ОГЛАВЛЕНИЕ · ПРИСОЕДИНЕНИЕ ОБЪЕКТА К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.....8 3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

ООО «ЭФ-Инжиниринг» декабрь 2014 г. стр.2/60

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ........................................................................................................................................ 5

1 АННОТАЦИЯ ................................................................................................................................................. 7

2 ОСНОВАНИЯ И ПРЕДПОСЫЛКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ........................................................................... 8

2.1 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОБЪЕКТАХ СТРОИТЕЛЬСТВА/ РЕКОНСТРУКЦИИ .............................................................. 8 2.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ СЕТИ. ПРИСОЕДИНЕНИЕ ОБЪЕКТА К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ ....................................... 8

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА. ЭКСПЕРТНО-ИНЖЕНЕРНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ........................................................................................................................... 11

3.1 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА И ПОЛНОТЫ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ................................ 11 3.2 ОЦЕНКА ОБОСНОВАННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ............................................................................... 13

3.2.1 ПС 500 кВ Ростовская .................................................................................................................... 13 3.2.2 ВЛ 500 кВ Ростоская АЭС- ПС 500 кВ Ростовская ......................................................................... 20 3.2.3 Здания, строения и сооружения, входящие в инфраструктуру линейного объекта ................ 30 3.2.4 Собственные нужды переменного тока ..................................................................................... 33 3.2.5 Система оперативного постоянного тока ................................................................................ 34 3.2.6 ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская. Релейная защита и АПВ ............................................ 34 3.2.7 Релейная защита подстанционных элементов 500 кВ .............................................................. 36 3.2.8 Противоаварийная автоматика. Выбор принципов .................................................................. 37 3.2.9 АИИС КУЭ........................................................................................................................................ 39 3.2.10 АСУ ТП ........................................................................................................................................ 40 3.2.11 Средства связи. ......................................................................................................................... 41 3.2.12 Электромагнитная совместимость ...................................................................................... 44

3.3 ОЦЕНКА СООТВЕТСТВИЯ ПРИНЯТЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЕЙСТВУЮЩИМ У ЗАКАЗЧИКА И В РОССИИ НОРМАМ И

СТАНДАРТАМ, А ТАКЖЕ СОВРЕМЕННОМУ МЕЖДУНАРОДНОМУ УРОВНЮ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИЙ .......................................... 45 3.4 ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ........................................................... 46

4 ПОДГОТОВКА ЭКСПЕРТНОГО МНЕНИЯ О ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА, ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ................................................ 48

5 ЦЕНОВОЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА .................................................................................... 49

5.1 АНАЛИЗ ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ....................................................................... 49 5.1.1 Экспертная оценка затрат на реализацию проекта c использованием аналогов и нормативных показателей, анализ соответствия стоимостных показателей инвестиционного проекта принятым в российской и мировой практике значениям – проверка общей стоимости реализации проектов на основании объектов аналогов ........................................................................ 49 5.1.2 Анализ стоимости проектов на всем протяжении их реализации (полные затраты) с учетом эксплуатационных расходов за период эксплуатации объекта ............................................... 50 5.1.3 Анализ затрат на реализацию альтернативных технологических решений, выявленных по результатам экспертно-инженерного анализа ..................................................................................... 50

5.2 ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА .............................................................. 51 5.2.1 Расчет показателей экономической эффективности (NPV, IRR или иные утвержденные критерии принятия инвестиционного проекта) .................................................................................... 51 5.2.2 Анализ соответствия проектов, заложенных в инвестиционной программе, Стратегии развития Заказчика и электросетевого комплекса ............................................................................... 51 5.2.3 Идентификация основных рисков инвестиционного проекта ................................................... 51

5.3 ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА............................................... 54 5.3.1 Оценка стоимостных показателей, сформированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства, выполненных с применением Сборников УПСС или по объектам-аналогам .................................................................................................................................................... 54 5.3.2 Оценка стоимостных показателей, сформированных на основании проектной документации ........................................................................................................................................... 54

5.4 ПОДГОТОВКА ЭКСПЕРТНОГО МНЕНИЯ О СООТВЕТСТВИИ ЦЕНЫ ПРОЕКТА ПО РАЗРАБОТАННОЙ ПРОЕКТНОЙ

ДОКУМЕНТАЦИИ РЫНОЧНЫМ ЦЕНАМ ....................................................................................................................... 57 5.5 ВЫЯВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И СМЕТНОЙ СТОИМОСТИ ....... 57

6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................................................. 59

6.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ........................................................................................................................ 59 6.2 ЦЕНОВОЙ АУДИТ ..................................................................................................................................... 59


СПИСОК ТЕРМИНОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЙ Термин, понятие Определение

Заказчик Открытое акционерное общество «Федеральная сете-

вая компания Единой энергетической системы» (ОАО

«ФСК ЕЭС»)

Проектировщик / Генпроек-

тировщик

Общество с ограниченной ответственностью "Энерго-

Юг» (ООО «Энерго-Юг»)

Аудитор / Исполнитель Общество с ограниченной ответственностью «ЭФ-

Инжиниринг» (ООО «ЭФ-Инжиниринг»)

Инвестиционный проект /

Проект

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская с расширени-

ем ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка 500

кВ)

Объект Здания, строения, сооружения, включая линейные

объекты, подземные, надземные сооружения, подле-

жащие созданию, реконструкции и капитального ре-

монту, техническому перевооружению и переоснаще-

нию в рамках реализации Проекта.

Договор Договор возмездного оказания услуг № 108 по прове-

дению публичного технологического и ценового ауди-

та инвестиционных проектов от 06.12.2014 г., заклю-

ченный между ОАО «ФСК ЕЭС» и ООО «ЭФ-

Инжиниринг»

Участники строительства Хозяйствующие субъекты, участвующие (непосредст-

венно или опосредованно) в организации или осуще-

ствлении строительства Объектов на основании от-

дельных договоров (генерального подряда, подря-

да/поставки, субподряда и любых прочих договоров,

связанных со строительством, в том числе услуги), по

уровням кооперации (не менее четырех уровней): За-

казчик - ДЗО Заказчика - генеральный подрядчик –

подрядчик (поставщик) Объекта

Технологический и ценовой

аудит

Экспертная оценка Инвестиционного проекта и разра-

ботка укрупненных рекомендаций по его оптимизации

в целях повышения инвестиционной эффективности

на основных стадиях жизненного цикла Объекта, про-

веденные независимым Аудитором, включая разра-

ботку предложений по оптимизации и повышению


Термин, понятие Определение

эффективности Инвестиционного проекта и участие в

публичных и иных обсуждениях предложений, разра-

ботанных Аудитором (при обращении Заказчика и/или

другого заинтересованного лица).

Объекты недвижимости Здания, строения, сооружения, включая линейные

объекты, подземные, надземные сооружения, в том

числе объекты незавершенного строительства, рекон-

струкции и капитального ремонта, технического пере-

вооружения и переоснащения, комплексы зданий,

строений, сооружений, неразрывно и/или функцио-

нально связанных между собой общей территорией и

общими архитектурно-градостроительными, объемно-

пространственными, функциональными, инженерно-

техническими, технологическими и иными решениями,

а также иные результаты деятельности, в части регу-

лируемой Федеральным законом от 20.12.2004 г. №

190-ФЗ «Градостроительный кодекс Российской Фе-

дерации».

Документация по Объекту Проектно-сметная документация, соответствующая им

договорная и исполнительная документация, акты

приемки-сдачи работ, техническая документация и

иная документация, в том числе предусмотренная

действующими нормами и правилами оформления /

осуществления работ в строительстве, включая доку-

ментацию внестадийных и предпроектных разработок.

Проектная Документация Документация, содержащая материалы в текстовой

форме и в виде карт / схем (в графической форме) и

определяющая архитектурные, функционально-

технологические, конструктивные и инженерно-

технические решения для обеспечения строительства

Объекта и/или его частей, а также результаты Изы-

сканий, утвержденные Заказчиком и получившие (ес-

ли это необходимо в силу Применимого Права) поло-

жительное заключение в результате проведения экс-

пертиз и согласований компетентных Государствен-

ных органов.


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

КИУМ Коэффициент использования установленной мощности

КМ Конструкции металлические

КМД Конструкции металлические деталировочные

КРУЭ Комплектное распределительное устройство элегазового типа

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


Аббревиатура сокращения

Определение (понятие, наименование) сокращения

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

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


1 АННОТАЦИЯ

В настоящем отчете рассмотрена проектная документация титулу «ВЛ 500 кВ

Ростовская АЭС – Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линей-

ная ячейка 500 кВ)» для проведения публичного технологического и ценового ау-

дита (ТЦА) на основании договора №108 от 06.12.2014г. Отчет разработан в соот-

ветствии с ТЗ, которое является приложением к договору.

Целью ТЦА является подтверждение эффективности Инвестиционного про-

екта по критериям экономической и технологической целесообразности и разра-

ботка предложений по повышению эффективности Инвестиционного проекта.


2 ОСНОВАНИЯ И ПРЕДПОСЫЛКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Основанием для выполнения проектной документации являются следующие

документы:

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на период 2010-2014 годы;

Корректировка схемы выдачи мощности Ростовской АЭС и разработка

средств системного управления в связи с вводом блоков 3 и 4. Разработка

схемы выдачи мощности Ростовской АЭС в связи с вводом блоков 3 и 4.

ООО «Энергосетьпроект», г. Москва 2008 г.

Задание на проектирование, утвержденное 09.03.2011г. Первым Заместите-

лем Председателя правления ОАО «ФСК ЕЭС» В.Н. Чистяковым.

2.1 ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ ОБ ОБЪЕКТАХ СТРОИТЕЛЬСТВА/ РЕКОНСТРУКЦИИ

В рамках рассматриваемого Проекта предполагается сооружение воздушной

линии электропередачи 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская с расширением ПС

500 кВ Ростовская на одну линейную ячейку 500 кВ. Линейный объект предназна-

чен для выдачи мощности Ростовской АЭС при вводе энергоблока №4, мощностью

1070 МВт в 2017г.

2.2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ СЕТИ. ПРИСОЕДИ-

НЕНИЕ ОБЪЕКТА К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

В работе использованы следующие материалы:

«Схема и программа развития Единой энергетической системы России на

2011-2017 годы», утвержденная Приказом Минэнерго России от 29.08.2011 г.

№380;

Корректировка «Генеральной схемы размещения объектов электроэнер-

гетики до 2020г. с перспективой до 2030года.», 2010 г.;

«Корректировка схемы выдачи мощности Ростовской АЭС и разработка

средств системного управления в связи с вводом блоков 3 и 4. Проект», ООО

«Институт Энергосетьпроект», 2009 г., том 1 «Разработка схемы выдачи

мощности Ростовской АЭС в связи с вводом блоков 3 и 4», инв. № 0504-09-

ПЗ- Т1/1 (изм.1), «Анализ режимов работы электрических сетей в зоне распо-

ложения Ростовской АЭС» инв. № 0504-09-Т 1.1/1;

Отчетные материалы филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга о схеме и режимах

работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2008-2011 гг.


Проведенный Аудитором анализ исходных данных подтверждает, что на мо-

мент выполнения проектной документации использование смежных работ доста-

точно для выполнения комплекса расчетов электрических режимов и проведения

обоснования строительства объектов.

В проектной документации, представленной для технологического аудита,

проведен анализ балансовой ситуации, складывающейся к моменту ввода энерго-

блока № 4 Ростовской АЭС на полную мощность (зимний максимум 2017 года),

выполнены расчеты режимов работы электрической сети напряжением 220 кВ и

выше ОЭС Юга при вводе энергоблока № 4 Ростовской АЭС и ВЛ 500 кВ Ростов-

ская АЭС – Ростовская. Проведен анализ результатов расчетов режимов для нор-

мальной схемы сети и основных ремонтных схем и определены условия выдачи

мощности Ростовской АЭС в сеть ОЭС Юга с учетом планируемого развития сети

напряжением 220 кВ и выше.

Выполнены расчеты ТКЗ в сети 110-500 кВ, прилегающей к проектируемой

электропередаче 500 кВ, и анализ соответствия отключающей способности вы-

ключателей в ОРУ 110 кВ и выше на подстанциях в прилегающей сети расчетному

уровню ТКЗ при вводе ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская и блока № 4 рос-

товской АЭС.

Для обоснования необходимости и достаточности строительства BЛ 500 кВ

Ростовская АЭС – Ростовская для выдачи мощности блока № 4 Ростовской АЭС в

проекте выполнены расчеты статической устойчивости по определению пропуск-

ной способности связей АЭС с энергосистемой (возможность выдачи мощности

АЭС во всех направлениях), а также проверка пропускной способности связей в

сечении Ростовская энергосистема (включая Ростовскую АЭС) – Ставропольская,

Кубанская энергосистемы в условиях балансового перетока мощности по сечению

Украина, Волгоград – Ростов в направлении на Ростов 180 МВт и при увеличении

перетока до 1000 МВт. В летний период для режимов максимума и минимума на-

грузок расчеты выполнены также для сечения «Украина, Волгоград – Ростов» при

выдаче мощности в Волгоградскую энергосистему и энергосистему Украины.

Выполненные расчеты показали, что без усиления связей Ростовской АЭС с

энергосистемой ко времени ввода блока № 4 не выполняется требование к схеме

выдачи мощности АЭС – обеспечивать коэффициент запаса статической устойчи-

вости не ниже 20 % при отключении одной и 8 % – при отключении двух, отходя-

щих от станции BЛ 500 кВ.

Усиление связей АЭС с энергосистемой предусматривается за счет строи-

тельства BЛ 500 кВ АЭС – ПС 500 кВ Ростовская, что обеспечит выдачу мощности

АЭС в один из наиболее крупных энергоузлов Ростовской энергосистемы и транзит

мощности через ПС 500 кВ Ростовская по BЛ 500 кВ Ростовская – Андреевская в

Кубанскую энергосистему.


Как показали выполненные расчеты строительство BЛ 500 кВ Ростовская

АЭС - Ростовская обеспечит выдачу мощности четырех блоков Ростовской АЭС в

энергосистему с коэффициентом запаса по статической устойчивости в полной

схеме не ниже 34-37 %, а при отключении любой из отходящих от АЭС В Л 500 кВ

или АТ связи 500/220 кВ - не менее 23 %.

Вывод в ремонт любой из отходящих от АЭС ВЛ 500 кВ или АТ связи 500/220

кВ не потребует снижения мощности станции.

В результате проведенного анализа результатов расчетов электрических ре-

жимов Аудитор считает, что обоснование необходимости строительства ВЛ 500 кВ

Ростовская АЭС – Ростовская и ее заход в ОРУ 500 кВ ПС 500 кВ Ростовская вы-

полнено в необходимом объеме и в соответствии с действующими НТД с учетом

схемно-режимной ситуации в энергорайоне на момент разработки проектной доку-

ментации.

При этом Аудитор обращает внимание на следующие моменты и рекоменду-

ет:

1. Выполнить корректировку расчетов электрических режимов в связи с из-

менением схемно-режимной ситуации в энергорайоне с учетом:

присоединения энергосистемы Крыма;

раздельной работы с энергосистемой Украины.

2. Предусмотренная в проекте установка УШР 500 кВ на ПС 500 кВ Ростов-

ская требует проведения дополнительных обоснований в сравнении с ус-

тановкой ШР 500 кВ. Так, расчетный срок окупаемости УШР по отноше-

нию к ШР составляет 10,1 год (при ставке дисконтирования на уровне

5%). При проведении сравнительного анализа не учтены:

возможность отключения ШР в сети 500 кВ на период минимальных

нагрузок в энергосистеме;

дополнительные затраты на обслуживание УШР и потерь электро-

энергии в его системе управления в процессе эксплуатации.

Учет данных замечаний и предложений увеличивает расчетный срок оку-

паемости дополнительных затрат УШР по отношению к затратам на ус-

тановку ШР, и, возможно, приведет к отказу от установки УШР 500 кВ в

пользу ШР 500 кВ.

3. В проекте выделяется установка УШР 500 кВ в отдельный этап после

строительства ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская. Рекомендуется

указать расчетный год ввода УШР (ШР) 500 кВ в эксплуатацию.


3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРО-ЕКТА. ЭКСПЕРТНО-ИНЖЕНЕРНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

3.1 ОЦЕНКА КАЧЕСТВА И ПОЛНОТЫ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, ИС-ПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

Основными исходными данными, использованными при разработке проект-

ной документации, являются:

задание на проектирование, утвержденное первым заместителем Председа-

теля Правления ОАО «ФСК ЕЭС» Чистяковым В.Н.;

протокол совещания по рассмотрению основных технических решений по ти-

тулу «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская с расширением ПС 500 кВ Рос-

товская (одна линейная ячейка 500 кВ)» от 04.07.2012 г.;

протокол совещания по рассмотрению и утверждению основных технических

решений по титулу: «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская с расширением

ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка 500 кВ)» от 27.08.2012 г.» г.

Москва, утвержденный Заместителем Председателя Правления - Главным

инженером ОАО «ФСК ЕЭС» А.В. Черезовым;

протокол совещания по рассмотрению и утверждению основных технических

решений по титулу: «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская с расширением

ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка 500 кВ)» от 07.11.2012г., г. Мо-

сква, утвержденный Заместителем Председателя Правления - Главным ин-

женером ОАО «ФСК ЕЭС» А.В. Черезовым;

письмо ОАО «СО ЕЭС» от 27.11.2012 №Б41-П-3-19-16116 «О рассмотрении

материалов OTP по ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская»;

схема развития ОЭС Юга на период до 2020 года (см. том 6983-1ВЛ-ПЗ-009-

09ЭСС);

отчетная документация по результатам инженерных изысканий;

Акты выбора и предварительного согласования по территории Дубовского,

Зимовниковского, Волгодонского, Константиновского, Усть-Донецкого, Ок-

тябрьского, Родионово-Несветайского и Аксайского районов Ростовской об-

ласти, утверждённые органами местного самоуправления (см. том 6983-1ВЛ-

ИД-301-01ОО1 «Отчет по результатам предварительного согласования трас-

сы ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС-Ростовская с владельцами земельных участ-

ков и местными органами власти по территории Ростовской области.»);

технические условия министерства транспорта Ростовской области №

10.31/218 от 11.06.2013 г. на размещение пересечения и параллельного про-


хождения ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС-Ростовская с автомобильными дорога-

ми общего пользования регионального и межмуниципального значения.

В том числе, состав проектной документации выполнен с учетом технических

решений следующих титулов:

«ВЛ 500 кВ Фроловская - Шахты - Ростовская с ПС 500 кВ Ростовская и рас-

ширением ПС 500 кВ Шахты», разработанного в 2007 г.;

«ВЛ 500 кВ Ростовская - Шахты с расширением ПС 500 кВ Ростовская», раз-

работанного в 2012 г.;

«ВЛ 500 кВ Ростовская - Андреевская с ПС 500 кВ Андреевская и заходами

ВЛ 220, 500 кВ и расширением ПС 500 кВ Ростовская».

В части работ по расширению ПС 500 кВ Ростовская Проектировщиком ука-

зано, что правоустанавливающие документы на земельный участок ПС 500 кВ

Ростовская в данном томе будут представлены после урегулирования вопроса За-

казчиком о выкупе прирезаемой части земельного участка к существующей ПС 500

кВ Ростовская по титулу «ВЛ 500 кВ Ростовская - Андреевская с ПС 500 кВ Андре-

евская и заходами ВЛ 220, 500 кВ и расширением ПС 500 кВ Ростовская».

Таким образом, по мнению Аудитора представленная исходно-

разрешительная документация в целом соответствует требованиям Положения о

составе разделов проектной документации и требованиям к их содержанию, ут-

вержденным постановлением Правительства РФ №87 от 16.02.2008 г., и отвечает

задачам реализации Проекта.

Вместе с этим относительно представленного в составе проектной докумен-

тации отчета по результатам инженерно-геодезических изысканий, выполненного

ОАО «Южный ИЦЭ» «Южэнергосетьпроект» в 2013 г., Аудитор отмечает следую-

щие несоответствия требованиям нормативно-технической документации, не

влияющие, однако, на возможность и качество проработки проекта и геодезическо-

го обеспечения строительства и подлежащие устранению на последующих стадиях

реализации Проекта:

отсутствуют обязательные правовые приложения к техническому заданию,

дающие основание для производства изыскательских работ на объекте (пп.

4.5, 4,13 СНиП 11-02-96);

отсутствует ведомость согласования правильности нанесения подземных

коммуникаций (п. 5.17 СНиП 11-02-96);

в качестве исходных базовых пунктов для сгущения съемочной сети, исполь-

зовались только 3 пункта ГГС, что не соответствует инструкции (ГКИНП (ОН-

ТА)-02-262-02 п.6.2.4).


3.2 ОЦЕНКА ОБОСНОВАННОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

3.2.1 ПС 500 КВ РОСТОВСКАЯ

3.2.1.1 Организация земельного участка

Существующая подстанция ПС 500 кВ Ростовская построена по рабочей до-

кументации ООО «Энерго-Юг» и введена в эксплуатацию в 2011 году. Подстанция

находится в Радионово-Несветайском районе Ростовской области в 2 км от села

Генеральское.

С севера площадка ограничена автодорогой Юдино – Генеральское, с восто-

ка – автодорогой Ростов-на-Дону – Новошахтинск, с юга крутым склоном реки Туз-

лов. На западе подстанции располагаются выгонные земли, свободные от за-

стройки.

Площадь участка в отводе - 32,58 га.

Площадь участка в ограде - 32,0 га.

В геоморфологическом отношении площадка проектируемой ПС расположе-

на на левобережной, высокой надпойменной террасе реки Тузлов.

Рельеф участка спокойный с выраженным уклоном юго-западного направле-

ния – в сторону реки Тузлов.

В объеме данного Проекта предусматривается расширение на одну линей-

ную ячейку «BЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская» в восточной части ОРУ 500

кВ, сооружение которой предусматривается на 1-м этапе строительства.

В западной части – одна ячейка с установкой УШР 500 кВ, мощностью 180

МВА, сооружение которой предусматривается на 2-м этапе строительства.

Слева от УШР предусмотрено строительство здание камеры переключения

задвижек №5 для расположения запорно-пусковых устройств автоматической сис-

темы пожаротушения.

Все проектируемые сооружения и здания размещаются в границах террито-

рии существующей ПС, на свободных от застройки площадях.

Аудитор подтверждает необходимость расширения ПС 500 кВ Ростовская

для присоединения ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская в целесообразность

ее осуществления в пределах существующей площадки подстанции.

3.2.1.2 Архитектурные решения

В объеме проекта, представленного для технологического аудита, преду-

сматривается расширение существующей ПС 500 кВ Ростовская в пределах гра-

ниц существующего ограждения. Компоновочные решения при расширении под-

станции выполнены с учетом заходов воздушных линий 500 кВ, расположением


существующего оборудования 500 кВ, 330 кВ, 220 кВ, расположением существую-

щих автотрансформаторов, внутриплощадочных автодорог и требованиями норм и

правил по размещению сооружений, условиям эксплуатационных проездов и ре-

монта оборудования.

В данном проекте предусматривается строительство капитальных строений в сле-

дующем объеме:

Расширение открытого распределительного устройства 500 кВ (ОРУ 500 кВ);

Установка шунтирующих реакторов 500 кВ (ШР 500 кВ);

Устройство кабельного хозяйства;

Здание камеры переключения задвижек № 5.

Уровень ответственности всех проектируемых зданий и сооружений по ГОСТ

Р 54257-2010:

повышенный (для ОРУ 500 кВ и четырех УШР 500 кВ);

нормальный (для Здания камеры переключения задвижек № 5).

Аудитор подтверждает целесообразность принятых архитектурных реше-

ний, включая уровни ответственности зданий и сооружений в соответствии с Фе-

деральным законом № 384-ФЗ. Аудитор подчеркивает, что решения в полной мере

соответствуют отечественным и мировым технологиям строительства с примене-

нием современных строительных материалов.

3.2.1.3 Электротехнические решения

Расширение ПС 500 кВ Ростовская предусматривается в объеме, необходи-

мом для подключения BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская и установки УШР

500 кВ с подключения его к шинам 500 кВ. При этом схемы ОРУ 330 кВ и ОРУ

220 кВ сохраняются существующими.

При расширении ПС 500 кВ Ростовская на 1-м этапе схема ОРУ 500кВ сохра-

няется существующей – «Трансформаторы–шины с присоединением линий через

два выключателя» (№ 500-15) с четырьмя подключенными ВЛ 500 кВ:

BЛ 500 кВ Шахты – Ростовская;

BЛ 500 кВ Фроловская – Ростовская с шунтирующим реактором 500 кВ;

ВЛ 500 кВ Ростовская – Андреевская;

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская

с двумя подключенными автотрансформаторными группами 500/220/10 кВ

(АТГ-1, АТГ-3).

При расширении ПС 500 кВ Ростовская на 2-м этапе схема ОРУ 500 кВ со-

храняется.


Данная схема соответствует СТО ОАО «ФСК ЕЭС» «Рекомендации по при-

менению типовых принципиальных схем распределительных устройств подстан-

ций 35-750 кВ» СТО 56947007-29.240.30.047-2010 и обеспечивает необходимую

надежность и экономичность, поскольку при отказе выключателя 500 кВ теряется

не более одной линии 500 кВ и одной из двух автотрансформаторных групп ПС 500

кВ Ростовская.

В нормальной схеме УШР 500 кВ будет подключен через выключатель к од-

ной из систем шин 500 кВ, второй выключатель для подключения УШР 500 кВ ко

второй системе шин в нормальной схеме отключен. Учитывая это, при отключении

автотрансформатора со стороны 500 кВ от действия защит АТ или шин, автомати-

чески одновременно будут отключаться четыре выключателя 500 кВ линий, отклю-

чение выключателя 500 кВ УШР 500 кВ в этом случае не предусматривается. Пе-

реключение УШР 500 кВ на работающую систему шин 500 кВ производится опера-

тивным персоналом выключателями УШР 500 кВ в течение 20 мин. в соответствии

с пунктом 5.11.17 «Правил технической эксплуатации электрических станций и се-

тей».

Аудитор, проанализировав схему принципиальную электрическую ПС 500 кВ

Ростовская и приведенные в проекте комментарии относительно подключения

УШР 500 кВ, подтверждает: принятые электротехнические решения безальтерна-

тивны и в полной мере соответствуют действующим НТД, в частности, СТО ОАО

«ФСК ЕЭС» «Схемы принципиальные электрические распределительных уст-

ройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения» СТО 5694700729.240.30.010-

2008.

Кроме того, Аудтор подтверждает, что принятые в проекте решения по изо-

ляции, защите от перенапряжения, молниезащите, заземлению, электромагнитной

совместимости полностью соответствуют действующим НТД, а компоновочные

решения оптимальным образом вписаны в существующую площадку ПС 500 кВ

Ростовская.

3.2.1.4 Расчет ТКЗ и выбор оборудования

Расчет ТКЗ на шинах ПС 500 кВ Ростовская выполнен для схемы, учитываю-

щей перспективу развития электрических сетей проектируемого района до 2020 г.

Определение технических требований к оборудованию выполнено на основании

расчетов однофазных и трехфазных токов КЗ, которые имеют следующие значе-

ния:

Таблица 3-1

Шины напряжения 500 кВ 330 кВ 220 кВ 10 кВ, шины (К6К) Ток однофазного КЗ, кА 13,55 12,12 33,9 17,44 Ток трехфазного КЗ, кА 15,99 14,14 31,78 -


Установленное в ОРУ 220 кВ и ОРУ 330 кВ ПС 500 кВ Ростовская электро-

техническое оборудование имеет отключающую способность (ток термической

стойкости) 50 кА, что в полной мере перекрывает уровень ТКЗ после ввода ВЛ

500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская.

Существующее оборудование в ОРУ 500 кВ имеет значение тока термиче-

ской стойкости не менее 25 кА. Ток термической стойкости вновь устанавливаемо-

го оборудования ОРУ 500 кВ составляет не менее 25 кА и перекрывает уровень

расчетных ТКЗ в ОРУ 500 кВ.

Аудитор особо обращает внимание при выборе оборудования ОРУ 500 кВ

на следующее:

для обеспечения успешного быстрого отключения ВЛ 500кВ Ростовская АЭС-

Ростовская линейные выключатели 500 кВ со стороны ПС 500 кВ Ростовская

должны быть оснащены устройством синхронной коммутации;

для ограничения перенапряжений при отключении управляемого шунтируще-

го реактора УШР 500 кВ и «бросков» тока намагничивания при включении

УШР 500кВ выключатели 500 кВ в цепи УШР 500 кВ должны быть оснащены

устройствами синхронной коммутации.

Аудитор подтверждает, что принятые в проекте параметры первичного

оборудования соответствуют как расчетному уровню ТКЗ, так и максимальному

расчетному рабочему току по соответствующим присоединениям.

3.2.1.5 Конструктивные и объемно-планировочные решения

Климатические характеристики площадки

Климатические характеристики площадки ПС 500 кВ Ростовская приняты по

СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия».

Расчетное значение веса снегового покрова на 1 м горизонтальной поверх-

ности земли для II снегового района - 120 кгс/м.

Нормативное значение ветрового давления для III ветрового района - 38

кгс/м2.

Нормативная толщина стенки гололеда для III района по гололедности со-

ставляет 10 мм.

Согласно СНиП 23-01-99* «Строительная климатология». Расчетная темпе-

ратура наиболее холодной пятидневки (обеспеченностью 0,92) минус 23°С. Мак-

симальная глубина промерзания грунта - 86 см.

Инженерно-геологические характеристики площадки

Существующая ПС 500 кВ Ростовская расположена на левом, высоком бере-

гу р. Тузлов, в юго-западном секторе перекрестка автодорог Ростов-Новошахтинск


и Юдино-Генеральское в пределах Родионово-Несветайского района Ростовской

области.

На севере участок подстанции примыкает к асфальтированной автодороге

Юдино-Генеральское, на востоке примыкает к асфальтированной автодороге Рос-

тов - Новошахтинск. С юга участок подстанции ограничен крутым склоном реки

Тузлов.

К специфическим грунтам относятся:

грунты насыпного слоя (мощность до 1,7 м);

почвенно-гумусированного комплекса (до 0,7 м).

Такие грунты не могут служить основанием для фундаментов проектируемых

зданий и сооружений и при строительстве должны быть полностью выбраны кот-

лованом.

В проекте отмечено, что активных геологических и инженерно-геологических

процессов на площадке ПС 500 кВ Ростовская не наблюдается.

В части ОРУ 500 кВ

Запроектированы металлические порталы и прожекторная мачта решетчатой

конструкции оцинкованные горячим способом в заводских условиях. Под каждую

ногу порталов и прожекторную мачту предусмотрены сборные железобетонные

фундаменты, устанавливаемые в открытых котлованах на щебеночную подушку

толщиной 100 мм.

Отдельно стоящие опоры под оборудование представляют собой металличе-

ские оцинкованные в заводских условиях стойки индивидуального изготовления

высотой от 2,5 м до 5,9 м с элементами для крепления оборудования. Опоры обо-

рудуются экранами биозащиты из двух уголков и решетки из круглой стали по

ГОСТ 2590-88.

Фундаменты под оборудование приняты монолитные железобетонные столб-

чатые, выполненные из бетона класса В20, W4, F150 на сульфатостойком порт-

ландцементе по ГОСТ 22266-94, устанавливаемые в отрытый котлован на бетон-

ную подготовку, толщиной 100 мм по уплотненному щебнем грунту. Размеры по-

дошвы определены в зависимости от требуемой несущей способности фундамен-

та.

В части установки ШР

Компоновочные решения установки шунтирующих реакторов выполнены с

учетом расположения существующего оборудования 500 кВ и 220 кВ, размещени-

ем проектируемых сооружений, обеспечивающим максимальную плотность за-

стройки при соблюдении технологических и противопожарных разрывов между со-

оружениями различного назначения.


Установлено три огнезащитных экрана высотой 12,8 м – железобетонные, из

сборных железобетонных плит, установленных между спаренными сборными же-

лезобетонными стойками по типовым материалам.

Фундаменты под шунтирующие реакторы запроектированы для установки

реактора на рельсы - сборные железобетонные плиты НСП-3 по серии 102 в.1 с

бетонной подготовкой, на щебеночной и песчаной подушке.

Маслоприемник шунтирующего реактора

Для предотвращения растекания масла при повреждении устанавливаемого

шунтирующего реактора предусматривается сооружение маслоприемника с отво-

дом масла.

Днище маслоприемника выполняется из монолитного железобетона на

сульфатостойком портландцементе толщиной 100 мм из бетона класса В20 по уп-

лотненному щебню пролитому битумом.

По днищу маслоприемника устраивается засыпка из промытого и просеянно-

го гравия или щебня крупностью 30-70 мм (ГОСТ 8267-93) толщиной 250 мм.

Обортовка маслоприемника выполняется из сборных железобетонных плит

ПН-2-1 по серии 3.407-102 в.1 с заделкой в подбетонку и устройством грунтовой

отмостки.

Железобетонные конструкции фундамента трансформатора, шунтирующего

реактора и маслоприемников защищаются маслостойким покрытием.

Трансформаторные опоры – одностоечные, металлические оцинкованные в

заводских условиях способом горячего цинкования. Закрепление трансформатор-

ных опор производится на четырех столбчатых сборных железобетонных фунда-

ментах, устанавливаемых в отрытых котлованах на щебеночную подготовку тол-

щиной 100 мм.

Преобразовательный блок устанавливается на опоры, представляющие со-

бой отдельно стоящие оцинкованные в заводских условиях стойки индивидуально-

го изготовления из труб с элементами для крепления оборудования. Фундаменты –

монолитные железобетонные стаканного типа с общей плитной частью под 4 стой-

ки.

Для предотвращения растекания масла при повреждении преобразователь-

ного блока шунтирующего реактора предусматривается сооружение маслоприем-

ника с отводом масла. Конструктивно маслоприемник выполнен аналогично мас-

лоприемнику самого шунтирующего реактора.

В части здания переключения задвижек №5 (проектируемого)

Конструктивно здание запроектировано одноэтажным с несущими кирпичны-

ми стенами толщиной 380 мм. Кирпичная кладка выполняется из обыкновенного


глиняного кирпича марки. Наружные стены обшиты металлическим сайдингом с

полимерным покрытием, окрашенным в корпоративные цвета, и утепленны мине-

раловатными плитами в соответствии с требованиями СНиП 23-02-2003 «Тепловая

защита зданий».

Чердачное перекрытие из сборных железобетонных многопустотных плит по

серии 1.141-1 вып.63. Кровля из профилированного настила с полимерным покры-

тием по прогонам и стропильным фермам. Водосток с кровли организованный.

Окна металлопластиковые, оборудованные защитными решетками. Наруж-

ные двери металлические. Над входом козырек из профилированного настила на

металлических стойках. Полы бетонные армированные с технологическими кана-

лом и приямком.

Фундамент ленточный из сборных бетонных фундаментных блоков по ГОСТ

13579-78 с гидроизоляцией битумной мастикой. По верху фундаментных блоков

гидроизоляция из цементно-песчаного раствора со специальными добавками тол-

щиной 30 мм. Под фундаментом устраивается щебеночная подготовка толщиной

100 мм. Глубина заложения фундаментов на отм. - 2,210 определяется глубиной

технологических каналов внутри здания.

По результатам проведенной экспертизы Аудитор констатирует, что:

компоновочные решения расширяемой части подстанции выполнены с уче-

том заходов воздушных линий 500 кВ, расположением существующего обо-

рудования 500 кВ, необходимостью перевода существующей BЛ 500 кВ Рос-

товская – Шахты в соседнюю ячейку, и размещением проектируемых соору-

жений, обеспечивающим максимальную плотность застройки при соблюде-

нии технологических и противопожарных разрывов между сооружениями

различного назначения.

компоновка и конструктивные решения ОРУ 500 кВ обеспечивают возмож-

ность проведения ремонта и технического обслуживания устанавливаемого

оборудования, а также обеспечивает подъезд передвижных лабораторий к

оборудованию для проведения профилактических работ.

предложенные в проекте архитектурные, конструктивные и объемно-

планировочные решения, включая уровни ответственности зданий и соору-

жений в соответствии с Федеральным законом № 384-ФЗ, обоснованны, це-

лесообразны и соответствуют отечественным и мировым технологиям строи-

тельства с применением современных строительных материалов.

Тем не менее Аудитор считает необходимым отметить следующее:

1. Конструктивная схема здания переключения задвижек №5 выбрана проекти-

ровщиком без предварительного анализа снижения проектной-сметной стои-

мости строительства данного сооружения. Выполнение несущих стен в виде


каменной кладки толщиной 380 мм влечет увеличение трудозатрат на вы-

полнение фундаментного основания. Выполнение чердачного перекрытия из

ж/б плит для обеспечения требуемой огнестойкости конструкций помещения

камеры переключения задвижек №5 влечет к увеличению трудозатрат по

устройству кровли здания.

В связи с этим Аудитор предлагает выполнить каркас здания по рамно-

связевой схеме из металлоконструкций, стеновое и кровельное ограждение –

сэндвич-панели, фундамент – свайное основание с цокольными монолитны-

ми ж/б балками. Требуемую огнестойкость несущих металлоконструкций

обеспечить нанесением огнезащитных покрытий;

2. принцип выполнения фундамента под прожекторную мачту выбран без пред-

варительного анализа снижения проектно-сметной стоимости строительства.

В связи с этим Аудитор предлагает фундамент прожекторной мачты преду-

смотреть в виде монолитной конструкции, выполняемой в условиях строи-

тельно-монтажной площадки;

3. принцип выполнения конструкций ростверка модульного здания для установ-

ки аппаратуры связи и телемеханики выбран без предварительного анализа

снижения проектно-сметной стоимости строительства.

В связи с этим Аудитор предлагает выполнить опирание блок-модулей на

монолитный ж/б пояс, опирающийся на монолитную ж/б плиту.

3.2.2 ВЛ 500 КВ РОСТОСКАЯ АЭС- ПС 500 КВ РОСТОВСКАЯ

3.2.2.1 Выбор трассы ВЛ 500 кВ

Трасса ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская проложена по территории

Дубовского, Зимовниковского, Волгодонского, Константиновского, Усть-Донецкого,

Октябрьского, Родионово-Несветайского и Аксайского районов Ростовской облас-

ти, в зоне интенсивного сельскохозяйственного производства.

Для исключения взаимного пересечения BЛ 500 кВ производится перефикса-

ция присоединений на ОРУ 500 кВ Ростовской АЭС:

выход BЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Ростовская в соответствии с «Главной

схемой электрических соединений Ростовской АЭС с пуском блока №4» пре-

дусматривается из ячейки №14 ОРУ 500 кВ Ростовской АЭС, с использова-

нием действующего участка BЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты, на выходе

из ОРУ 500 кВ до ПППГ-3;

существующая ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты переключается в ячейку

№ 17, для чего предусматривается строительство нового захода BЛ 500 кВ

Ростовская АЭС - Шахты, от ПППГ-3 до ОРУ 500 кВ, с использованием пятого

резервного выхода в южном направлении.


Также для исключения взаимного пересечения BЛ 500 кВ предусмотрено

строительство нового участка ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты, в районе г.

Усть-Донецк. Для этих целей выделены следующие пусковые комплексы («этапы

строительства» в соответствии с требованиями Градостроительного кодекса РФ):

Первый пусковой комплекс: строительство нового захода BЛ 500 кВ Ростов-

ская АЭС - Шахты в ячейку №17 ОРУ 500 кВ Ростовской АЭС;

Второй пусковой комплекс: строительство нового участка BЛ 500 кВ Ростов-

ская АЭС - Шахты в районе г. Усть-Донецк;

Третий пусковой комплекс: строительство ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Рос-

товская.

Аудитор подтверждает целесообразность предложенных в проекте реше-

ний по организации перефиксации проектируемой ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС –

Ростовская и существующей ВЛ 500 кВ Шахты – Ростовская при заходе на ОРУ

500 кВ Ростовской АЭС и в районе г. Усть-Донецк с целью исключения их взаимно-

го пересечения.

Длина трассы нового захода ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты в ячейку

№17 ОРУ 500 кВ Ростовской АЭС (первый пусковой комплекс) составила 46,185 км

при длине воздушной прямой 24,353 км. Удлинение, таким образом, по отношению

к воздушной прямой составило 89,6%.

Длина трассы нового участка В Л 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты в районе

г. Усть-Донецк составила 13,082 км при длине воздушной прямой 9,419 км. Удли-

нение, таким образом, по отношению к воздушной прямой составило 38,9%.

Длина участка трассы ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская составила

238,574 км при длине воздушной прямой 197,951 км.Удлинение, таким образом, по

отношению к воздушной прямой составило 20,5%.

Аудитор подтверждает предлагаемый итоговый вариант трассы ВЛ 500 кВ

представленный в проекте. При этом удлинение трассы по отношению к воздуш-

ной прямой составляет порядка 24% и не превышает аналогичных среднестати-

стических показателей для ВЛ класса напряжения 220 кВ и выше, проходящих по

территории Ростовской области.

Транспортные условия на трассе проектируемой ВЛ 500 кВ достаточно бла-

гоприятные. Разгрузка материалов и строительных конструкций, поступающих по

железной дороге, возможна на станциях Волгодонск, разъезд Саловский, Усть-

Донецкая, Каменоломни Северо-Кавказской железной дороги.

Трасса проектируемой BЛ 500 кВ проложена в местности обеспеченной зна-

чительным количеством автодорог с твердым покрытием и грунтовых.


Основными транспортными магистралями района проложения трассы явля-

ются:

автодорога Волгодонск - Дубовское;

автодорога Ростов - Волгодонск;

автодорога Цимлянск - Лозоновская;

автодорога Шахты - Цимлянск;

автодорога Николаевская - Белянская;

автодорога Апаринский - Кочетовская;

автодорога Новочеркасск - Каменоломни;

автомагистраль М-4 «Дон»;

автодорога Родионово-Несветайская - Новочеркасск;

автодорога Ростов - Новошахтинск;

автодорога Генеральское - Юдино.

Также для доставки строительных конструкций на отдельные участки трассы

проектируемой BЛ могут быть использованы полевые дороги и автодороги с гра-

вийным покрытием.

Кроме дорог, по трассе BJT имеется большое количество грунтовых дорог,

проезжих в сухое время года.

Аудитор отмечает удачный выбор трассы ВЛ 500 кВ, проходящей в районах

с развитой дорожной сетью, что в итоге ведет к минимуму затрат на транспорти-

ровку строительных конструкций и сооружение дорог.

3.2.2.2 Климатические условия по трассе

Нормативные климатические условия по трассе, принятые в проекте с учетом

пусковых комплексов (ПК), приведены ниже:

среднегодовая температура воздуха 10°С;

абсолютный минимум температуры воздуха минус 35°С;

абсолютный максимум температуры воздуха 40°С;

температура воздуха при гололеде минус 5°С;

среднегодовое количество осадков 390-540мм;

преобладающие направления ветров северо-восточное, восточное.

расчетная температура воздуха наиболее холодной пятидневки (0,98):

1ПК: ПС Ростовская АЭС – уг.22 минус 25°С;

2ПК: уг.1– уг.17 - минус 24°С;

3ПК: уг.1– уг.16 - минус 25°С;


уг.16 – уг.24 - минус 22°С;

уг.24 – уг.40 - минус 24°С;

уг.40 – ПС Ростовская - минус 23°С.

1ПК: ПС Ростовская АЭС - уг. 22 - район с умеренной пляской проводов;

2ПК: уг.1 – уг.17- район с интенсивной пляской проводов;

3ПК: уг.1 – уг.12 - район с умеренной пляской проводов;

уг.12 – ПС Ростовская - район с интенсивной пляской проводов.

Согласно региональных карт Ростовской области:

1. Продолжительность гроз:

1ПК: ПС Ростовская АЭС - уг. 22 - 40-60 часов;

2ПК: уг.1 – уг.17- 60-80 часов

3ПК- уг.1 – уг.25- 40-60 часов

уг.25 – уг.45 – 60-80 часов

уг.45 – ПС Ростовская – 40-60 часов

2. Повторяемость числа дней с грозой - 30-40.

3. Район по ветровой нагрузке - III - максимальная скорость ветра 32м/с, нор-

мативный скоростной напор 650Па.

4. Максимальная скорость ветра при гололеде - 16м/с, нормативный скорост-

ной напор 160Па.

5. Район по гололеду и нормативная толщина стенки гололеда:

1ПК: ПС РоАЭС – уг.22 - III толщина стенки гололеда 20 мм

2ПК: уг.1– уг.17 - III толщина стенки гололеда 20 мм

3ПК: уг.1– уг.29 - III толщина стенки гололеда 20 мм

уг.29 – ПС Ростовская - IV толщина стенки гололеда 25 мм

6. Тип местности по трассе BЛ 500 кВ - «А». Преобладающее направление

ветра - восточное.

7. Коэффициенты надежности по ответственности:

по ветру – 1,1;

по гололеду – 1,3.

8. Региональные коэффициенты:

по ветру – 1,0;

по гололеду – 1,0.

3.2.2.3 Инженерно-геологические условия по трассе

В силу большой протяженности трассы ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростов-

ская в составе настоящего заключения данные об инженерно-геологических усло-

виях трассы по всей ее длине приводить нецелесообразно. При этом проведенный

анализ показывает, что в проекте данные по инженерно-геологическим изыскания

приведены в полном соответствии с действующими НТД.


Стоит отметить, что в целом инженерно-геологические условия полосы про-

хождения трассы проектируемой ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская удовле-

творительные. Категория сложности инженерно-геологических условий - вторая

(средней сложности) и третья (сложная), согласно Приложению Б СП 11-105-97.

Третья категория сложности принимается на участках, сложенных специфически-

ми и слабыми грунтами, а также на подтопленных участках трассы BЛ 500 кВ.

3.2.2.4 Особенности прохождения трассы ВЛ 500 кВ

Основываясь на письме ОАО «ФСК ЕЭС» № ЧА/161/1646 от 22.10.12 г. «О

конструктивных решениях по BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская» на новом

заходе BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты (47 км) предусмотрен минимальный

вертикальный габарит от проводов до земли 12,0 м, что не противоречит нормам

ПУЭ по минимальному габариту от провода ВЛ 500 кВ до земли.

При этом Аудитор подтверждает целесообразность предложенное в проек-

те увеличение минимального габарита от провода до земли (с 8 м до 12 м) по тре-

бованию эксплуатирующей организации с целью недопущения возникновения тех-

нологических нарушений по причине возникновения низовых пожаров на указан-

ном участке трассы ВЛ 500 кВ, прилегающего к Ростовской АЭС.

Значительная часть трассы проектируемой ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС –

Ростовская проходит в IV районе по гололеду (расчетная толщина стенки гололеда

25 мм), поэтому на рассматриваемой BЛ предусматривается плавка гололеда на

проводах и грозозащитных тросах. Плавка гололеда осуществляется от ПС 500 кВ

Ростовская и от РП 220 кВ Волгодонск. Для этих целей в рамках данного титула

предусмотрено сооружение переходного пункта плавки гололеда ПППГ-3, а также

закорачивающих пунктов плавки гололеда ЗКРП1 и ЗКРП2.

Аудитор подтверждает необходимость организации плавки гололеда на

проводах и грозозащитных тросах ВЛ 500 кВ с целью повышения надежности ра-

боты линейного объекта, однако отмечает, что проведение правки гололеда соз-

дает дополнительные трудности организационно-технического характера и приво-

дит к дополнительным затратам на эксплуатацию.

3.2.2.5 Проект полосы отвода

Выполненный Аудитором анализ проекта полосы отвода по всей длине трас-

сы показывает, что данный раздел проектной документации разработан в полном

соответствии с требованиями Постановления Правительства РФ № 87 от

16.02.2008 и, в частности, содержит:

характеристику трассы ВЛ 500 кВ (описание рельефа местности, климатиче-

ских и инженерно-геологических условий, опасных природных процессов,


растительного покрова, естественных и искусственных преград, существую-

щих, реконструируемых, проектируемых, сносимых зданий и сооружений);

расчет размеров земельных участков, предоставленных для размещения ли-

нейного объекта;

перечни искусственных сооружений, пересечений, примыканий, включая их

характеристику, перечень инженерных коммуникаций, подлежащих переуст-

ройству;

описание решений по организации рельефа трассы и инженерной подготовке

территории;

сведения о радиусах и углах поворота, длине прямых и криволинейных уча-

стков, продольных и поперечных уклонах, преодолеваемых высотах;

обоснование необходимости размещения объекта и его инфраструктуры на

землях сельскохозяйственного назначения, лесного, водного фондов, землях

особо охраняемых природных территорий;

топографическую карту-схему с указанием границ административно-

территориальных образований, по территории которых планируется провести

трассу ВЛ 500 кВ;

план и продольный профиль трассы с инженерно-геологическим разрезом с

указанием пикетов, углов поворота, обозначением существующих, проекти-

руемых, реконструируемых, сносимых зданий и сооружений, трасс сетей ин-

женерно-технического обеспечения, сопутствующих и пересекаемых комму-

никаций;

план трассы с указанием участков воздушных линий связи и участков ка-

бельных линий связи.

3.2.2.6 Технологические и конструктивные решения

3.2.2.6.1 Провода и грозозащитные тросы На ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская принята конструкция фазы про-

водов - 3хАС300/66 суммарным сечением 354,3 мм2 по ГОСТ 839-80, удовлетво-

ряющая требованиям ПУЭ-7.

Грозозащита проводов BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская на всем про-

тяжении осуществляется с помощью подвески двух грозозащитных тросов по всей

длине BЛ. В качестве одного из грозозащитных тросов принимается волоконно-

оптический кабель марки OKГTc-1-24(G.652)-13,3/96.

Для реализации схемы плавки гололеда на грозотросах BЛ 500 кВ в качестве

второго троса, с близкими к ОКГТ физико-механическими характеристиками, под-

вешивается грозотрос без встроенного волоконно-оптического кабеля типа ГТ-

13,3/96.


На новом заходе ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС - Шахты и на новом участке BЛ

500 кВ Ростовская АЭС – Шахты в районе г. Усть-Донецк марка провода и троса

выбрана аналогично существующей BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты. Прини-

мается конструкция из 3-х проводов в фазе, сечением 375,1 мм2, провод марки АС

330/43 по ГОСТ 839-80. В качестве 2-х грозозащитных тросов, принят провод мар-

ки АЖС70/39 (ТУ 16-705.183-81), сечением 104,7 мм2.

Аудитор констатирует, что на этапе принятия основных технических реше-

ний было проведено технико-экономическое сравнение варианта применения про-

вода АС 300/66 и компактированного провода АСк2у 300/66, который показал, что

подвеска последнего нецелесообразна в силу его высокой стоимости (порядка

170% по отношению к проводу АС 300/66).

Аудитор также отмечает, что поскольку расчетная токовая нагрузка (при

выборе сечения провода) такова, что выбор сечения осуществлялся не по условию

нагрева проводов, а по условиям короны и радиопомех, то, учитывая существую-

щий уровень цен на проводниковую продукцию, оптимальным является примене-

ние провода марки АС 300/66 по ГОСТ 839-80.

Аудитор считает, что принятые в проекте решения в части подвески прово-

дов и грозозащитных тросов (ОКГТ) абсолютно обоснованы как с технической, так

и с экономической точек зрения.

3.2.2.6.2 Изоляция и арматура, защита от перенапряжений и заземляющие уст-ройства На ВЛ 500 кВ предусмотрено применение стеклянных изоляторов, что не

противоречит требованиям ПУЭ. Расчет количества изоляторов в гирляндах вы-

полнен с учетом требований ПУЭ и эффективной длины пути утечки.

Поддерживающие зажимы для проводов – глухого типа, натяжные, соедини-

тельные и шлейфовые зажимы – спирального типа. Кроме того, в поддерживаю-

щих зажимах гирлянд предусматривается установка защитных протекторов, при-

менение которых позволит снизить изгибающие деформации за счет увеличения

жесткости провода и увеличить его усталостную стойкость при длительной экс-

плуатации.

Поскольку трасса ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская на всем своем

протяжении проходит по районам с толщиной стенки гололеда не менее 20 мм и

на значительном протяжении проходит по районам с интенсивной пляской прово-

дов, Аудитор считает оправданным принятые в проекте решения по применению

демпферных трехлучевых распорок-гасителей ЗРГД, снижающих риск поврежде-

ния проводов расщепленной фазы в результате субколебаний.


Защита проектируемой BЛ 500 кВ от прямых ударов молнии осуществляется

подвеской двух грозозащитных тросов (ГТ 13,3/96 и ОКГТ-с-1- 24(G.652)-13,3/96) по

всей длине линии.

Защита изоляции от обратных перекрытий осуществляется путем заземле-

ния всех опор.

Заземление и присоединение заземляющих устройств к опорам осуществля-

ется по типовому проекту института «Энергосетьпроект», «Заземляющие устрой-

ства опор BЛ 35-750 кВ» № 3602тм. Заземление промежуточных опор выполняется

вертикальными электродами по 5 м и протяженными заземлителями длиной по

5 м, 10 м, 15 м из круглой неоцинкованной стали диаметром 16 мм в зависимости

от эквивалентного удельного сопротивления грунта. Горизонтальные заземлители

приняты также из круглой неоцинкованной стали диаметром 16 мм в связи с агрес-

сией грунтов к металлу. Заземление анкерно-угловых трехстоечных опор выпол-

няется с помощью перемычек между стойками из круглой стали диаметром 16 мм

в комбинации с вертикальными или протяженными заземлителями. Вследствие то-

го, что на фундаментах выполнена гидроизоляция полимерным покрытием, есте-

ственная проводимость фундаментов не учитывается.

Аудитор подтверждает, что принятые проектные решения по изоляции, ли-

нейной арматуре, заземляющим устройствам и защите от перенапряжений в пол-

ной мере соответствуют требованиям действующих НТД.

3.2.2.6.3 Опоры В качестве промежуточных опор приняты многогранные металлические двух-

стоечные опоры портального типа 2МП500-ЗВ, выполненные на основании проекта

20017 тм, разработанного ОАО «СевЗап НТЦ».

На стесненных участках трассы (балки, овраги и т.п.), где требуется увеличе-

ние пролета, в качестве промежуточных устанавливаются металлические свобод-

ностоящие решетчатые опоры типа Р2 с подставками +5м, +10м.

В качестве анкерно-угловых приняты унифицированные 3-х стоечные метал-

лические решетчатые опоры типа УС500-3, выполненные на основании типового

проекта 3.407.2-160. Для получения повышенных габаритов на переходах через

инженерные сооружения и над пересечениями и над землей опоры устанавлива-

ются с подставками +5м, +13м.

Нагрузки при проверочных расчетах опор BЛ 500 кВ в соответствии с ПУЭ,

пункт 2.5.59 приняты с коэффициентом надежности по ответственности 1,1, что

соответствует принятому повышенному уровню ответственности по Техническому

регламенту о безопасности зданий и сооружений по ФЗ №384 от 30.09.2009.

По результатам выполненных расчетов опор 2МП500-ЗВ в нормальных и

аварийных режимах, определены максимальные напряжения в проводе и тросе, а


также величины пролетов в разных климатических районах с учетом габарита до

земли 8 м.

По результатам проведенного анализа данного раздела проектной докумен-

тации Аудитор обращает особое внимание, что на этапе принятия основных тех-

нических решений было проведено технико-экономическое сопоставление вариан-

тов с различными типами промежуточных опор, которое показало: сметная стои-

мость варианта строительства ВЛ 500 кВ с применением многогранных опор пре-

вышает стоимость строительства с применением решетчатых опор на оттяжках

(например, типа ПП500-3) не менее, чем на 5%, что соответствует существующей

практике электросетевого строительства последних лет: стоимость строительства

ВЛ с применением стальных многогранных опор с увеличением класса напряже-

ния, как правило, превышает стоимость строительства ВЛ с применением решет-

чатых опор.

Таким образом, Аудитор отмечает, что применение в качестве массовой

промежуточной стальной многогранной опоры типа 2МП500-3В требует дополни-

тельного обоснования в прокте, поскольку данное решение ведет к увеличению

сметной стоимости строительства ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская.

В проекте для опоры 2МП500-3В приведены величины ветрового и весового

пролетов в разных климатических районах, однако не указаны величины габарит-

ного пролета. Таким образом, не представляется возможным выполнить оценку

выбранного типа промежуточной опоры 2МП500-3В для конкретных условий трас-

сы (на участке с габаритом 8,0 м).

Кроме того, Аудитор отмечает, что промежуточная стальная многогранная

опора типа 2МП500-3В изначально оптимально запроектирована для применения

на ВЛ 500 кВ с минимальным габаритом от провода до земли 8,0 м. Поскольку на

участке трассы ВЛ 500 кВ существует участок, на котором предусмотрен мини-

мальный вертикальный габарит от проводов до земли равный 12,0 м, то решение о

применении опоры 2МП-500 требует дополнительных обоснований.

Аудитор рекомендуется выполнить доработку конструкциии опоры 2МП500-

3В под конкретные условия трассы (минимальный габарит 12,0 м) либо выполнить

разработку новой конструкции опоры, что позволит снизить стоимость строитель-

ства ВЛ 500 кВ на участке трассы длиной 47 км.

3.2.2.6.4 Фундаменты В рамках проектной документации, представленной для технологического ау-

дита, для закрепления опор в грунте принято решение применять под промежуточ-

ные многогранные опоры сваи-оболочки. Стойки промежуточных многогранных ме-

таллических опор 2МП500-ЗВ устанавливаются в пробуренный котлован на сваю-

оболочку диаметром 0,72м, толщиной 12 мм, длиной 5,5м; 6,5м; 7,5м и 8,5м в за-


висимости от несущей способности грунта основания. Пространство между стен-

ками котлована и фундаментом, а также внутренняя часть оболочки заполняются

цементно-песчаной смесью составом 1:20 с тщательным уплотнением, либо бето-

нируются. Вокруг стоек устраивается отмостка из перемятой глины.

Закрепление свободностоящих металлических анкерно-угловых опор в сухих

грунтах осуществляется при помощи сборных железобетонных фундаментов с на-

клонными стойками и пригрузочными плитами.

Закрепление свободностоящих металлических анкерно-угловых опор и про-

межуточных опор Р2, на участках, где глубина заложения грунтовых вод находится

в пределах от 0 до 1,5 м, осуществляется при помощи забивных унифицированных

железобетонных свай, куста свай с унифицированными металлическими или раз-

работанными монолитными железобетонными ростверками.

Затопление конструкций ВЛ наблюдается на участках трассы только в период

весеннего половодья являясь сезонным и непродолжительным явлением, при ко-

тором наблюдаются незначительные скорости течения воды на пойме, отсутству-

ют русловые деформации и попеременное замораживание и оттаивание воды,

способное снизить прочность или привести к разрушению конструкций. В связи, с

чем дополнительная защита опор и фундаментов не требуется.

Аудитор подтверждает целесообразность предлагаемых в проекте решений

по закреплению решетчатых анкерно-угловых опор и ряда промежуточных решет-

чатых опор на сборных железобетонных фундаментах, а на участках с высоким

уровнем грунтовых вод – на забивных железобетонных сваях. При этом Аудитор

отмечает, что в проекте при закреплении конструкций опор типа 2МП500-3В пред-

ложен достаточно трудоемкий и сложно контролируемых надзорными органами

буроопускной способ погружения свай оболочек в грунт.

В связи с этим Аудитор рекомендует дополнительно рассмотреть варианты

применения фундаментных конструкций, таких как, металлические сваи-оболочки с

винтовой лопастью и винтовые сваи, что позволит свести к минимуму объемы

земляных работ и снизить стоимость строительства фундаментов.

3.2.2.6.5 Защита строительных конструкций от коррозии Все металлические опоры оцинковываются горячим способом с толщиной

покрытия t=60-100 мкм.

Для метизов применить горячее (с толщиной покрытия не менее 42 мкм) или

термодиффузионное (с толщиной покрытия не менее 21 мкм) цинкование.

В местах, где грунты и грунтовые воды по трассе обладают среднеагрессив-

ными свойствами по отношению к бетону и арматуре железобетонных конструк-

ций, изготовление сборных железобетонных конструкций и монолитных ростверков


принято на сульфатостойком цементе по ГОСТ 2226676 с последующим покрыти-

ем лаком ХП-734.

Антикоррозийную защиту металлических свай-оболочек в связи со среднеаг-

рессивным воздействием грунта на металл, выполнить горячецинковым покрытием

толщиной покрытия t=60-100 мкм с дополнительной защитой изоляционным по-

крытием весьма усиленного типа согласно ГОСТ 9.602-2005. В проекте принято

ленточное битумно-полимерное изоляционное покрытие, состоящее из: грунтовки

битумно-полимерной; ленты полимерно-битумной толщиной не менее 2,0 мм (в

два слоя); обертки защитной полимерной с липким слоем толщиной не менее

0,6 мм. Общая толщина покрытия должна быть не менее 4,6 мм.

При сильноагрессивном воздействии грунтов на металлические конструкции,

которое отмечается в грунтах залегающих ниже уровня подземных вод с высоким

содержанием сульфатов и хлоридов (более 5г/л), в качестве дополнительной за-

щиты от коррозии металла, принято заполнение полости сваи-оболочки бетон

марки В15.

Аудитор обращает внимание, что предлагаемые в проекте решения по за-

щите от коррозии металлических свай-оболочек основываются на требованиях

ГОСТ 9.602-2005, действие которого не распространяется на металлические шпун-

ты, сваи и т.п. сооружения, расположенные в грунтах.

При этом в проекте отмечается, что до выхода соответствующего СТО ОАО

«ФСК ЕЭС» принятый битумно-полимерный тип антикоррозионного покрытия ме-

таллических свай-оболочек должен быть уточнен в специализированной организа-

ции и представлен на согласование в ОАО «ФСК ЕЭС».

Аудитор рекомендует включить в состав материалов проектной документа-

ции официальное заключение специализированной организации, а также согла-

сующие документы от Заказчика - ОАО «ФСК ЕЭС» - по применению антикоррози-

онного покрытия металлических фундаментных конструкций (свай-оболочек).

3.2.3 ЗДАНИЯ, СТРОЕНИЯ И СООРУЖЕНИЯ, ВХОДЯЩИЕ В ИНФРАСТРУК-ТУРУ ЛИНЕЙНОГО ОБЪЕКТА

3.2.3.1 Переключательный пункт плавки гололеда (№3)

Переключательный пункт ПППГ-3 сооружается на свободной территории

возле переключательного пункта ПППГ-1, построенного по титулу «ВЛ 500кВ Вол-

годонская АЭС – Невинномысск с ПС 500кВ Невинномысск и заходами ВЛ 330 кВ.

ПППГ-3 примыкает к территории ПППГ-1 и предназначен для организации схемы

плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская. По

данному проекту существующий участок трассы ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шах-

ты в районе переключательного пункта ПППГ-1 будет использоваться для ВЛ

500кВ Ростовская АЭС - Ростовская.


Для организации плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ 500кВ Ростовская

АЭС − Ростовская, на расстоянии 50км от Ростовской АЭС, сооружается переклю-

чательный пункт плавки гололеда ПППГ-3.

Плавка гололеда на проводах проектируемой ВЛ 500 кВ предусматривается

постоянным током:

напряжением ±12 кВ со стороны выпрямительных установок РП 220 кВ Вол-

годонск на участках от переключательного пункта плавки гололеда ПППГ-3

до закорачивающих однополюсных разъединителей 500кВ, устанавливаемых

на проектируемом ЗКРП-1 и ЗКРП-2;

напряжением ±28кВ на участке от выпрямительных установок ПС 500 кВ Рос-

товская до ЗКРП-1.

Плавка гололеда на тросах предусматривается переменным током напряже-

нием 110 кВ в сторону ПС 500 кВ Ростовская до закорачивающей перемычки и на-

пряжением 32 кВ в сторону Ростовской АЭС до закорачивающей перемычки.

Питание электроприемников собственных нужд переменного тока 380/220 В

(питание и обогрев приводов устанавливаемых разъединителей 500 кВ и 110 кВ,

обогрев устанавливаемых шкафов наружной установки, наружное освещение тер-

ритории ПП ПГ-3) предусматривается от установленной на ПППГ-1 комплектной

трансформаторной подстанции типа КТПК(ВК)-25/10/0,4-93-УХЛ1, напряжением

10/0,4 кВ, мощностью 25 кВА.

3.2.3.2 Закорачивающий пункт плавки гололеда (№1)

Для организации плавки гололеда постоянным током напряжением ±28 кВ на

проводах проектируемой ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская на расстоянии

100 км от Ростовской АЭС предусматривается сооружение закорачивающего пунк-

та плавки гололеда ЗКРП-1.

Площадка ЗКРП-1 расположена в Константиновском районе Ростовской об-

ласти в 500 м севернее н.п. Правда возле проектируемой опоры Уг.20 BЛ 500 кВ

Ростовская АЭС – Ростовская.


постоянным током:

напряжением ±12 кВ со стороны выпрямительных установок РП 220 кВ Вол-

годонск на участке от переключательного пункта плавки гололеда ПП ПГ-3 до

закорачивающих однополюсных разъединителей 500 кВ, устанавливаемых

на проектируемом ЗКРП-1;

напряжением ±28кВ на участке от выпрямительных установок ПС 500 кВ Рос-

товская до ЗКРП-1.


Для питания электроприемников собственных нужд переменного тока

380/220 В, куда входят питание и обогрев приводов устанавливаемых разъедини-

телей 500 кВ, обогрев шкафов наружной установки, наружное освещение террито-

рии ЗКРП-1, нагрузки модульного здания, на ЗКРП-1 предусматривается установка

комплектной трансформаторной подстанции наружной установки (КТП) 10/0,4 кВ

мощностью 25 кВА.

3.2.3.3 Закорачивающий пункт плавки гололеда (№2)

В связи с перезаводом BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская и ВЛ 500 кВ

Ростовская АЭС – Шахты на Ростовскую АЭС для захода BЛ 500 кВ Ростовская

АЭС – Ростовская используется участок ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты. Су-

ществующий ЗКРП (далее ЗКРП-2), построенный для ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС –

Шахты, будет использоваться для организации плавки гололеда на проводах ВЛ

500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская, а для организации плавки гололеда на про-

водах ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Шахты сооружается новый ЗКРП.


постоянным током напряжением ±12 кВ со стороны выпрямительных установок РП

220 кВ Волгодонск на участках от переключательного пункта плавки гололеда ПП

ПГ-3 до закорачивающих однополюсных разъединителей 500 кВ, установленных

на ЗКРП-2.


существующего ЗКРП-2, используемого для BЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростов-

ская, осуществляется от существующего шкафа обогрева ШОВ-4, питание которо-

го в нормальном режиме предусматривается кабелем 0,4 кВ от шкафа собствен-

ных нужд модульного здания вновь сооружаемого ЗКРП для BЛ 500 кВ Ростовская

АЭС–Шахты.


вновь сооружаемого ЗКРП (питание и обогрев приводов устанавливаемых разъе-

динителей 500 кВ, обогрев устанавливаемых шкафов наружной установки, наруж-

ное освещение территории, питание собственных нужд модульного здания) преду-

сматривается от шкафа собственных нужд модульного здания, который подключа-

ется кабелем 0,4 кВ от РУ-0,4 кВ градирни Ростовской АЭС.

Аудитор констатирует, что предложенные проектные решения в части

ЗКРП-1, ЗКРП-2 и ПППГ-3 соответствуют требованиям действующих НТД и будут в

полной мере выполнять функции по обеспечению плавки гололеда на проводах и

грозозащитных тросах ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская.


3.2.4 СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

В качестве источника питания электроприемников собственных нужд на ПС

500 кВ Ростовская с учетом реализации титула «ВЛ 500 кВ Ростовская – Шахты с

расширением ПС 500 кВ Ростовская» используются пять ТСН 10/0,4 кВ мощностью

630 кВА каждый.

По проекту на первом этапе строиться линейная ячейка для подключения ВЛ

500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская, на втором этапе реализуется подключение

УШР 500 кВ к системам шин.

На ПС установлены два щита собственных нужд:

ЩСН №1 существующий производства Gutor запитан от ТСН-1, ТСН-2, ТСН-

3. Оборудование ЩСН установлено в отдельном помещении с существующем зда-

нии ОПУ 500 кВ;

ЩСН №2 запитан от ТСН-4 и ТСН-5 устанавливается в рамках проекта «ВЛ

500 кВ Ростовская – Шахты с расширением ПС 500 кВ Ростовская», для питания

хозяйственных нужд на ЩСН №2 предусмотрен отдельный фидер. Оборудование

ЩСН №2 устанавливается в ЗРУ 10 кВ №2.

В качестве источника питания электроприемников собственных нужд ячейки

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская предусматривается ЩСН №2 с подключе-

нием к резервным автоматическим выключателям. В соответствии с расчетами

мощность ТСН-4, ТСН-5 (подключены к ЩСН №2) достаточна для обеспечения на-

грузок потребителей устанавливаемых на 1-ом этапе строительства.

Часть потребителей устанавливаемых на первом этапе строительства под-

ключается к ЩСН №1 (электроприемники ЛАЗ, розеточная сеть СКС, аппаратура

связи, и пр.). В соответствии с расчетами мощность ТСН-1, ТСН-2, ТСН-3 (подклю-

чены к ЩСН №1) достаточна для обеспечения нагрузок потребителей устанавли-

ваемых на 1-ом этапе строительства.

В качестве источника питания электроприемников собственных нужд уста-

навливаемых на 2-ом этапе строительства (ячейка 500 кВ УШР 500 кВ, потребите-

ли УШР 500 кВ) предусматривается ЩСН №2 с подключением к резервным авто-

матическим выключателям. В соответствии с расчетами мощность ТСН-4, ТСН-5

(подключены к ЩСН №2) достаточна для обеспечения нагрузок потребителей ус-

танавливаемых на 2-ом этапе строительства.

В проекте приведены:

Схема организации собственных нужд на ПС 500 кВ Ростовская;

Перечень нагрузок собственных нужд 0,4 кВ, запитываемых от ЩСН №2 на 1-

ом этапе строительства;


Перечень нагрузок собственных нужд 0,4 кВ запитываемых от ЩСН №1 на 1-


Перечень нагрузок собственных нужд 0,4 кВ, запитываемых от ЩСН №2 на 2-


3.2.5 СИСТЕМА ОПЕРАТИВНОГО ПОСТОЯННОГО ТОКА

Система оперативного постоянного тока (СОПТ) смонтирована в рамках про-

екта «ВЛ 500 кВ Фроловская – Шахты – Ростовская и расширением ПС 500 кВ

Шахты».

Питание новых устройств предусматривается от резервных автоматов дан-

ной СОПТ и от шкафов оперативного тока устанавливаемых по титулу «ВЛ 500 кВ

Ростовская – Шахты с расширением ПС 500 кВ Ростовская».

Принятые проектные решения по организации системы собственных нужд,

СОПТ в части надежности, безопасности и удобства эксплуатации, как отдельных

компонентов, так и системы в целом соответствуют требованиям действующих от-

раслевых и корпоративных НТД ОАО «ФСК ЕЭС, а также СТО ОАО «ФСК ЕЭС»

«Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим

напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)» СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

Аудитор рекомендует дополнить проектную документацию информацией о

варианте подключения потребителей собственных нужд 0,4 кВ к ЩСН №1: подклю-

чение к резервным автоматическим выключателям или необходимость доуком-

плектации ЩСН №1.

3.2.6 ВЛ 500 КВ РОСТОВСКАЯ АЭС – РОСТОВСКАЯ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АПВ

В представленной для технологического аудита проектной документации

рассмотрены вопросы организации релейной защиты и автоматики проектируемой

ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС-Ростовская.

В настоящий момент на ПС 500 кВ Ростовская в рамках титула «ВЛ 500 кВ

Фроловская – Шахты – Ростовская с ПС 500кВ Ростовская и расширением ПС 500

кВ Шахты» установлен комплекс защит на базе оборудования производства ООО

НПП «Экра».

Решения рассматриваемой проектной документации скоординированы с ре-

шениями в части РЗА, реализуемыми по проектам:

«ВЛ 500 кВ Шахты – Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская», в

рамках которого на ПС 500 кВ Ростовская устанавливаются защиты ВЛ 500

кВ Ростовская – Шахты, АТГ-3, а также ДЗШ 500 кВ;


«ВЛ 500 кВ Ростовская – Андреевская с ПС 500 кВ Андреевская и заходами

ВЛ 220 кВ и ВЛ 500 кВ и расширением ПС 500 кВ Ростовская», в рамках кото-

рого на ПС 500 кВ Ростовская устанавливаются защиты ВЛ 500 кВ Ростов-

ская – Андреевская.

В проектной документации представлена информация об устройствах РЗА,

установленных на Ростовской АЭС, для защиты присоединений 500 кВ. Данный

комплекс представлен как защитами на микроэлектронной базе (серия ПДЭ-2000),

так и на микропроцессорной базе (General Electric, ООО НПП «Экра»).

В рамках аудируемого проекта на ПС 500 кВ Ростовская сооружается линей-

ная ячейка для подключения ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская и осуществ-

ляется установка УШР 500 кВ с подключением к 1 и 2 СШ 500 кВ через развилку из

выключателей.

Для защиты оборудования, устанавливаемого в рамках данного титула, ре-

комендуется применение современных микропроцессорных устройств (МП) РЗА.

На ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская (с обеих сторон) предусматрива-

ются к установке следующие устройства РЗА:

основная дифференциально-фазная защита (ДФЗ) с комплектом ступенча-

тых защит (СЗ) с организацией канала связи для ДФЗ по В.Ч. каналам и уско-

рению СЗ по каналам ВОЛС;

основная продольная дифференциальная токовая защита линии (ДЗЛ) с СЗ и

организацией канала связи по ВОЛС;

комплект резервных ступенчатых защит (КСЗ) с передачей сигналов ТО, ТУ

по ВОЛС;

автоматика управления выключателями с функциями ТАПВ, УРОВ (ОАПВ

реализуется в комплекте основных защит).

Также с обоих концов ВЛ устанавливаются РАС и ОМП. В проекте представ-

лены:

основные технические требования к комплексу РЗА ВЛ 500 кВ;

требования к устройствам РЗА предусмотренным к установке;

сравнение реализации комплексов РЗА на оборудовании разных производи-

телей отечественного и иностранного производства;

ориентировочные расчеты уставок;

схема размещения защит в сети;

схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС;

функционально-логические схемы.


Принятые проектные решения по организации системы РЗА в части надеж-

ности, безопасности и удобства эксплуатации, как отдельных компонентов, так и

системы в целом соответствуют требованиям действующих отраслевых и корпора-

тивных НТД ОАО «ФСК ЕЭС, а также СТО ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологиче-

ского проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-

750 кВ (НТП ПС)» СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

Аудитор рекомендует дополнить проектную документацию:

рассмотрением альтернативных вариантов реализации комплекса РЗА ВЛ в

соответствии с СТО ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектиро-

вания подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП

ПС)» СТО 56947007-29.240.10.028-2009: ДФЗ, КСЗ, КСЗ или ДЗЛ, КСЗ, КСЗ;

рассмотрением возможности расширения ранее установленной на ПС 500 кВ

Ростовская системы РАС;

рассмотрением целесообразности реализации устройства ОМП на волновом

принципе.

3.2.7 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИОННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ 500 КВ

В данном разделе проектной документации рассмотрены вопросы организа-

ции релейной защиты и автоматики УШР 500 кВ, устанавливаемого на ПС 500 кВ

Ростовская.

Для защиты УШР 500 кВ предусматриваются следующие устройства РЗА:

два комплекта продольной дифференциальной токовой защиты с торможе-

нием;

два комплекта поперечной дифференциальной токовой защиты;

газовая защита, действующая через оба комплекта основных токовых защит;

устройство контроля изоляции вводов 500 кв;

технологические защиты, действующие через два комплекта основных защит;

терминалы автоматики управления выключателями;

терминалы, устройства уров;

автоматика пуска установки пожаротушения;

двухступенчатая резервная токовая защита нулевой последовательности;

устройство синхронной коммутации для каждого выключателя;

защита от непереключения фаз выключателей ушр;

защита от неполнофазного режима.

защита компенсационной обмотки и обмотки управления (в составе термина-

лов основных защит);


два комплекта дифференциальной защиты ошиновки реактора.

Кроме того предусматривается панель перевода для резервной фазы УШР, а

также комплекс РЗА для защиты трансформаторно-преобразовательных блоков.

Для УШР должна быть предусмотрена регистрация аварийных событий.

В проекте рассмотрен комплекс устройств РЗА для группы шунтирующих ре-

акторов устанавливаемых на Ростовской АЭС.

В проекте представлены:

основные технические требования к комплексу РЗА УШР;

требования к устройствам РЗА УШР;

сравнение реализации комплексов РЗА на оборудовании разных производи-

телей отечественного и иностранного производства;

ориентировочные расчеты уставок;

схема размещения защит в сети;

схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС;

функционально-логические схемы.

Принятые проектные решения по организации системы РЗА в части надеж-


системы в целом соответствуют требованиям действующих отраслевых и кор-

поративных НТД ОАО «ФСК ЕЭС», а также СТО ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы техно-

логического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением

35-750 кВ (НТП ПС)» СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

Аудитор рекомендует доработать проектную документацию с учетом сле-

дующих предложений:

при описании состава защит УШР исключить смешение терминов «функция»,

«устройство» и «терминал», т.к. в одно «устройство» или «терминал» может

входить несколько «функций» (п. 2 настоящего тома). Логичнее при описании

состава защит пользоваться «функцией» защиты. Разбивка функций по тер-

миналам определяется на стадии конкурсных процедур при формировании

состава поставляемых устройств на базе того или иного производителя;

проработать вопрос расширения существующей системы РАС для регистра-

ции аварийных событий УШР.

3.2.8 ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА. ВЫБОР ПРИНЦИПОВ

В данном разделе проектной документации, представленной для технологи-

ческого аудита, рассмотрены вопросы создания, модернизации системной и ло-


кальной противоаварийной автоматики при строительстве ВЛ 500 кВ Ростовская

АЭС - Ростовская.

В Ростовской и Кубанской энергосистемах предусмотрено 4 (четыре) центра

противоаварийного управления: на ПС 500 кВ Шахты, Ростовской АЭС, ПС 500 кВ

Тихорецкая и ПС 220 кВ Афипская.

В рамках проекта выполнен анализ результатов расчетов устойчивости (ста-

тической и динамической).

В части динамической устойчивости расчеты показали, что динамическая ус-

тойчивость сохраняется при нормативных возмущениях в нормальной и ремонт-

ных схемах, а также при отказе выключателей.

Анализ результатов расчетов статической устойчивости предусматривает

корректировку алгоритмов работы следующих комплексов ПА:

ЛАДВ на ПС 500 кВ Шахты;

ЛАДВ на Ростовской АЭС;

АОПО АТ 500/220 кВ Ростовской АЭС.

В рамках проекта предусматривается установка на ВЛ следующих устройств

локальной противоаварийной автоматики:

автоматика ликвидации асинхронного режима;

устройство автоматического ограничения повышения напряжения в узлах се-

ти;

В проекте рассмотрены/представлены:

вопросы организации передачи аварийной информации;

требования к аппаратуре передачи команд ПА;

вопросы по организации системы передачи доаварийной информации;

требования к устройствам телемеханники для ПА;

общие требования к устройствам ПА;

упрощенная схема сети и расчетные условия;

схема передачи сигналов ПА по В.Ч. каналам;

перечень сигналов ТИ-ТС для ПА;

конфигурация ЛАДВ на ПС 500 кВ Шахты;

структурная схема релейной АПНУ на Ростовской АЭС;

схема размещения АЛАР и АОПН в рассматриваемом районе;

схемы размещения устройств ПА на ПС 500 кВ Ростовская и Ростовской

АЭС.


Принятые проектные решения по ПА в части надежности, безопасности и

удобства эксплуатации, как отдельных компонентов, так и системы в целом соот-

ветствуют требованиям действующих отраслевых и корпоративных НТД ОАО

«ФСК ЕЭС», а также СТО ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического проектиро-

вания подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)»

СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

Аудитор считает обоснованными принятые в проектной документации тех-

нические решения по ПА и рекомендует в проектной документации учесть сле-

дующее: в состав функции АОПН включить функцию резервирования отказа вы-

ключателей (УРОВ АОПН).

3.2.9 АИИС КУЭ

Проектной документацией, представленной для технологического аудита,

предусматривается расширение существующей системы АИИС КУЭ на ПС 500 кВ

Ростовская с организацией новых точек учета на ВЛ 500кВ Ростовская АЭС – Рос-

товская, шунтирующем реакторе 500 кВ, а так же на вводах ЗКРП и ПППГ.

В составе работ по расширению АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростовская выполня-

ется:

установка новых счетчиков учета электроэнергии;

одключение измерительных цепей счетчиков к вновь устанавливаемым в со-

ставе оборудования трансформаторам тока и напряжения. Рядом с каждым

счетчиком монтируется испытательная клеммная колодка с возможностью

пломбирования.

По результатам проведенного анализа проектной документации Аудитор

сообщает:

предусмотренные проектной документацией объемы по расширению АИИС

КУЭ ПС 500 кВ Ростовская в связи со строительством ВЛ 500 кВ Ростовская

АЭС - Ростовская обоснованы задачами реализации инвестиционного проек-

та и необходимы для обеспечения коммерческого учета электроэнергии;

принятые проектные решения по расширению АИИС КУЭ ПС 500 кВ Ростов-

ская в части надежности, защищенности, функциональной полноты, безопас-

ности и удобства эксплуатации как отдельных компонентов, так и системы в

целом соответствуют заданию на проектирование, требованиям действую-

щих отраслевых и корпоративных НТД ОАО «ФСК ЕЭС», регламентов опто-

вого рынка электроэнергии и мощности, а также Положению ОАО «Россети»

о Единой технической политике в электросетевом комплексе.


3.2.10 АСУ ТП

Проектной документацией предусмотрено расширение существующей на ПС

500 кВ Ростовская автоматизированной системы управления технологическими

процессами (АСУ ТП). Существующая АСУ ТП выполнена на базе комплекса

«Sprecher + НИИПТ», установленного по титулу «ВЛ 500 кВ Фроловская – Шахты -

Ростовская с ПС 500 кВ Ростовская и расширением ПС 500кВ Шахты», а именно

используются контроллеры SPRECON производства ЗАО «РТСофт», Скада-

система разработана и внедрена ООО «ЭнергопромАвтоматизация».

В рамках представленной для технологического аудита проектной докумен-

тации предусматривается расширение АСУ ТП в объеме контролируемого первич-

ного оборудования и интеграции смежных автономных систем (РЗА, ПА, РАС, АИ-

ИС КУЭ, СТСБ, пожаротушения). Интеграция смежных систем предусматривается

посредством цифрового протокола с установкой отдельного функционального кон-

троллера и выделенного коммутатора. При расширении АСУ ТП должна выпол-

нять те же технологические и общесистемные функции, что и первоначальная.

В проектной документации, в табличной форме, учитывая этапность разви-

тия, приведен состав контролируемого и управляемого оборудования, который со-

ответствует схеме подстанции электрической принципиальной.

Приведена информационная емкость АСУ ТП в виде перечня сигналов. Пе-

речень разработан в соответствии с действующими НТД ОАО «ФСК ЕЭС» и учи-

тывает необходимый резерв для развития. Указанный перечень необходим для

составления технико-коммерческого предложения и выбора состава оборудования

АСУ ТП.

В проектной документации приведен состав оборудования АСУ ТП в рамках

расширения, что отражено на структурной схеме АСУ ТП подстанции и в материа-

лах пояснительной записки. Предусматривается установка двух контроллеров на

линию 500кВ, одного контроллера для УШР, контроллера для сбора сигналов от

РЗА и ПА.

В рамках расширения рекомендуется использовать оборудование АСУ ТП,

аналогичное уже установленному.

В документации приведены требования к метрологическому обеспечению с

указанием перечня измерительных каналов, подлежащих калибровке, с оформле-

нием паспортов-протоколов.

Согласно материалов проектной документации в существующем здании ОПУ

зарезервированы места под размещение шкафов контроллеров АСУ ТП.

Приведен необходимый состав работ, который требуется для расширения

существующей системы.


Запроектирована возможность управления выключателями из диспетчерско-

го центра ОДУ Юга (на основании письма ОАО «СО ЕЭС»), однако данный вид

управления является не апробированным на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» и в на-

стоящее время на объектах ЕНЭС не реализуется по ряду объективных причин:

отсутствие согласованных решений по реализации технических условий организа-

ции дистанционного управления коммутационными аппаратами из диспетчерских

центров ОАО «СО ЕЭС». Данный вопрос лежит в плоскости взаимоотношения

ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «СО ЕЭС», в связи с чем Аудитор рекомендует прорабо-

тать данный вопрос в рамках разработки и согласования рабочей документации.

В августе 2014 года на основании протокола совещания и информационного

письма ОАО «ФСК ЕЭС» исключены требования по информационному взаимодей-

ствию между АИИС КУЭ и АСУ ТП на уровне подстанции, в том числе по реали-

зуемым в настоящее время проектам. Аудитор отмечает необходимость учета

данного решения на стадии разработки рабочей документации.

По результатам технологического аудита проектной документации в части

АСУ ТП можно утверждать, что принятые решения в целом соответствуют тре-бованиям действующих отраслевых и корпоративных НТД ОАО «ФСК ЕЭС», а

также Положению ОАО «Россети» о Единой технической политике в электросете-

вом комплексе.

3.2.11 СРЕДСТВА СВЯЗИ.

В рамках представленного для технологического аудита проекта предусмат-

ривается:

создание ВОЛС на ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская;

организация заходов ВОЛС;

организация В.Ч. каналов РЗ и ПА;

организация линейно-эксплуатационной связи проектируемой ВЛ 500 кВ;

организация бесперебойного питания для проектируемых средств связи.

В связи с тем, что район размещения проектируемых объектов признан рай-

оном с высоким гололедообразованием, на проектируемой ВЛ предусматривается

организация пункта плавки гололеда ПППГ №2 и закорачивающих пунктов ЗКРП-1

№3, ЗКРП-2 №3.

Управление оборудованием плавки гололеда в связи с отсутствия свободных

частот организуется по ВОЛС.

В проекте предусмотрена подвеска ВОЛС на строящуюся ВЛ 500 кВ с органи-

зацией следующих участков:

«РоАЭС – ЗКРП-2 №3» - подвеска ОКГТ на ВЛ 500 кВ, длинна 59 км;


«ЗКРП-2 №3 – ПППГ №3» - подвеска ОКГТ на ВЛ 500 кВ, длинна 50 км;

«ПППГ №3 – ЗКРП-1 №3» - подвеска ОКГТ на ВЛ 500 кВ, длинна 50 км;

«ПППГ №3 – РП 220 кВ Волгодонск» - прокладка ОКСН в грунте, длинна 2,5

км;

«ЗКРП-1 №3 – ПС 500 кВ Ростовская» - подвеска ОКГТ на ВЛ 500 кВ, длинна

180 км.

В соответствии с проектом предусматривается установка/расширение стан-

ционного оборудования ВОЛС на ЗКРП-1№3, ПППГ №2, ЗКРП-2 №3, доукомплек-

тация оборудования ВОЛС на ПС 500 кВ Ростовская, доукомплектация оборудова-

ния ВОЛС на РП 220 кВ Волгодонск, доукомлектация оборудования ВОЛС на РоА-

ЭС.

Таблица 3-2. Состав основного станционного оборудования ВОЛС.

№п.п. Состав оборудования 1 ЗКРП-1 №3

1.1 Мультиплексор транспорта STM-16 1.2 Мультиплексор доступа STM-1 2 ПППГ №3

2.1 Мультиплексор доступа STM-1 3 ЗКРП-2 №3

3.1 Мультиплексор доступа STM-1 4 Доукомплектация оборудования ВОЛС на ПС 500 кВ Ростовская

4.1 Доукомплектация мультиплексора транспорта Alcatel 1660 SM 4.2 ЗИП для мультиплексора транспорта 4.3 Доукомплектация мультиплексора доступа FOX-515 (связь) 4.4 ЗИП для мультиплексора доступа 4.5 Контрольно-измерительные приборы 5 Доукомплектация оборудования ВОЛС на РП 220 кВ Волгодонск

5.1 Доукомплектация мультиплексора транспорта Alcatel 1660 SM 5.2 Доукомплектация мультиплексора доступа FOX-515 6 Доукомплектация оборудования ВОЛС на РП 220 кВ Волгодонск

6.1 Доукомплектация мультиплексора транспорта Alcatel 1660 SM 6.2 Доукомплектация мультиплексора доступа FOX-515 (связь)

На проектируемой ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская организуются ос-

новной и резервный каналы передачи команд РЗ и ПА, ДЗЛ по проектируемым и

существующим ВОЛС с использованием мультиплексоров РЗ и ПА на ПС 500 кВ

Ростовская и Ростовской АЭС.

Таблица 3-3. Состав основного оборудования ВОЛС РЗ и ПА.

№п.п. Состав оборудования 1 ВОЛС РЗ и ПА на Ростовской АЭС

1.1 Доукомплектация мультиплексора доступа РЗ и ПА 1.2 Оборудование синхронизации ДЗЛ 2 ВОЛС РЗ и ПА на ПС 500 кВ Ростовская

2.1 Доукомплектация мультиплексора доступа РЗ и ПА 2.2 Оборудование синхронизации ДЗЛ

В проекте приведены технические требования:

к системе управления;

к параметрам оборудования ВОЛС;


к устойчивости оборудования ВОЛС к воздействию климатических и механи-

ческих факторов;

к надежности оборудования ВЛОС;

к электропитанию оборудования ВОЛС

к оборудованию синхронизации ДЗЛ по GPS.

В проекте проработаны вопросы заходов волоконно-оптического кабеля

ВОЛС на энергообъекты, предусмотрена установка системы распределенного кон-

троля температуры ОКГТ.

В проекте проработаны вопросы организации В.Ч. каналов на проектируемой

ВЛ.

В связи с отсутствием свободных частот в данном регионе предусматривает-

ся демонтаж существующих В.Ч. каналов: резервный канал ПА на ВЛ 500 кВ Не-

винномысск – Ростовская АЭС.

Для ДФЗ организовывается канал по схеме фаза-фаза с использованием фаз

«А-В». В том числе с установкой В.Ч. обработки на фазе «С».

В соответствии с расчетами организация канала для ПА без существенного

пересмотра существующих каналов не представляется возможной.

В проекте представлен перечень В.Ч. оборудования приобретаемый в рамках

данного титула.

Проектной документацией предусматривается организация линейно-

эксплуатационной связи на базе мобильной связи и носимых безлицензионных ра-

диостанций.

В части внутриобъектовой связи предлагается реализация решений с ис-

пользованием существующего оборудования с организацией локальной вычесли-

тельной сети (ЛВС) и установкой активного оборудования и оргтехники.

Для бесперебойного электропитания предусматривается установка комплек-

сов бесперебойного питания на ПППГ №3, ЗКРП-1 №3, ЗКРП-2 №3.

На ПС 500 кВ Ростовская вновь устанавливаемое оборудование запитывает-

ся от существующих систем электропитания.

Принятые проектные решения по организации средств связи в части надеж-


системы в целом соответствуют требованиям действующих отраслевых и корпора-

тивных НТД ОАО «ФСК ЕЭС», а также Положению ОАО «Россети» о Единой тех-

нической политике в электросетевом комплексе.

В целях снижения сметной стоимости строительства Аудитор рекомендует

доработать проектную документацию с учетом следующего: учитывая, что при


реализации рассматриваемого титула численность персонала на объекте не изме-

няется, предлагается исключить излишнюю комплектацию по внутриобъектовой

связи в части персональных компьютеров и МФУ.

3.2.12 ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ

В рамках проекта проведены расчеты по определению электромагнитной об-

становки для микропроцессорных устройств, устанавливаемых на ПС 500 кВ Тихо-

рецкая.

В объеме проекта предусматривается расширение ОРУ 500 кВ на 1 (одну)

линейную ячейку с установкой двух элегазовых выключателей 500 кВ, а также ус-

тановка УШР 500 кВ с резервной фазой с подключением через развилку из выклю-

чателей 500 кВ к системам шин 500 кВ.

Вновь проектируемые шкафы РЗА, ПА, АСУ ТП, АИИС КУЭ и связи разме-

щаются на резервных местах в существующем помещении РЩ здания ОПУ.

Для организации заземления в проектируемых ячейках предусматривается

использование стального прутка диаметром 18 мм, для заземляющих проводников

и экранирующих проводников в кабельных лотках предусматривается использова-

ние стали полосовой 40*5 мм.

В проекте выполнены следующие расчеты:

расчет уровней напряжений и токов промышленной частоты при коротких за-

мыканиях;

расчет уровней воздействий наведенных помех, возникающих при коммута-

циях силового оборудования и КЗ в первичных цепях;

расчет уровней воздействий помех, возникающих при КЗ из-за подъема по-

тенциала ЗУ;

расчет уровней воздействий импульсных полевых помех, возникающих при

ударах молнии;

расчет уровней воздействий импульсных перенапряжений на ЗУ, возникаю-

щих при ударах молнии;

расчет уровней воздействий магнитных полей промышленной частоты;

определение уровней электромагнитных полей РЧ диапазона;

расчет уровней воздействий импульсных магнитных полей;

обеспечение защиты от воздействий разрядов статического электричества;

обеспечение защиты от наносекундных импульсных помех;

По итогам расчетов уровни помех не превышают нормы, при этом проектом

рекомендовано:


для снижения импульсного потенциала при ударах молнии выполнить зазем-

ление второй опоры портала с молниеотводом М87;

для снижения токов в экранах контрольных кабелей от ТТ W4C выполнить

дополнительный горизонтальный заземлитель в ячейке ВЛ 500 кВ Ростов-

ская АЭС – Ростовская;

от оборудования ТТ, ТН, ЭВ рекомендуется выполнять по два заземляющих

проводника в разные стороны;

экраны контрольных кабелей заземлять с двух сторон с использованием спе-

циальных зажимов или гибких проводников сечением не менее 2,5 мм2 длин-

ной не более 25 см;

установить не менее одного вертикального электрода диаметром 18 мм

длинной 5 м на каждом направлении, на расстоянии не менее длинны элек-

трода от места присоединения к магистрали заземления стойки с молниеот-

водом.

В составе проекта представлены следующие графические материалы:

расчетные схемы ЗУ ОРУ 500 кВ;

трехмерный вид расчетной схемы ЗУ;

По результатам проектного обследования электромагнитной обстановки при-

нятые проектные решения и рекомендации по обеспечению ЭМС МП аппаратуры в

части надежности, безопасности и удобства эксплуатации, как отдельных компо-

нентов, так и системы в целом соответствуют требованиям действующих НТД, в

том числе СТО 56947007-29.240.10.028-2009 (НТП ПС).

Вместе с тем Аудитор рекомендует в проектной документации привести

требования к заземлению шкафов с МП аппаратурой.

3.3 ОЦЕНКА СООТВЕТСТВИЯ ПРИНЯТЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕ-НИЙ ДЕЙСТВУЮЩИМ У ЗАКАЗЧИКА И В РОССИИ НОРМАМ И

СТАНДАРТАМ, А ТАКЖЕ СОВРЕМЕННОМУ МЕЖДУНАРОД-НОМУ УРОВНЮ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИЙ

В основном в рассматриваемой проектной документации применены техни-

ческие решения, которые соответствуют действующей НТД РФ, требованиям дей-

ствующих отраслевых и корпоративных стандартов ОАО «ФСК ЕЭС», регламентов

оптового рынка электроэнергии и мощности, а также Положению ОАО «Россети» о

Единой технической политике в электросетевом комплексе.


3.4 ВОЗМОЖНОСТИ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ ТЕХНИЧЕ-

СКИХ РЕШЕНИЙ

В результате анализа принятых технических решений по проекту Аудитором

выявлен ряд рекомендаций по их оптимизации, а именно:

1 для обеспечения успешного быстрого отключения ВЛ 500кВ Ростовская АЭС-

Ростовская линейные выключатели 500 кВ со стороны ПС 500 кВ Ростовская

должны быть оснащены устройством синхронной коммутации;

2 для ограничения перенапряжений при отключении управляемого шунтирую-

щего реактора УШР 500 кВ и «бросков» тока намагничивания при включении

УШР 500кВ выключатели 500 кВ в цепи УШР 500 кВ должны быть оснащены

устройствами синхронной коммутации

3 конструктивная схема здания камеры переключения задвижек №5 выбрана

проектировщиком без предварительного анализа снижения проектно-сметной

стоимости строительства данного сооружения. Выполнение несущих стен в

виде каменной кладки толщиной 380 мм влечет увеличение трудозатрат на

выполнение фундаментного основания. Выполнение чердачного перекрытия

из ж/б плит для обеспечения требуемой огнестойкости конструкций здания

камеры переключения задвижек №5 влечет к увеличению трудозатрат по

устройству кровли здания.

Аудитор рекомендует выполнить каркас здания камеры переключения за-

движек №5 ПС 500 кВ Ростовская по рамно-связевой схеме из металлоконст-

рукций, стеновое и кровельное ограждение – сэндвич-панели, фундамент –

свайное основание с цокольными монолитными ж/б балками. Требуемую ог-

нестойкость несущих металлоконструкций обеспечить нанесением огнеза-

щитных покрытий;

4 фундамент вновь устанавливаемой на ПС 500 кВ Ростовская прожекторной

мачты предусмотреть в виде монолитной конструкции, выполняемой в усло-

виях строительно-монтажной площадки;

5 в связи с выбором принципа выполнения конструкций ростверка модульного

здания для установки аппаратуры связи и телемеханики на ПС 500 кВ Рос-

товская без предварительного анализа снижения проектно-сметной стоимо-

сти строительства выполнить опирание блок-модулей на монолитный ж/б по-

яс, опирающийся на монолитную ж/б плиту.

6 выполнить доработку конструкции промежуточной стальной многогранной

опора типа 2МП500-3В, оптимально запроектированной для применения на

ВЛ 500 кВ с минимальным габаритом от провода до земли 8,0 м, под кон-

кретные условия трассы (минимальный габарит 12,0 м) либо выполнить раз-


работку новой конструкции опоры, что позволит снизить стоимость строи-

тельства ВЛ 500 кВ на участке трассы длиной 47 км;

7 дополнительно рассмотреть варианты применения металлических свай-

оболочек с винтовой лопастью и винтовых сваи в качестве фундаментных

конструкций под опоры ВЛ, что позволит свести к минимуму объемы земля-

ных работ и снизить стоимость строительства фундаментов;

8 дополнить проектную документацию:

рассмотрением следующих альтернативных вариантов реализации

комплекса РЗА ВЛ 500 кВ в соответствии с СТО ОАО «ФСК ЕЭС»

«Нормы технологического проектирования подстанций переменного

тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)» СТО 56947007-

29.240.10.028-2009: ДФЗ, КСЗ, КСЗ или ДЗЛ, КСЗ, КСЗ;

рассмотрением возможности расширения ранее установленной на ПС

500 кВ Ростовская системы РАС;

рассмотрением целесообразности реализации устройства ОМП на

волновом принципе.

Указанные выше предложения по оптимизации, при наличии соответствую-

щей возможности и технологических обоснований, позволят сократить капиталь-

ные затраты на строительство и сократить срок строительства некоторых зданий,

без ухудшения отдельных технических характеристик проекта. Однако в этом слу-

чае потребуется корректировка проектной документации и повторное прохождение

ее Государственной экспертизы, что, очевидно, связано с дополнительными фи-

нансовыми и временными затратами.

Аудитор отмечает невозможность приведения уточненных стоимостных по-

казателей по предложенным мерам оптимизации проекта ввиду:

необходимости предварительного проведения Проектировщиком по отдель-

ным рекомендациям Аудитора дополнительных проектно-тенических прора-

боток;

необходимостью повторного/дополнительного выполнения сравнительных

сметных расчетов, связанного с дополнительными временными затратами на

запрос у производителей/поставщиков текущей стоимости предполагаемых к

использованию в рамках оптимизационных решений оборудования и мате-

риалов, а также на неповредственное выполнение расчетов.


4 ПОДГОТОВКА ЭКСПЕРТНОГО МНЕНИЯ О ЦЕЛЕСООБ-РАЗНОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕК-ТА, ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕ-СКИХ РЕШЕНИЙ

Основываясь на результатах проведенного анализа следующих материалов,

использованных при подготовке проектной документации:

«Схемы и программа развития Единой энергетической системы России на

2011-2017 годы», утвержденная Приказом Минэнерго России от 29.08.2011 г.

№380;

Корректировка «Генеральной схемы размещения объектов электроэнер-

гетики до 2020г. с перспективой до 2030года.», 2010 г.;

«Корректировка схемы выдачи мощности Ростовской АЭС и разработка

средств системного управления в связи с вводом блоков 3 и 4. Проект», ООО

«Институт Энергосетьпроект», 2009 г., том 1 «Разработка схемы выдачи

мощности Ростовской АЭС в связи с вводом блоков 3 и 4», инв. № 0504-09-

ПЗ- Т1/1 (изм.1), «Анализ режимов работы электрических сетей в зоне распо-

ложения Ростовской АЭС» инв. № 0504-09-Т 1.1/1;

Отчетные материалы филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Юга о схеме и режимах

работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше в 2008-2011 гг.,

а также результатах оценки принятых технических и технологических решений,

Аудитор подтверждает целесообразность и необходимость реализации Про-екта строительства BЛ 500 кВ АЭС – ПС 500 кВ Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская на одну линейную ячейку, что обеспечит выдачу мощно-сти АЭС в один из наиболее крупных энергоузлов Ростовской энергосисте-мы и транзит мощности через ПС 500 кВ Ростовская по BЛ 500 кВ Ростовская – Андреевская в Кубанскую энергосистему.

Кроме того, проведенный Аудитором анализ исходных данных подтверждает,

что на момент выполнения проектной документации использование смежных ра-

бот достаточно для выполнения комплекса необходимых расчетов и проведения

обоснования строительства, а непосредственно обоснование необходимости

строительства ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская выполнено Проектировщи-

ком в необходимом объеме и в соответствии с действующими НТД с учетом схем-

но-режимной ситуации в энергорайоне на момент разработки проектной докумен-

тации.


5 ЦЕНОВОЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

5.1 АНАЛИЗ ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ ИНВЕСТИЦИОННОГО

ПРОЕКТА

К Ценовому аудиту по титулу «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская с

расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка)» была представлена

следующая документация:

Сводный сметный расчет стоимости строительства

Ведомость стоимости строительства №1

Ведомость стоимости строительства №2

Объектные сметные расчеты

Локальные сметные расчеты

Пояснительная записка с описанием методологии оценки стоимости объекта.

Затраты по проекту оценены Проектировщиком в 9 474 041,17 тыс. руб. с

НДС.

5.1.1 ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ ПРОЕКТА C ИС-ПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛОГОВ И НОРМАТИВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, АНА-ЛИЗ СООТВЕТСТВИЯ СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИНВЕСТИЦИ-ОННОГО ПРОЕКТА ПРИНЯТЫМ В РОССИЙСКОЙ И МИРОВОЙ ПРАК-ТИКЕ ЗНАЧЕНИЯМ – ПРОВЕРКА ОБЩЕЙ СТОИМОСТИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ НА ОСНОВАНИИ ОБЪЕКТОВ АНАЛОГОВ

Аудитор произвел оценку стоимости реализации проекта по титулу «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка)» на основе данных Сборника «Укрупненные стоимостные пока-

затели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ», утвержден-

ный приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 09 июля 2012 г. №385 (в редакции приказа ОАО

«ФСК ЕЭС» от 21 октября 2014 г. № 477). Расчет выполнен в базовых ценах (см.

табл. 5-1).

Аудитор отмечает, что в итоговой цене ССР существенную часть –

156 096,62 тыс. руб. в базовых ценах составляет подготовка территории строи-

тельства. При этом 74% от нее составляет проведение научно-исследовательских

археологических работ на памятниках археологии, попадающих в зону строитель-

ства. Аудитор при проведении собственного укрупненного расчета не учитывал

указанные затраты, так как данные затраты невозможно стандартизировать.

Аудитор отмечает, что практически половину стоимости одноцепных ВЛ,

рассчитанной по объектным расчетам Главы 2 ССР, составляют земляные работы,

значительная часть стоимости которых определяется транспортировкой грунта на

расстояние 100 км, что, по мнению Аудитора, не оправдано.


Таблица 5-1. Сравнение затрат на реализацию проекта по титулу «ВЛ 500 кВ Ростов-ская АЭС – Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячей-ка)» с расчетом по УПС в базовых ценах без НДС, тыс. руб.1

Объекты По ССР По ССР без 1-й главы Аудитор

Превышение (+) / Снижение (-)

тыс. руб. % Подстанционные объекты 219 315,900 218 914,750 203 076,491 15 838,260 7,23

ВЛ 500 кВ 1 182 715,180 1 020 364,050 826 500,810 193 863,240 19,00 Итого 1 402 031,080 1 239 278,800 1 029 577,300 1 209 701,500 16,92 Итого в текущих ценах с НДС (пересчет)

9 474 041,170 7 870 914,703 1 603 126,467 16,92

По этой оценке стоимость реализации проекта составляет 7 870 914,703 тыс.

руб. с НДС. Таким образом, затраты на реализацию рассматриваемого проекта на 17% выше данных, полученных в результате расчетов по укрупненным показателям.

5.1.2 АНАЛИЗ СТОИМОСТИ ПРОЕКТОВ НА ВСЕМ ПРОТЯЖЕНИИ ИХ РЕАЛИ-ЗАЦИИ (ПОЛНЫЕ ЗАТРАТЫ) С УЧЕТОМ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАС-ХОДОВ ЗА ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА

По титулу «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС – Ростовская с расширением ПС 500

кВ Ростовская (одна линейная ячейка)» к Ценовому аудиту представлена только

документация по этапу «Проектирование», следовательно, провести анализ стои-

мости проекта на всем протяжении его реализации (полные затраты) с учетом экс-

плуатационных расходов за период эксплуатации объекта не представляется воз-

можным.

5.1.3 АНАЛИЗ ЗАТРАТ НА РЕАЛИЗАЦИЮ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИ-ЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ, ВЫЯВЛЕННЫХ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ЭКСПЕРТНО-ИНЖЕНЕРНОГО АНАЛИЗА

По результатам экспертно-инженерного анализа был выявлен ряд

альтернативных технологических решений, по которым Аудитор выполнил также

анализ затрат на их реализацию (см. табл. 5-2).

Таблица 5-2. Анализ затрат на реализацию альтернативных технологических решений без НДС, тыс. руб.

№ пп Краткое описание решения По ССР Оценка

Аудитора Эффект, тыс. руб.

1 Отказ от применения опор типа 2МП500-3В -15 000,00

2 Выполнение каркаса здания камеры пере-ключения задвижек №5 ПС 500 кВ Ростов-ская по рамно-связевой схеме из металло-конструкций, стеновое и кровельное ограж-дение – сэндвич-панели, фундамент –

1 433,08 1 303,15 -129,94

1 Ввиду того, что часть затрат (затраты на проведение торгов, содержание дирекции, экспертиза и авторский надзор и ПИРы) в ССР не разнесена, в данной таблице Аудитор для удобства сравне-ния добавил указанные затраты к объектам строительства пропорционально стоимости этих объ-ектов).


свайное основание с цокольными монолит-ными ж/б балками.

Итого без НДС -15 129,94

Итого с НДС -17 853,33

5.2 ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИОН-

НОГО ПРОЕКТА

5.2.1 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ (NPV, IRR ИЛИ ИНЫЕ УТВЕРЖДЕННЫЕ КРИТЕРИИ ПРИНЯТИЯ ИНВЕСТИЦИ-ОННОГО ПРОЕКТА)

Оценка эффективности инвестиций по титулу «ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС –

Ростовская с расширением ПС 500 кВ Ростовская (одна линейная ячейка)» Проек-

тировщиком не проводилась.

5.2.2 АНАЛИЗ СООТВЕТСТВИЯ ПРОЕКТОВ, ЗАЛОЖЕННЫХ В ИНВЕСТИЦИ-ОННОЙ ПРОГРАММЕ, СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ ЗАКАЗЧИКА И ЭЛЕК-ТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА

Аудитором выполнен анализ соответствия рассматриваемого проекта Стра-

тегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденной

распоряжением Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. N 511-р, и пришел к выводу,

что реализация данного проекта не противоречит базовым положениям Стратегии.

В частности, реализация данного проекта отражает такие стратегические

приоритеты, сформированные в Стратегии, как:

обеспечение надежности энергоснабжения потребителей;

обеспечение высокого качества их обслуживания;

развитие инфраструктуры для поддержания роста экономики России;

обеспечение конкурентоспособных тарифов на электрическую энергию для

развития промышленности.

5.2.3 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОСНОВНЫХ РИСКОВ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕК-ТА

5.2.3.1 Операционные риски

Операционный риск – это риск возникновения убытков в результате построе-

ния 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 ЕЭС», обладает огромным опытом именно в этой

сфере, данный вид риска следует признать незначительным.

5.2.3.2 Инвестиционный риск

Инвестиционный риск характеризует возможность возникновения финансо-

вых потерь в процессе реализации инвестиционного проекта.

В данном случае, так как в тарифы на услуги ОАО «ФСК ЕЭС» закладывают-

ся затраты на технологическое присоединение потребителей к его сетям и экс-

плуатационные затраты на содержание этих сетей, данный риск следует признать

незначительным.

Однако отсутствие оценки эффективности инвестиций не позволяет Аудитору

утверждать это однозначно.

5.2.3.3 Финансовые риски

5.2.3.3.1 Валютный риск Данный риск связан с вероятностью колебания валютных курсов и использо-

ванием в проекте импортируемой части поставок.

В настоящее время этот риск – один из основных. Однако в данном проекте

доля импортного оборудования в стоимости проекта, по оценке ИК, не превышает

10%, поэтому в целом данный вид риска можно считать средним.

В качестве механизма хеджирования риска Заказчику рекомендуется в мак-

симальной степени использовать оборудование и материалы отечественного про-

изводства, 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 по-

ставок для последующего уточнения подходов к формированию бюджета проекта.

В целом, по оценкам Аудитора, применение импортного оборудования и ма-

териалов в данном проекте находится на минимально необходимом уровне.

5.2.3.3.2 Процентный риск Учитывая, что финансирование проекта предполагается за счет собственных

средств Заказчика, данный риск следует признать незначительным.

5.2.3.3.3 Инфляционный риск

Источником риска является различный инфляционный рост доходных и рас-

ходных компонентов денежного потока проекта.

Основным механизмом минимизации данного риска является возможность

переложить рост цен на потребителя.


В данном случае, так как тарифы на услуги ОАО «ФСК ЕЭС» индексируются с

учетом темпов инфляции, данный риск в долгосрочной перспективе (на весь пери-

од окупаемости проекта) следует признать незначительным.

5.2.3.4 Рыночный риск

Так как в тарифы на услуги ОАО «ФСК ЕЭС» закладывается затраты на тех-

нологическое присоединение потребителей к его сетям и эксплуатационные затра-

ты на содержание этих сетей, данный риск следует признать незначительным.

5.2.3.5 Риск недофинансирования

Риски недофинансирования проекта возникают главным образом вследствие:

непрогнозируемого увеличения первоначальной стоимости проекта;

непрогнозируемого увеличения длительности инвестиционной фазы проекта;

неправильной оценки операционных затрат.

Указанные риски рассмотрены выше.

Кроме того 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 прора-

боткой:

условий расчетов за предоставленные услуги по передаче электроэнергии;

условий закупки материалов и комплектующих для эксплуатации и ремонта

оборудования.

Одной из причин указанного источника риска является излишнее укрупнение

интервалов планирования с месяца (квартала) до года, что является недопусти-

мым при построении финансовой модели проекта на стадии его пуска в эксплуата-

цию.

В современных условиях риски этой группы следует признать высокими.

5.2.3.6 Риск недостижения запланированной рентабельности

В данном случае, так как в тарифы на услуги ОАО «ФСК ЕЭС» закладывают-

ся затраты на технологическое присоединение потребителей к его сетям и экс-

плуатационные затраты на содержание этих сетей, а сами эти тарифы индексиру-

ются с учетом темпов инфляции, данный риск следует признать незначительным.


5.3 ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИН-

ВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

5.3.1 ОЦЕНКА СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, СФОРМИРОВАННЫХ НА ОСНОВАНИИ УКРУПНЕННЫХ РАСЧЕТОВ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬ-СТВА, ВЫПОЛНЕННЫХ С ПРИМЕНЕНИЕМ СБОРНИКОВ УПСС ИЛИ ПО ОБЪЕКТАМ-АНАЛОГАМ

Все стоимостные показатели проекта сформированы на основании проектной

документации, поэтому для проведения оценки стоимостных показателей, сфор-

мированных на основании укрупненных расчетов стоимости строительства, вы-

полненных с применением сборников УПСС или по объектам-аналогам, в данном

случае нет основания.

5.3.2 ОЦЕНКА СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, СФОРМИРОВАННЫХ НА ОСНОВАНИИ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

5.3.2.1 Оценка соответствия сметной документации, разработанной в составе проектной, установленным сметным нормам и правилам, а также пра-вильность определения стоимости проектных работ, включая досто-верность состава и объемов работ по разделам сметной документации объемам и составу работ, указанных в проектной документации, задании на проектирование, техническим условиям

В ходе анализа представленной сметной документации Аудитор сделал вы-

вод, что она не соответствует требованиям МДС81-35.2004, представленным к

сметной документации, разрабатываемой на стадии «П» (расценки из ФЕР пере-

ведены в ТЕР без учета переводного коэффициента между этими базами).

В связи с этим Аудитор отмечает, что Проектировщику необходимо:

1. Привести сметную документацию в соответствии с требованиями зада-

ния на проектирование и МДС81-35.2004.

2. В ЛСР при ссылках на прайс-листы поставщиков оборудования и мате-

риалов необходимо указывать названия фирм-поставщиков, даты фор-

мирования прайс-листов и № томов в составе проектной документации,

где данные прайс-листы приводятся.

3. В ЛСР необходимо показать пересчет стоимости оборудования и мате-

риалов из текущих цен в базовые.

4. Стоимость оборудования и материалов, учтенная в ССР, не в полной

мере подтверждается обосновывающей документацией: по выборочно

взятым позициям выявлено, что представлены ТКП только одного произ-

водителя, хотя в соответствии с п.4.25 МДС 81.35-2004 «В целях анализа

представленных исходных данных и выборов оптимальных и обоснован-

ных показателей стоимости участникам строительства рекомендуется

осуществлять мониторинг цен на материальные ресурсы».


5.3.2.2 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, фак-тическими условиями строительства

В ходе анализа представленной сметной документации Аудитор выявил сле-

дующие нарушения в сметных расчетах:

1. В ЛСР на установку опор ВЛ из единичных расценок ТЕР33-01-016-… ис-

ключен ресурс (опоры стальные) и заменен на материальный ресурс из

базы ФССЦ без учета переходного коэффициента, что противоречит ме-

тодике составления сметных расчетов.

2. Стоимость опор, принятая в сметах по данным ФССЦ, значительно пре-

вышает стоимость опор указанную в представленном прайс-листе том

6983-1ВЛ-ПЛ-301-2СМ стр. 40.

3. Стоимость погрузо-разгрузочных работ и транспортные затраты по пере-

возки грузов взяты по базе ФЕР, что противоречит заданию на проекти-

рование.

4. В ЛСР 2-29-3 расчет стоимости работ по базе ФЕР противоречит зада-

нию на проектирование.

5. В ЛСР 2-30-3 расчет стоимости работ по подвеске проводов и грозо-

защитных тросов произведен по базе ФЕР, погрузочные работы по базе

ТЕР, стоимость материала (провод неизолированный для воздушных ли-

ний электропередач) также принята по базе ТЕР, транспортные расходы

приняты по базе ФЕР.

6. Расчет стоимости произведен без учета переходного коэффициента от

базы ФЕР к ТЕР, что противоречит методике составления сметной доку-

ментации.

7. В ЛСР 2-30-4: работы по подвеске проводов ВЛ 500 рассчитаны по базе

ФЕР (Раздел 6); пересчет стоимости материалов необходимых для про-

ведения данных работ в базовую произведен с применением индекса пе-

ресчета для базы ТЕР (Раздел 7, «Материалы»); Раздел 9, «Транспорт-

ные расходы» – по ФЕР. Расчеты стоимости по базе ФЕР произведены

без учета переходного коэффициента от базы ФЕР к ТЕР, что противо-

речит методике составления сметной документации.

Учет замечания 1 приведет к снижению стоимости реализации проекта на

10% (950 930,541 тыс. руб. с НДС).

5.3.2.3 Оценка стоимости материалов и оборудования, предусмотренных в про-ектно-сметной документации на соответствие среднерыночным пока-зателям на период строительства

В ходе анализа представленной сметной документации была произведена

выборочная проверка, в ходе которой Аудитор не выявил отклонения стоимостей


материалов и оборудования, предусмотренных в проектно-сметной документации,

от среднерыночных показателей на период строительства.

5.3.2.4 Оценка стоимости и количества используемых машин и механизмов

Замечаний по оценке стоимости и определению количества используемых

машин и механизмов у Аудитора нет.

5.3.2.5 Оценка правильности составления сводного сметного расчета, обосно-ванности включения в него работ и затрат

В ходе анализа правильности составления сводного сметного расчета и

обоснованности включения в него работ и затрат Аудитор установил, что:

1. Для определения:

Средств, связанных с премированием за ввод в действие построенных объектов

Затрат на проведение пусконаладочных работ

в составе Сводного сметного расчета на стадии «П» – по согласованию с

заказчиком – допустимо применение внутренних ОМДС-2001 «Методиче-

ские рекомендации по определению отдельных видов затрат, для элек-

тросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС», однако такое согласование в со-

ставе ПСД отсутствует. Следовательно, применение ОМДС-2001 в дан-

ном случае по формальным причинам не допустимо (Проектировщику и

Заказчику необходимо также помнить, что при расчете стоимости строи-

тельства на стадии «Р» все сметные расчеты должны производиться в

соответствии с действующим законодательством Российской Федера-

ции).

2. В ведомостях сметной стоимости строительства №1 и 2 затраты, связан-

ные с премированием за ввод в действие построенных объектов, и за-

траты на пуско-наладочные работы не обосновано увеличены на 3%, что

составляет 4 814,46 тыс. руб.

3. Стоимость проектных и изыскательских работ проверить не представля-

ется возможным, т.к. соответствующие сметы в ПСД не включены.

4. Расчет затраты на перевозку работников строительства к месту работы и

обратно произведен с применением данных базы ФЕР, что противоречит

условию задания на проектирование п. 5.2.18.

5. В расчетах по затратам на перевозку работников строительства к месту

работы и обратно не указаны пункты отправки и пункты назначения.

6. Завышены средства на покрытие затрат строительных организаций, свя-

занных с добровольным страхованием работников и имущества, в том

числе строительных рисков: Согласно приказу ОАО «ФСК ЕЭС» № 725 от

26.11.2012 г. Приложение 1 п. 9.1 они не должны превышать 1% (сниже-

ние на сумму 72 386,97 тыс. руб. с НДС).


7. Пересчет стоимости строительства в ССР из базовой стоимости произ-

веден с применением индексов пересчета сметной стоимости к ФЕР при

этом ЛСР составлены с применением ТЕР.

Учет замечаний 2 и 6 приведет к снижению стоимости реализации проекта на

77 201,43 тыс. руб. с НДС.

5.4 ПОДГОТОВКА ЭКСПЕРТНОГО МНЕНИЯ О СООТВЕТСТВИИ

ЦЕНЫ ПРОЕКТА ПО РАЗРАБОТАННОЙ ПРОЕКТНОЙ ДОКУ-

МЕНТАЦИИ РЫНОЧНЫМ ЦЕНАМ

На основе сопоставления данных ССР по проекту, содержащихся в ПСД, с

самостоятельно полученными Аудитором оценками стоимости проекта на основе

УПСС, а также с учетом недочетов, выявленных при проверке сметной документа-

ции по проекту, Аудитор считает, что цена Проекта по разработанной проектной

документации, в целом соответствует рыночным ценам.

При этом, однако, существует возможность снижения затрат по Проекту в хо-

де дальнейшей его проработки.

5.5 ВЫЯВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ПРИНЯ-ТЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И СМЕТНОЙ СТОИМОСТИ

На основе сопоставления данных ССР по проекту, содержащихся в ПСД, с

самостоятельно полученными оценками стоимости проекта по объектам-аналогам

и на основе УПСС, а также с учетом недочетов, выявленных при проверке сметной

документации по проекту, и рекомендаций по технологическим решениям Аудитор

оценивает итоговые возможности для оптимизации принятых технических реше-

ний и сметной стоимости в 1 045 985,296…1 603 126,467 тыс. руб. с НДС (см.

табл. 5-3). Таким образом, стоимость Проекта может быть снижена в пределах

11…17%.

Таблица 5-3. Выявленные возможности для оптимизации принятых технических ре-шений и сметной стоимости

№ пп

Возможности для оптимизации принятых технических решений и сметной стоимости

Эффект, с НДС тыс. руб. %

Итого данные ССР 9 474 041,170 100,00 Технологические решения

Итого по технологическим решениям 17 853,325 0,19 Сметные решения

Оценка по Сборнику УПСС Повышение качества сметной документации 0,000 0,00

1 Корректировка расчетов в сметах 950 930,541 10,04 2 Корректировка стоимости материалов и оборудования 0,000 0,00 3 Оценка стоимости и количества используемых машин и

механизмов 0,000 0,00

4 Корректировки ССР 77 201,430 0,81 Итого по сметным решениям 1 028 131,971 10,85


№ пп

Возможности для оптимизации принятых технических решений и сметной стоимости

Эффект, с НДС тыс. руб. %

Всего возможностей 1 045 985,296 11,04 Итого перспективный ССР 8 428 055,874 88,96 Оценка по Сборнику УПСС 7 870 914,703 83,08 Отклонение по Сборнику УПСС и объектам-аналогам 1 603 126,467 16,92


6 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

6.1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ

В рамках технологического аудита была проведена экспертная оценка обос-

нованности выбора в проектной документации технологических и конструктивных

решений Инвестиционного проекта на их соответствие Техническому заданию на

проектирование, лучшим отечественным и мировым строительным решениям и

требованиям технических регламентов, в том числе в части обеспечения безопас-

ности, современности и актуальности предлагаемых технологий строительства, с

учетом требований современных технологий производства.

Учитывая подтвержденную целесообразность и необходимость реализации

Инвестиционного проекта, позволяющей обеспечить выдачу мощности Ростовской

АЭС в один из наиболее крупных энергоузлов Ростовской энергосистемы и транзит

мощности через ПС 500 кВ Ростовская по BЛ 500 кВ Ростовская – Андреевская в

Кубанскую энергосистему, Аудитор полагает, что:

1. Обоснование необходимости строительства ВЛ 500 кВ Ростовская АЭС

– Ростовская выполнено Проектировщиком в необходимом объеме, в

соответствии с действующими НТД и с учетом схемно-режимной ситуа-

ции в энергорайоне на момент разработки проектной документации.

2. В основном в рассматриваемой проектной документации применены

технические решения, которые соответствуют действующей НТД РФ,

требованиям действующих отраслевых и корпоративных стандартов

ОАО «ФСК ЕЭС», регламентов оптового рынка электроэнергии и мощ-

ности, а также Положению ОАО «Россети» о Единой технической поли-

тике в электросетевом комплексе.

3. В рамках Инвестиционного проекта возможно некоторое сокращение

капитальных затрат на строительство и сроков строительства (без

ухудшения отдельных технических характеристик Инвестиционного

проекта в целом) путем оптимизации принятых технических решений

(предложения по оптимизации приведены Аудитором в составе раздела

3 настоящего отчета).

6.2 ЦЕНОВОЙ АУДИТ

По результатам проведенного ценового аудита Инвестиционного проекта Ау-

дитор пришел к следующим основным выводам:

1. Оценка эффективности инвестиций в Проект не проводилась.

2. На основе сопоставления данных ССР по данному Проекту с самостоятель-

но полученными Аудитором оценками стоимости проекта по объектам-


аналогам и на основе УПСС, а также с учетом недочетов, выявленных при

проверке сметной документации, Аудитор считает, что стоимость Проекта

по разработанной проектной документации, в целом соответствует рыноч-

ным ценам.

3. Аудитором выявлены возможности для оптимизации сметной стоимости в

размере 1 045 985,296 тыс. руб. с НДС (17 853,33 тыс. руб. – за счет опти-

мизации технологических решений и 1 028 131,97 тыс. руб. – за счет коррек-

тировки сметных расчетов). С учетом корректировки расчета по норматив-

ным показателям данная оптимизация может возрасти до 1 603 126,467

тыс. руб. с НДС. Таким образом, общие затраты на реализацию Инвестици-

онного проекта могут быть снижены в пределах 11…17%.

4. К основным рискам при реализации Проекта Аудитор относит риск недофи-

нансирования проекта, а также валютный риск.

5. Реализация Инвестиционного проекта не противоречит базовым положени-

ям Стратегии развития электросетевого комплекса Российской Федерации,

утвержденной распоряжением Правительства РФ от 3 апреля 2013 г. №511-

р.

Documents

ОГЛАВЛЕНИЕ · ПРИСОЕДИНЕНИЕ ОБЪЕКТА К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ.....8 3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АУДИТ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА