замета с увеличением трансформаторной мощности для подключения потребителей по договорам (128 шт.) на 1,396 МВт.
2.5.		Замена силовых трансформаторов на ПС 110/35/10/6 кВ "Западная"		2х63 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 4.		Выполняется реконструкция.
2.6.		Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Вохтога		2х16 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 11.		Трансформаторы перегружены в отчётном году.
2.7.		Замена силового трансформатора на ПС 110 кВ Анисимово		6,3 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 41.		Перегрузка трансформатора достигает допустимой в отчётном году.
2.8.		Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Луговая		2х40 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 3.
2.9.		Замена силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Устюжна		2х16 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 35.		Трансформаторы перегружены уже в отчётном году.
2.10.		Замена ошиновки и оборудования на присоединениях ВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское на ПС 110 кВ Кубенское и ПС 220 кВ Сокол				Перегрузка существующей ошиновки и оборудования ПС в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).		Как временное решение - создание АОПО ВЛ 110 кВ Сокол-Кубенское на ПС 110 кВ Кубенское с УВ на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Сокол
2.11.		Замена ошиновки и оборудования на присоединениях ВЛ 110 кВ Вологда-Южная - Кубенское с отпайками на ПС 110 кВ Кубенское и ПС 220 кВ Вологда-Южная				Перегрузка существующей ошиновки и оборудования ПС в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).		Как временное решение - создание АОПО ВЛ 110 кВ Вологда-Южная - Кубенское на ПС 220 кВ Вологда-Южная с УВ на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Сокол
2.12.		Замена ТТ на ПС 220 кВ РПП-1 в ячейке присоединения ВЛ 110 кВ РПП-1 - Шексна II цепь с отпайками				Перегрузка существующего ТТ в послеаварийных режимах, таблица 3.8. (приложение 27, 28, 56, 57).		Как альтернативное решение - создание АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 - Шексна I и II цепь  на ПС 220 кВ РПП-1
2.13.		Замена разъединителей, заградителей и ТТ на ПС 220 кВ РПП-1 и разъединителя на ПС 220 кВ ГПП-1 в ячейках присоединений ВЛ 110 кВ РПП-1 - ГПП-1 I и II цепь				Перегрузка существующего оборудования в послеаварийных режимах.		Как временное решение - создание АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 - ГПП-1 I и II цепь  на ПС 220 кВ РПП-1
2.14.		Реконструкция ВЛ 110 кВ РПП 1-Шесна I и II цепь		Замена головного участка двухцепной ВЛ 110 кВ от РПП-1 до отпайки на ПС Искра длиной 3,5 км, рекомендуемое сечение провода не менее АС-240.		Перегрузка участка ЛЭП в ремонтных и послеаварийных режимах  согласно таблице 3.8. (приложение 27, 56)
2.15.		Реконструкция ВЛ 110 кВ РПП 1-ГПП-1 I и II цепь		Замена  двухцепной ВЛ 110 кВ  от РПП-1 до ПС ГПП-1 длиной 4,4 км, рекомендуемое сечение провода не менее АС-330.		Перегрузка участка ЛЭП в ремонтных и послеаварийных режимах  согласно таблице 3.9. (приложения 31, 60, 62, 64, 66, 68, 69, 71, 73, 75 )
2.16.		Реконструкция ВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское		реконструкция одноцепной ВЛ длиной 46,6 км с увеличением сечения провода до АС-300		Перегрузка существующего провода в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).
2.17.		Реконструкция КВЛ 110 кВ Вологда-Южная -  Кубенское с отпайками		реконструкция одноцепной ВЛ длиной 38,4 км с увеличением сечения провода до АС-300		Перегрузка существующего провода в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).
2.18.		Реконструкция ПС 35 кВ Искра Вологодский р-н, с переводом на класс напряжения 110 кВ		2х16 МВА		Дефицит мощности согласно табл. 3.4 п. № 86.		Выполняется проектирование. Схема подключения принята согласно проектным решениям разрабатываемой документации. Подключение потребителей по договорам (452 шт.) на 5,941 МВт.
2.19.		Реконструкция ПС 35 кВ "Молочное" с заменой трансформаторов		2х16 МВА		Подключение потребителей по договорам (644 шт.) на 7,911 МВт.		Подстанции относятся к энергодефицитным центрам питания, перегружены, отсутствует возможность подключения новых потребителей. В данной работе загрузка ПС 35 кВ и ниже не приводиться согласно ТЗ.
2.20.		Реконструкция ПС 35 кВ Маега		2х10 МВА		Подключение потребителей по договорам (196 шт.) на 3,532 МВт.
2.21.		Замена силовых трансформаторов на ПС-35кВ Можайское		2х6,3 МВА		Подключение потребителей по договорам (97 шт.) на 1,047 МВт.
2.22.		Замена силовых трансформаторов на ПС-35кВ Ягница		2х2,5 МВА		Акт № 24 расследования технологического нарушения от 13.06.2012, подключение потребителей по договорам (200 шт.) на 2,897 МВт.
2.23.		Реконструкция ЗРУ 35 кВ ПС 110 кВ Западная с установкой 2-х выключателей		2 выключателя 35 кВ		Перегрузка ВЛ 35 кВ Северная - Маега в послеаварийных режимах (рисунок 3.17)
2.24.		Образование захода транзита 35 кВ Маега -Северная на ПС 110 кВ Западная
2.25.		Установка АОПО КВЛ 110 кВ Вологда-Южная - Кубенское с отпайками на ПС 220 кВ Вологда-Южная				Перегрузка существующего провода ВЛ, ошиновки оборудования ПС в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).		Временное решение до замены провода ВЛ 110 кВ Вологда-Южная - Кубенское с отпайками на АС-300, замены оборудования на ПС Вологда-Южная и Кубенское и ошиновки на ПС 110 кВ Кубенское.  УВ на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Сокол
2.26.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское на ПС 110 кВ Кубенское				Перегрузка существующего провода ВЛ, ошиновки оборудования ПС в послеаварийных режимах (приложения 23, 34, 40, 46, 52, таблицы 3.6 и 3.7).		Временное решение до замены провода ВЛ 110 кВ КВЛ 110 кВ Сокол - Кубенское на АС-300, замены ошиновки на ПС Сокол и Кубенское и оборудования на ПС Кубенское. УВ на отключение нагрузки на ПС 220 кВ Сокол
2.27.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 - Шексна I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Шексна 1)				Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования ПС в послеаварийных режимах (таблица 3.8, приложение 27, 56).		Альтернативное решение замене провода
2.28.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 - Шексна II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Шексна 2)				Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования ПС в послеаварийных режимах (таблица 3.8, приложение 27, 56).		Альтернативное решение замене провода и ТТ на ПС 220 кВ РПП-1
2.29.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 -ГПП-1 I цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Кольцевая 1)				Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования ПС в послеаварийных режимах (таблице 3.9, приложения 31, 60, 62, 64, 66, 68, 69, 71, 73, 75 ).		УВ на снижение выдаваемой мощности ТЭЦ ПВС
2.30.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ РПП-1 -ГПП-1 II цепь с отпайками (ВЛ 110 кВ Кольцевая 2)				Перегрузка существующего провода ВЛ и оборудования ПС в послеаварийных режимах (таблице 3.9, приложения 31, 60, 62, 64, 66, 68, 69, 71, 73, 75 ).		УВ на снижение выдаваемой мощности ТЭЦ ПВС
2.31.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС - ГПП-1 I цепь с отпайкой на ГПП-4  (ВЛ 110 кВ Станционная 1)				Перегрузка существующего провода ВЛ (рисунки 3.4 - 3.5, 3.8 - 3.9).		УВ на снижение выдаваемой мощности ТЭЦ ПВС
2.32.		Установка АОПО ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС - ГПП-1 II цепь с отпайкой на ГПП-4  (ВЛ 110 кВ Станционная 2)				Перегрузка существующего провода ВЛ (рисунки 3.4 - 3.5, 3.8 - 3.9).		УВ на снижение выдаваемой мощности ТЭЦ ПВС
3.		Мероприятия технического перевооружения и реконструкции энергообъектов, не связанные с развитием сети
3.1.		Замена 11 выключателей в РУ 220 кВ ПС 500 кВ Череповецкая				Превышение токами КЗ отключающей способности выключателей из-за изменения режима работы секций шин 220 кВ ПС Череповецкая в 2019 г.  (таблица 3.11 п.5)
3.2.		Реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 – РПП-2. Замена  с выноской опор №№ 27, 28, 29		участок длиной 1,84 км		Ухудшенное состояние.		Увеличение сечения провода не требуется.
3.3.		Реконструкция ВЛ 220 кВ ТЭЦ ЭВС-2 - Череповецкая. Замена с выноской опор №№" 56, 57, 58, 59, 60		участок длиной 2,05 км		Ухудшенное состояние.		Увеличение сечения провода не требуется.
3.4.		Реконструкция двухцепного участка ВЛ 220 кВ ВЛ 220 кВ Череповецкая-ГПП 11 (Прокат–1,2) в пролетах опор 62–63 (пересечение с инженерными сооружениями)		двухцепный участок длиной 3 км		Несоответствие требованиям нормативных документов, аварийное состояние опор.		Увеличение сечения провода не требуется.
3.5.		Реконструкция двухцепного участка ВЛ 220кВ РПП-2 - ГПП 11  (Прокат–3,4) в пролетах опор 17–18 (пересечение с инженерными сооружениями)		двухцепный участок длиной 3 км				Увеличение сечения провода не требуется.
3.6.		Реконструкция перехода через р. Шексна ВЛ 220 кВ Пошехонье -Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская (оп.№231-234)		двухцепный участок длиной 1,43 км		Ухудшенное состояние провода (коррозионный износ стальных сердечников до 14%), ухудшенное состояние фундаментов.		Увеличение сечения провода не требуется.
3.7.		Реконструкция ПС 110 кВ Зеленцово Никольского р-на (замена силового тр-ра)		2,5 МВА		Физический износ оборудования.		Без увеличения трансформаторной мощности. Силовой трансформатор Т-1 морально и физически устарел, не оборудован РПН.
3.8.		Реконструкция ПС 110/6 кВ Борки Великоустюгского района: замена силовых трансформаторов 2х10 МВА на равные по мощности, реконструкция ОРУ-110 кВ		2х10 МВА		Физический износ оборудования - акт № 605 расследования технологического нарушения (аварии) от 21.10.2013, реконструкция РУ 110 кВ по причине замены ОД и КЗ на современное оборудование		Замена оборудования объекта с истекшим нормативным сроком  эксплуатации с целью повышения надежности электроснабжения производственных и социально-значимых объектов.
3.9.		Реконструкция ПС 110 кВ Бабаево (замена силового трансформатора 16 МВА на равный по мощности)		16 МВА		Трансформатор выработал ресурс (обнаружено превышение граничной концентрации Н2, частичные разряды на фазе А и С, износ механических элементов РПН).
3.10.		Замена трансформатора на ПС 110/35/10 Восточная		40 МВА		Физический износ трансформатора - акты расследования технологических нарушений (аварий) № 3 от 19.04.2012, № 91 от 12.12.2013, № 66 от 30.11.2011.		Без увеличения трансформаторной мощности.
3.11.		Реконструкция ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС		замена участка ВЛ протяженностью 23,9 км на новый с сечением  провода АС-95		Акты расследования технологических нарушений (аварий) № 501 от 07.01.2015, № 502 от 07.01.2015, № 503 от 23.01.2015, № 505 от 07.01.2015, № 505 от 12.01.2015, № 507 от 14.01.2015, № 513 от 26.01.2015, № 514 от 26.01.2015.		Увеличение сечения провода не требует (приложения 32, 38, 44, 50, 61)
3.12.		Реконструкция ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС		замена участка ВЛ протяженностью 24,7 км на новый с сечением  провода АС-95
3.13.		Реконструкция ВЛ 110кВ  Очистные 1,2		замена двухцепной ВЛ 110 кВ длиной 8,2 км, рекомендуемое сечение провода АС-120		Акт обследования технического состояния ВЛЭП от 10.10.201.		Выбор сечения провода - раздел 2.2 данного тома.
4.		Прочие мероприятия
4.1.		Реконструкция ПС  "Анненский Мост" с переводом на напряжение 110 кВ		2х4 МВА, 3 элегазовых выключателя 110 кВ, 5 воздушных выключателей 35 кВ		Повышение надёжности электроснабжения. Перегрузка ВЛ 35 кВ Ольховская в послеаварийном режиме летом (рисунок 3.1).		Необходимость резервирования питания шлюзов Волго-Балтийской системы, реализация перспективной схемы перехода на 110 кВ (линия Белоусово-Анненский мост построена в габаритах 110 кВ в 2011 году).
4.2.		Расширение РУ 110 кВ ПС 110 кВ Белоусово		1 выключатель 110 кВ		Подключение  ВЛ 110 кВ Белоусово - Анненский мост
4.3.		Реконструкция ПС 110 кВ Калинино с заменой трансформатора		2,5 МВА		Снижение потерь в сети.		Разработка ТЗ. Уменьшение мощности трансформаторов в связи с низкой загрузкой ПС (оптимизация использования оборудования)
4.4.		Перевод ВЛ 35 кВ Белоусово - Анненский мост (выполненной в габаритах 110 кВ в 2011 г.) на напряжение 110 кВ		перевод ВЛ 35 кВ на напряжение 110 кВ, длина 42,2 км, сечение провода АС-95 и АС-120		Подключение ПС переводимой на 110 кВ Анненский мост.		Увеличение сечения провода при переводе существующей ВЛ 35 кВ на 110 не требуется (раздел 3.3, рисунки 3.2 - 3.3).

Таблица 121 - Капиталовложения в новое строительство линий электропередачи Вологодской области напряжением 35-110 кВ1

№	Наименование линии	Марка  провода	Материал опоры	Количество цепей, шт.	Длина, км	Стоимость, тыс. руб/км		Стоимость, тыс. руб.			Стоимость (с учетом НДС) по объекту в ценах на III квартал 2015 года с учетом соответствующих укрупненных коэффициентов, тыс. руб.		Всего по объекту в ценах на III квартал 2015 года. с учетом НДС, тыс. руб.	Год ввода
						ЛЭП2	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)	Всего по объекту с учётом дополнительных затрат в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)3	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. с учетом НДС	Строительно-монтажные работы (80%, 4,61)4	Прочие затраты (20%, 8,21)5
1 Новое строительство ЛЭП 35-110 кВ:
1	ЛЭП 110 кВ,  заход на ПС Искра (ВЭС)	АС-150	сталь	2	0,6	1 373	1 373	824	1054,3	1244,07	4588,14	2042,77	6630,91	2017
2	ЛЭП 110 кВ Зашекснинская - Южная	АС-240	сталь	2	5,67	1 373	1 373	7785	9963,13	11756,49	43357,94	19304,16	62662,10	2018
3	ЛЭП 35 кВ Дымково-Благовещенье	АС-50	сталь	1	9,3	635	635	5906	7559,05	8919,68	32895,77	14646,11	47541,88	2020
4	ВЛ 110 кВ ТЭЦ ПВС - ГПП-1 №2 I, II цепь (ВЛ 110 кВ Станционная 3,4)	АС-240	сталь	2	2,2	1 373	1 373	3 021	3 865,76	4 561,60	16 823,19	7 490,15	24 313,34	2019
Всего по новому строительству ЛЭП 35-110 кВ в период 2017 - 2021гг										26 480,44	97 659,86	43 480,88	141 140,7

Примечания:

1-

По ЛЭП 35-110 кВ расчет произведен согласно "Сборнику укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК"" (Сб-МРСК-ВНД-80.01-12, г.Москва, 2012 г.) ( далее просто Сб-МРСК-ВНД-80.01-12)

По ЛЭП 220 кВ расчет произведен согласно сборнику "Укрупненных стоимостных показателей линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ" 324 тм - т1 (ОАО "ФСК ЕЭС", 2012)  (УСП ОАО "ФСК ЕЭС")

2-

согласно табл.2 Сб-МРСК-ВНД-80.01-12 для ЛЭП 110 кВ, согласно табл.1 сб. УСП ОАО "ФСК ЕЭС" для ЛЭП 220 кВ и выше.

3-

дополнительные затраты 27,98% согласно п.2.7 Сб-МРСК-ВНД-80.01-12 для ЛЭП 110 кВ,

дополнительные затраты 20,98% согласно п.2.3 сб. УСП ОАО "ФСК ЕЭС" для ЛЭП 220 кВ и выше.

4-

80% - составляющая стоимости строительства ВЛ и КЛ согласно Приложению 5 к Сб-МРСК-ВНД-80.01-12; коэффициент 4,61 - индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по видам строительства, определяемых с применением федеральных единичных расценок (ФЕР) на III квартал 2015 года (приложение № 1 к письму Минстрой России от 13.08.2015 г. № 25760-ЮР/08 - воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами без учета НДС, Вологодская область) 80/81% - составляющая стоимости строительства ВЛ/КЛ согласно Приложению 4 к сб. УСП ОАО "ФСК ЕЭС"; коэффициент 4,61 - индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по видам строительства, определяемых с применением федеральных единичных расценок (ФЕР) на III квартал 2015 года (приложение № 1 к письму Минстрой России от 13.08.2015г. № 25760-ЮР/08 - воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами без учета НДС, Вологодская область)

5-

20% - составляющая стоимости строительства ВЛ и КЛ, согласно Приложению 5 к Сб-МРСК-ВНД-80.01-12; коэффициент 8,21 - индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по видам строительства, определяемых с применением федеральных единичных расценок (ФЕР) на III квартал 2015 года (приложение № 4 к письму Минстрой России от от 13.08.2015 г. № 25760-ЮР/08 - электроэнергетика (строка 2) без учета НДС)

20/19% - составляющая стоимости строительства ВЛ/ КЛ, согласно Приложению 4 к сб. УСП ОАО "ФСК ЕЭС"; коэффициент 8,21 - индекс изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ по видам строительства, определяемых с применением федеральных единичных расценок (ФЕР) на III квартал 2015 года (приложение № 4 к письму Минстрой России от 13.08.2015 г. № 25760-ЮР/08 - электроэнергетика (строка 2) без учета НДС)

Таблица 122 – Капиталовложения в реконструкцию и техперевооружение ЛЭП напряжением 110 кВ и выше1

№	Наименование линии	Марка провода	Материал опоры	Количество цепей, шт	Длина, км	Стоимость, тыс. руб./км			Стоимость, тыс. руб.				Стоимость (с учетом НДС) по объекту в ценах III квартал 2015 года. С учетом соответствующих укрупненных коэффициентов, тыс. руб.		Всего по объекту в ценах на III квартал 2015 года. с учетом НДС, тыс. руб.	Год ввода
						Демонтаж ЛЭП2	ЛЭП3	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)	Всего по объекту с учётом дополнительных затрат в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)4	Всего по объекту с учетом реконструкции ВЛ  в ценах на 01.01.2000 г. (без НДС)5	Всего по объекту в ценах на 01.01.2000 г. с учетом НДС	Строительно-монтажные работы  (80%, 4,61)6	Прочие затраты (20%, 8,21)7
1 Реконструкция и техническое перевооружение ЛЭП 110 кВ:
1	ВЛ 110 кВ РПП 1-Шесна 1,2	АС-120 (на АС-240)	сталь	2	3,5	23,6	1373	1396,6	4888,1	6 255,79	7 006,49	8 267,65	30 491,10	13 575,49	44 066,59	2017
2	ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС	АС-95	сталь	2	23,9	23,6	989	1012,6	24201,14	30 972,62	34 689,33	40 933,41	150 962,43	67 212,66	218 175,09	2018
	ВЛ 110 кВ Тарнога-НПС				24,7			1012,6	25011,22	32 009,36	35 850,48	42 303,57	156 015,56	69 462,46	225 478,02	2019
3	ВЛ 110кВ  Очистные 1,2	АС-120	сталь	2	8,2	23,6	989	1012,6	8303,32	10 626,59	11 901,78	14 044,10	51 794,64	23 060,41	74 855,05	2020
4	ВЛ 110 кВ Сокол-Кубенское	АС-185 (на АС-300)	сталь	1	46,6	23,6	1100	1123,6	52359,76	67 010,02	75 051,22	88 560,44	326 610,92	145 416,25	472 027,16	2019
5	КВЛ 110 кВ Вологда-Южная-Кубенское с отпайками	АС-185 (на АС-300)	сталь	1	38,4	23,6	1100	1123,6	43146,24	55 218,56	61 844,78	72 976,85	269 138,61	119 827,98	388 966,59	2019
3	ВЛ 110кВ  РПП-1 – ГПП-1 I, II цепь с отпайками (Кольцевая 1,2)	АС-240 (на АС-330)	сталь	2	4,4	23,6	1100	1123,6	4943,84	6 327,13	7 086,38	8 361,93	30 838,80	13 730,29	44 569,09	2019
6	ВЛ 35 кВ Белоусово-Анненский мост (в габаритах 110 кВ)	АС-95, 120	сталь	1	42,18	Построена в габаритах 110 кВ в 2011 г., в настоящее время работает на напряжении 35 кВ, перевод на 110 кВ в 2020 г.										2020
Всего для реконструкции и технического перевооружения ЛЭП 110 кВ  в период 2017-2021гг.												275 448,00	1 015 852	452 285,54	1 468 137,6
2 Реконструкция и техническое перевооружение ЛЭП 220 кВ:
1	ВЛ 220 кВ  Пошехонье-Первомайская с отпайкой на ПС Зашекснинская (оп.№231-234)	АС-400	сталь	2	1,43	32,74	2275	2307,74	3300,0682	4 223,43	4 730,24	5 581,68	20 585,24	9 165,12	29 750,36	2017
2	ВЛ 220 кВ Прокат 1, 2	АС-240	сталь	2	3	32,74	1687	1719,74	5159,22	6 602,77	7 395,10	8 726,22	32 182,30	14 328,45	46 510,76	2017
3	ВЛ 220 кВ Прокат 3, 4	АС-240	сталь	2	3	32,74	1687	1719,74	5159,22	6 602,77	7 395,10	8 726,22	32 182,30	14 328,45	46 510,76	2017
4	ТЭЦ ЭВС-2-РПП-2	АС-300	сталь	1	1,84	32,74	2063	2095,74	3856,1616	4 935,12	5 527,33	6 522,25	24 054,05	10 709,53	34 763,59	2017
5	ТЭЦ ЭВС-2-Череповецкая	АС-300	сталь	1	2,05	32,74	2063	2095,74	4296,267	5 498,36	6 158,17	7 266,64	26 799,35	11 931,82	38 731,17	2017
Всего для реконструкции и технического перевооружения ЛЭП 220 кВ в период 2017-2021гг												36 823,01	135 803,25	60 463,38	196 266,63
Всего для реконструкции и технического перевооружения ЛЭП  в период 2017-2021гг												312 271,01	1 151 655,3	512 748,92	1 664 404,2
Из них для реконструкции и технического перевооружения ЛЭП на 2017 год – 240333,8 тыс. руб.,  на 2018 год – 218175 тыс. руб.,  на 2019 год – 1131041 тыс. руб., на 2020 – 74855 тыс. руб.