Купить систему ГАРАНТ Получить демо-доступ Узнать стоимость Информационный банк Подобрать комплект Семинары
  • ТЕКСТ ДОКУМЕНТА
  • АННОТАЦИЯ
  • ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОП. ИНФОРМ.

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 26 февраля 2024 г. N 131 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства"

 

В соответствии с пунктом 3 1 статьи 23 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике", подпунктом 4.5.6 пункта 4 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 "О Министерстве энергетики Российской Федерации", абзацем первым пункта 8 Правил утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики", и абзацем первым пункта 32 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике", приказываю:

1. Утвердить прилагаемые укрупненные нормативы цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства.

2. Признать утратившим силу приказ Минэнерго России от 17 января 2019 г. N 10 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства" 1.

 

Министр

Н.Г. Шульгинов

 

------------------------------

1 Зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный N 53709.

------------------------------

 

Зарегистрировано в Минюсте России 1 марта 2024 г.

Регистрационный N 77401

 

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Минэнерго России
от 26 февраля 2024 г. N 131

 

Укрупненные нормативы цены
типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства

 

Глава I. Общие положения

 

1. Настоящий документ определяет укрупненные нормативы цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства (далее соответственно - настоящие УНЦ, УНЦ, типовые технологические решения), используемые для определения объема финансовых потребностей, который не должны превышать:

объем финансовых потребностей, необходимых для строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электросетевого хозяйства, предусмотренный инвестиционными программами субъектов электроэнергетики, утверждаемыми в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 01.12.2009 N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики" (далее - инвестиционные программы);

объем финансовых потребностей, необходимый для строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электросетевого хозяйства, учитываемый при государственном регулировании цен (тарифов) в электроэнергетике в соответствии с пунктом 32 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (далее - Основы ценообразования);

стоимости строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электросетевого хозяйства, принятых к бухгалтерскому учету в качестве основных средств в соответствии с инвестиционными программами, используемые для определения размера либо стоимости активов регулируемой организации, которые учитываются при определении величины базы инвестированного капитала на каждый очередной год долгосрочного периода регулирования и на 1-й год очередного долгосрочного периода регулирования в соответствии с абзацами седьмым и восьмым пункта 35 Основ ценообразования.

2. УНЦ рассчитаны в ценах по состоянию на 01.01.2023 и приведены без учета налога на добавленную стоимость, уплаты земельного налога и налога на имущество организации.

3. УНЦ учитывают:

затраты на разработку и утверждение документации по планировке территории (далее - ДПТ) объектов электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше, выполнение кадастровых работ и работ по установлению земельных отношений;

затраты на выполнение проектных и изыскательских работ, затраты на проведение экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий, затраты, связанные с получением заказчиком (застройщиком, проектной организацией) исходных данных для выполнения проектирования, затраты на согласование проектной документации (далее - затраты на проектные и изыскательские работы);

затраты на оборудование и материалы, затраты на строительные и монтажные работы, затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, затраты на оплату труда рабочих и эксплуатацию строительных машин (механизмов), накладные расходы и сметную прибыль;

затраты на пусконаладочные работы, командировочные расходы рабочих, затраты на перевозку рабочих, затраты на строительство временных зданий и сооружений, дополнительные затраты на производство работ в зимнее время, содержание службы заказчика (застройщика), затраты на строительный контроль и авторский надзор, прочие работы и затраты, непредвиденные затраты (далее - сопутствующие затраты);

затраты на выполнение работ по строительству (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства в условиях, усложняющих производство таких работ, для всех субъектов Российской Федерации;

затраты на автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета электрической энергии (далее - АИИС КУЭ).

4. УНЦ не учитывают:

затраты на получение (разработку) специальных технических условий, затраты на научно-техническое сопровождение инженерных изысканий, проектирования и строительства, затраты на геотехнический мониторинг и другие виды мониторинга, проводимые в соответствии с документами, включенными в перечень документов в области стандартизации, утверждаемый в соответствии с частью 7 статьи 6, части 4 статьи 42 Федерального закона от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений", затраты на работы по микросейсморайонированию при выполнении инженерных изысканий, затраты на подготовку материалов в формате информационной модели при разработке проектной и рабочей документации и при осуществлении строительства, затраты на проведение экологической и историко-культурной экспертизы проектной документации, затраты на оценку соответствия изменений, внесенных в проектную документацию, получившую положительное заключение экспертизы проектной документации, требованиям законодательства Российской Федерации, заданию застройщика или технического заказчика на проектирование, результатам инженерных изысканий, затраты на оценку соответствия изменений, внесенных в результаты инженерных изысканий, требованиям технических регламентов, осуществленную в форме экспертного сопровождения, затраты на разработку и экспертизу проекта освоения лесов, проекта лесовосстановления, проекта лесоразведения, таксационные описания;

затраты, связанные с платой за использование земельного участка, водных объектов или их частей для строительства объектов электросетевого хозяйства (аренда, приобретение (выкуп), сервитут), затраты, связанные с оформлением прав владения и пользования на земельные участки, затраты, связанные с изъятием земельных участков для государственных или муниципальных нужд в целях строительства, реконструкции объектов федерального значения, объектов регионального значения или объектов местного значения;

компенсационные затраты (компенсация ущерба), связанные с возмещением убытков, причиненных землепользователям, землевладельцам, арендаторам земельных участков, используемых для строительства объектов электросетевого хозяйства (сооружений, коммуникаций транспортной, газовой и инженерной инфраструктуры при пересечении последних объектами электросетевого хозяйства), убытки, которые они несут в связи с досрочным прекращением своих обязательств перед третьими лицами, затраты, связанные с временным занятием земельных участков, возмещение убытков при ухудшении качества земель, ограничении прав в связи с установлением и изменением зон с особыми условиями использования территорий, затраты, связанные с получением и реализацией технических условий собственников транспортной, газовой и инженерной инфраструктуры, в том числе затраты на внеплощадочные сети водоснабжения (водоотведения, теплоснабжения) электрической подстанции (далее - ПС);

затраты на мероприятия по усилению конструкции дорог для обеспечения движения строительной техники и перевозки максимальных по массе и габаритам строительных грузов, затраты на содержание и восстановление дорог после окончания строительства, за исключением восстановления дорожного покрытия при прокладке кабельной линии, затраты, связанные с транспортировкой опасных, тяжеловесных и (или) крупногабаритных грузов, затраты за использование транспортной инфраструктуры, компенсационные затраты организациям железнодорожного, речного, автомобильного транспорта и другим организациям за предоставление перерывов в движении транспорта для производства строительно-монтажных работ, в том числе технический надзор собственников (владельцев) указанных организаций, затраты на установку страховочных пакетов при пересечении кабельных линий электропередачи (далее соответственно - КЛ, ЛЭП) железнодорожных путей, затраты на использование башенных кранов, плавучих средств и вертолётов;

плата за негативное воздействие на окружающую среду, в том числе за нанесение ущерба биологическим ресурсам и восстановления их популяций, компенсационные затраты за снос зеленых насаждений (древесно-кустарниковой и травянистой растительности естественного и искусственного происхождения, выполняющих средообразующие, рекреационные, санитарно-гигиенические, экологические и эстетические функции), затраты на лесовосстановление и уход за лесными насаждениями после посадки, затраты на создание защитных минерализованных полос противопожарных барьеров в местах вырубки (расширения, расчистки) просеки ЛЭП;

затраты на стравливание газа из перекрываемого участка газопровода;

затраты на врезку в газопровод под давлением;

затраты на организацию работ в котловане в сильнообводненных грунтах с использованием шпунтового ограждения, в том числе организация отведения грунтовых вод из котлована;

затраты по инженерной защите территории строительства от различных геологических и гидрогеологических процессов;

затраты в отношении сечений коммерческого учета оптового рынка электрической энергии и мощности на проведение испытаний средств измерений в целях утверждения типа АИИС КУЭ, оформление свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ (в том числе разработка программы испытаний, разработка проекта методики поверки, разработка проекта описания типа, оформление акта и протокола испытания средства измерений), проведение поверки АИИС КУЭ и оформление свидетельства о поверке АИИС КУЭ, на разработку и аттестацию методики измерений АИИС КУЭ (в том числе внесение методики измерений в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений), установление соответствия техническим требованиям оптового рынка электрической энергии и мощности с целью получения паспорта соответствия АИИС КУЭ;

затраты в отношении автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) в части метрологической экспертизы технической документации на измерительную систему, а также калибровки измерительной системы;

затраты на привлечение заемного финансирования для реализации инвестиционных проектов, затраты, связанные с компенсацией затрат на оплату процентов за пользование кредитами, займами в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации;

затраты, связанные с предоставлением банковской гарантии в качестве обеспечения исполнения контракта и гарантийных обязательств, в случаях, когда указанные затраты являются обязательными по требованию заказчика;

затраты на страхование объекта строительства, осуществляемое в соответствии законодательством Российской Федерации, в случаях, когда указанные затраты являются обязательными по требованию заказчика;

затраты на расширенное банковское сопровождение в случаях, установленных пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2014 г. N 963 "Об осуществлении банковского сопровождения контрактов";

затраты на выполнение работ на существующем оборудовании ПС по приведению его в соответствие с требованиями проектной документации в части, не относящейся к типовым технологическим решениям, предусмотренным настоящим документом (в том числе в части программного обеспечения (далее - ПО), пусконаладочных работ, модернизации, доукомплектации);

затраты на проведение обязательного публичного технологического и ценового аудита крупных инвестиционных проектов с государственным участием в порядке, установленном Положением о проведении публичного технологического и ценового аудита крупных инвестиционных проектов с государственным участием, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 апреля 2013 г. N 382;

затраты на реализацию мероприятий по защите электросетевых объектов от внешних военных угроз, в том числе на установку системы обнаружения и противодействия малым беспилотным воздушным судам гражданского класса;

затраты на обеспечение безопасности строящихся объектов, требования к которой устанавливаются нормативными правовыми актами и связаны, в том числе с обеспечением безопасности при строительстве, реконструкции и техническом перевооружении объектов капитального строительства, обеспечением транспортной безопасности и прочими случаями, требующими привлечения организаций, осуществляющих свою деятельность на основании специальных разрешений (лицензий) или осуществляющих деятельность, требующую аккредитации, подразделений военизированной (усиленной) охраны и специального инженерного обеспечения, а также затраты на гражданскую оборону в период строительства;

затраты на системы диагностики и мониторинга оборудования ПС, КЛ и воздушных ЛЭП (далее - ВЛ);

затраты на осуществление заземления нейтрали через резистор в электрических сетях 6-35 кВ;

затраты на оборудование информационно-технологических систем (далее - ИТС) в части, обеспечивающей осуществление обмена информацией между устройствами релейной защиты (далее - РЗ) и автоматики (далее - РЗА), контроллерами присоединений (далее - КП) и верхним уровнем АСУ ТП с использованием протоколов обмена информации "общие объектно-ориентированные события на подстанции" (GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) (далее - протокол GOOSE) и "выборочное значение" (SV (Sampled Values) (далее - протокол SV);

затраты на оборудование систем единого точного времени;

затраты на оборудование цифровых систем передачи информации;

затраты на трансформаторы напряжения мощностью более 1600 ВА.

5. Численные значения УНЦ за исключением УНЦ, непосредственно приведенных по субъектам Российской Федерации, определены для природно-климатических и экономических показателей Московской области (далее - базовые нормативы цен). Для перехода к территориальнрму уровню цен иных субъектов Российской Федерации базовые нормативы цен умножаются на коэффициенты, которые указаны в главе XXVI настоящих УНЦ.

6. УНЦ разработаны в отношении следующих типовых технологических решений:

распределительное устройство (далее - РУ) 6 - 750 кВ;

управляемый элемент электрической сети;

ячейка (авто-) трансформатора 6 - 750 кВ;

ячейка токоограничивающего реактора (далее - ТОР), дугогасящего агрегата (далее - ДГА) (дугогасящего реактора (далее - ДГР), фильтра заземляющего) 6 - 750 кВ;

комплектная трансформаторная подстанция (далее - КТП, ТП) (распределительный пункт (далее - РП), распределительная ТП (далее - РТП), соединительный пункт (далее - СП), ячейка выключателя РП (СП, ТП, РТП) 6 - 35 кВ;

установка компенсации реактивной мощности (далее - КРМ) (батареи статических конденсаторов (далее - БСК), шунтирующий реактор (далее - ШР), управляемый ШР (далее - УШР), статический тиристорный компенсатор (далее - СТК)) 6 - 750 кВ;

подготовка и устройство территории ПС (ЗПС, элементов ПС) 35 - 750 кВ;

система учета электрической энергии (мощности), АИИС КУЭ, система (пункт) коммерческого учета электрической энергии (далее - ПКУ), технический учет электрической энергии);

системы высокочастотной (далее - ВЧ) связи, устройства передачи аварийных сигналов и команд (далее - УПАСК), противоаварийная автоматика (далее - ПА);

переключательный пункт (далее - ПП), ПС 35 - 750 кВ;

закрытая ПС (далее - ЗПС) 35 - 500 кВ;

здание ПС (общеподстанционный пункт управления (далее - ОПУ), закрытое распределительное устройство (далее - ЗРУ), релейный щит (далее - РЩ)), здание ЗПС, здание ремонтно-производственной базы (далее - РПБ), прочие здания и сооружения, инженерные системы зданий;

ячейка выключателя и элементы ПС;

комплекс систем безопасности ПС;

РЗА, система оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, сети связи;

АСУ ТП ПС и телемеханика (системы сбора и передачи информации) (далее - ТМ);

линейно-кабельные сооружения волоконно-оптической линии связи (далее - ВОЛС);

КЛ 0,4 - 500 кВ;

кабельные сооружения и устройство переходов при прокладке кабельной линии (КЛ, волоконно-оптического кабеля (далее - ВОК);

ВЛ 0,4 - 750 кВ;

установка плавки гололеда на ВЛ (далее - УПГ);

дизель-генераторная установка (далее - ДГУ);

очистка местности от взрывоопасных предметов;

проектные и изыскательские работы, разработка и утверждение ДПТ, кадастровые работы и работы по установлению земельных отношений.

К типовым технологическим решениям, указанным в настоящем пункте, не относятся:

ячейки выключателя внутренней установки напряжением 500 кВ и выше;

ячейки выключателя наружной установки напряжением 750 кВ;

элементы ПС напряжением 750 кВ (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, ограничители перенапряжения, однополюсные и трехполюсные разъединители, цифровые трансформаторы тока и напряжения, шинные опоры, ввода линейные выключателя и трансформатора, ввода элегазовые выключателя);

ячейки выключателя наружной и внутренней установки напряжением 110 - 500 кВ с номинальным током отключения 63 кА и выше;

ячейки выключателя наружной установки напряжением 35 кВ с номинальным током отключения 40 кА и выше;

ячейки выключателя РП, РТП, СП на базе камер сборных одностороннего обслуживания (далее - ячейки выключателя РП, РТП, СП типа КСО) напряжением 20 кВ;

выключатели напряжением 750 кВ;

выключатели напряжением 110 - 750 кВ с номинальным током отключения 63 кА и выше;

выключатели напряжением 35 кВ с номинальным током отключения 40 кА и выше;

баковые выключатели напряжением 330 - 500 кВ;

баковые выключатели напряжением 110 - 500 кВ с номинальным током отключения 63 кА и выше;

системы ВЧ связи напряжением 750 кВ;

ВЛ (участки ВЛ) из узкобазовых, композитных, атмосферостойких опор и (или) опор из гнутого профиля;

КЛ (участки КЛ) подводной прокладки напряжением 6 - 500 кВ;

опытные образцы, созданные по результатам выполнения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.

7. УНЦ содержат:

состав и значения характеристик типовых технологических решений (далее - характеристики типовых технологических решений);

расценки УНЦ, содержащие норматив цены в денежном выражении, рассчитанный для отдельного значения (совокупности значений) характеристик типовых технологических решений на одну единицу измерителя УНЦ, указанную в его составе;

состав затрат, учтенных в расценках УНЦ;

коэффициенты УНЦ (КфN, где N - порядковый номер коэффициента, указанный в описании соответствующего УНЦ), применяемые путем умножения на выбранные расценки УНЦ в соответствии с положениями настоящих УНЦ для учета особенностей типовых технологических решений, определенных в описании таких коэффициентов.

В настоящих УНЦ приведены значения характеристик типовых технологических решений, соответствующие номинальным параметрам функционирования оборудования в их составе.

Значения коэффициентов УНЦ (КфN) равны 1, если иное не предусмотрено в УНЦ в описании таких коэффициентов.

8. При определении объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ выбор типовых технологических решений, указанных в пункте 6 настоящих УНЦ, и состава соответствующих им УНЦ, указанных в пунктах 10-44 настоящих УНЦ, осуществляется на основании предусмотренных внутренними распорядительными документами субъекта электроэнергетики значений (далее - утвержденные значения) технических и количественных показателей технологических решений объектов электросетевого хозяйства, достигаемых по результатам их строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) и соответствующих определенным в настоящих УНЦ характеристикам выбираемых типовых технологических решений и УНЦ.

В состав расценок УНЦ, указанных в пунктах 10-44 настоящих УНЦ, выбираемых в соответствии с настоящим пунктом для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ, не включаются расценки УНЦ, соответствующих технологическим решениям объектов электросетевого хозяйства, не учтенным при определении объема финансовых потребностей либо стоимости, указанных в абзацах втором - четвертом пункта 1 настоящих УНЦ.

9. Описание характеристик типовых технологических решений, указанных в пункте 6 настоящих УНЦ, соответствующие им значения расценок УНЦ и применяемых вместе с ними коэффициентов УНЦ, а также состав затрат, учтенных в таких расценках и коэффициентах УНЦ, приведены в соответствующих главах настоящих УНЦ.

10. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РУ 110 - 750 кВ на основе ячеек выключателей наружной установки (далее - НУ) используются:

УНЦ ячейки выключателя НУ 110 - 750 кВ (таблица В1);

УНЦ информационно-измерительного комплекса (далее - ИИК) (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении территории под элементы ПС в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

Количество ячеек выключателей выбирается равным количеству выключателей РУ НУ 110 - 750 кВ.

11. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РУ 6 - 35 кВ на основе ячеек выключателей НУ (комплектного РУ (далее - КРУ) НУ с учетом блочно-модульного здания (далее - КРУН) используются:

УНЦ ячейки выключателя НУ 6 - 35 кВ (таблица В2);

УНЦ шкафа преобразователей аналоговых (дискретных) сигналов (далее - ШПС) (таблица Д3) для учета решений в части оборудования ИТС, в которых обмен информацией между устройствами РЗА и КП осуществляется с использованием протокола GOOSE (далее - решения с использованием протокола GOOSE);

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ ИИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении территории под элементы ПС в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) в отношении ячеек выключателя 35 кВ;

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6) в отношении ячеек выключателя 6 - 20 кВ.

Количество ячеек выключателей выбирается равным количеству выключателей РУ НУ 6 - 35 кВ.

12. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РУ 6 - 35 кВ на основе ячеек выключателей внутренней установки КРУ (далее - ВУ) без учета здания ЗРУ используются:

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ (таблица В9);

УНЦ ШПС (таблица Д3) при необходимости учета решений с использованием протокола GOOSE;

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) в отношении ячеек выключателя 35 кВ;

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6) в отношении ячеек выключателя 6 - 20 кВ.

13. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РУ 110 - 500 кВ на основе ячеек выключателей ВУ КРУ с учетом здания ЗРУ используются:

УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 500 кВ с учетом здания ЗРУ (таблица В4);

УНЦ НИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении территории под элементы ПС в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

14. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РУ 110 - 500 кВ на основе ячеек выключателей ВУ без учета здания ЗРУ используются:

УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 500 кВ без учета здания ЗРУ (таблица В5);

УНЦ ИИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

15. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении управляемого элемента электрической сети на основе автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ используются:

УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ (таблица В6);

УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ с интеграцией в АСУ ТП (таблица В7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

16. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении управляемого элемента электрической сети на основе выключателя 6 - 750 кВ используются:

УНЦ ШПС (таблица Д3);

УНЦ выключателя 110 - 750 кВ с устройством фундаментов (таблица И1);

УНЦ выключателя 35 кВ с устройством фундаментов (таблица И2);

УНЦ бакового выключателя 110 - 500 кВ с устройством фундаментов (таблица И3);

УНЦ бакового выключателя 35 кВ с устройством фундаментов (таблица И4);

УНЦ выключателя 110 - 750 кВ без устройства фундаментов (таблица И6);

УНЦ выключателя 35 кВ без устройства фундаментов (таблица И7);

УНЦ бакового выключателя 110 - 500 кВ без устройства фундаментов (таблица И8);

УНЦ бакового выключателя 35 кВ без устройства фундаментов (таблица И9);

УНЦ РЗА (таблица И11);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

17. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ячейки (авто-) трансформатора 6 - 750 кВ на основе трехобмоточного (двухобмоточного) трансформатора, автотрансформатора, трехфазной группы однофазных автотрансформаторов или регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора используются:

УНЦ ячейки трехобмоточного трансформатора 110 - 500 кВ (таблица Т1);

УНЦ ячейки автотрансформатора 150 - 500 кВ (таблица Т2);

УНЦ ячейки трехфазной группы однофазных автотрансформаторов 330 - 750 кВ (таблица Т3);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 35 - 500 кВ (таблица Т4);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т5);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (таблица Т5.1);

УНЦ ячейки малошумного энергоэффективного двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ (таблица Т5.2);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т6);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 220 кВ (таблица Т7);

УНЦ токопровода 6 - 35 кВ с литой изоляцией (таблица К6);

УНЦ НИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении территории под элементы ПС в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) для ячейки трансформатора напряжением свыше 35 кВ и мощностью 2 MBA и выше;

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

18. Для определения объем финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ячейки ТОР, ДГА (ДГР, фильтра заземляющего) 6 - 330 кВ используются:

УНЦ ячейки реактора ДГР 6 - 35 кВ (таблица Р1);

УНЦ фильтра заземляющего 6 - 35 кВ (таблица Р6);

УНЦ ячейки ДГА 6 - 35 кВ (таблица Р7);

УНЦ ячейки реактора ТОР 6 - 35 кВ (таблица Р2);

УНЦ ячейки реактора ТОР 110 - 330 кВ (таблица Р3);

УНЦ токопровода 6 - 35 кВ с литой изоляцией (таблица К6);

УНЦ ИИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ РЗА (таблица И11);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении ячейки ДГР (ДГА, ТОР) напряжением 110 кВ и выше в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

19. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении КТП киоскового (мачтового, шкафного, столбового, блочного) типа 6 - 20 кВ используются:

УНЦ КТП киоскового типа 6 - 20 кВ (таблица Э1);

УНЦ КТП мачтового (шкафного, столбового) типа с одним трансформатором 6 - 20 кВ (таблица Э2);

УНЦ КТП блочного типа (бетонные, сэндвич-панели) 6 - 20 кВ (таблица Э3);

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя РП (СП, ТП, РТП) 6 - 15 кВ (таблица В8);

УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ (таблица В9);

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ ШПС (таблица Д3) при необходимости учета решений с использованием протокола GOOSE;

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, РП (СП, ТП, РТП) (таблица И13);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

20. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РТП (ТП) 6 - 20 кВ блочного типа используются:

УНЦ здания РП (СП, РТП, ТП) блочного типа 6 - 20 кВ (таблица Э4);

УНЦ ячейки выключателя РП (СП, ТП, РТП) 6 - 15 кВ (таблица В8);

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ (таблица В9);

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, РП (СП, ТП, РТП) (таблица И13);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т5);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (таблица Т5.1);

УНЦ ячейки малошумного энергоэффективного двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ (таблица Т5.2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

21. Для определения объем финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РП (СП) 6 - 20 используются:

УНЦ здания РП (СП, РТП, ТП) блочного типа 6 - 20 кВ (таблица Э4);

УНЦ ячейки выключателя РП (СП, ТП, РТП) 6 - 15 кВ (таблица В8);

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ (таблица В9);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

22. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении КРМ 110 - 750 кВ на основе БСК, ШР или УШР используются:

УНЦ КРМ 110 - 750 кВ (таблица Р4);

УНЦ НИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в отношении территории под элементы ПС в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

23. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении КРМ 6 - 35 кВ на основе БСК, ШР или СТК используются:

УНЦ КРМ 6 - 35 кВ (таблица Р5);

УНЦ НИК (таблица А1);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

24. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении подготовки и устройства территории ПС (ЗПС, элементов ПС) 35 - 750 кВ используется УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) на основе местоположения такой территории и площади подготовки и устройства территории под элементы ПС (ЗПС) (таблица С1).

Площадь подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) определяется как сумма площадей подготовки и устройства территории под элементы ПС (ЗПС) (таблица С1).

25. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении системы учета электрической энергии (мощности), АИИС КУЭ, ПКУ, технического учета электрической энергии используются:

УНЦ ИИК (таблица А1);

УНЦ информационно-вычислительного комплекса объекта электроэнергетики (далее - ИВКЭ) (таблица А2);

УНЦ самонесущего изолированного провода (далее - провод СИП) ВЛ 0,4-35 кВ (таблица Л7);

УНЦ арматуры, крепления, защиты от перенапряжений ВЛ 0,4-35 кВ (таблица Л11);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

В таблицах В2 в части ячеек выключателей 6-15 кВ, В3, В7, В8 и В9 в УНЦ учтены затраты на ИИК, аналогичные затратам, учтенным в УНЦ ИИК (таблица А1).

26. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении систем ВЧ связи используются:

УНЦ системы ВЧ связи 35 - 750 кВ (таблица А6);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

27. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении УПАСК и ПА используются:

УНЦ систем ПА, УПАСК (таблица А8);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

28. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении зданий ОПУ, РЩ используются:

УНЦ зданий ОПУ, РЩ (таблица З3) на основе утвержденного значения количества РУ ПС 35-750 кВ;

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ (таблица З4) на основе утвержденного значения площади здания ОПУ или РЩ без учета площади кабельного этажа ПС 35 - 750 кВ;

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

29. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении здания ЗРУ используются:

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ (таблица З4) на основе утвержденного значения площади здания ЗРУ без учета площади кабельного этажа;

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС (таблица З5) на основе утвержденного значения количества зданий ЗРУ;

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

30. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ПП, ПС 35 - 750 кВ используются:

УНЦ ячейки выключателя НУ 110 - 750 кВ (таблица В1);

УНЦ ячейки выключателя НУ 6 - 35 кВ (таблица В2);

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 500 кВ с учетом здания ЗРУ (таблица В4);

УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 500 кВ без учета здания ЗРУ (таблица В5);

УНЦ ячейки трехобмоточного трансформатора 110 - 500 кВ (таблица Т1);

УНЦ ячейки автотрансформатора 150 - 500 кВ (таблица Т2);

УНЦ ячейки трехфазной группы однофазных автотрансформаторов 330 - 750 кВ (таблица Т3);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 35 - 500 кВ (таблица Т4);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т5);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (таблица Т5.1);

УНЦ ячейки малошумного энергоэффективного двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ (таблица Т5.2);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т6);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 220 кВ (таблица Т7);

УНЦ ячейки реактора ДГР 6 - 35 кВ (таблица Р1);

УНЦ фильтра заземляющего 6 - 35 кВ (таблица Р6);

УНЦ ячейки ДГА 6 - 35 кВ (таблица Р7);

УНЦ ячейки реактора ТОР 6 - 35 кВ (таблица Р2);

УНЦ ячейки реактора ТОР 110 - 330 кВ (таблица Р3);

УНЦ токопровода 6 - 35 кВ с литой изоляцией (таблица К6);

УНЦ КРМ 110 - 750 кВ (таблица Р4);

УНЦ КРМ 6 - 35 кВ (таблица Р5);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ постоянной части ПС (таблица З1);

УНЦ зданий ОПУ, РЩ (таблица З3) с учетом положений пункта 28 настоящих УНЦ;

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ (таблица З4) с учетом положений пунктов 28 и 29 настоящих УНЦ;

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС (таблица З5) с учетом положений пункта 29 настоящих УНЦ;

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, РП (СП, ТП, РТП) (таблица И13);

УНЦ ШПС (таблица Д3);

УНЦ НИК (таблица А1);

УНЦ ИВКЭ (таблица А2);

УНЦ АСУ ТП ПС и ТМ (таблица А3);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ системы ВЧ связи 35 - 750 кВ (таблица А6);

УНЦ систем ПА, УПАСК (таблица А8);

УНЦ ДГУ (таблица У2);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для ПС (ПП, ЗПС) (таблица П1);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) при проектировании ПС (ПП) в объеме, превышающем технические характеристики ПС (ПП), учтенные в УНЦ в таблице П1;

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на кадастровые работы ПС (ЗПС) и работы по установлению земельных отношений (таблицы П11).

31. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ЗПС 35 - 500 кВ с размещением (авто-) трансформаторов, выключателей, РУ в одном здании ЗПС с учетом отдельно стоящих вспомогательных зданий используются:

УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ (таблица В3);

УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 500 кВ без учета здания ЗРУ (таблица В5);

УНЦ ячейки трехобмоточного трансформатора 110 - 500 кВ (таблица Т1);

УНЦ ячейки автотрансформатора 150 - 500 кВ (таблица Т2);

УНЦ ячейки трехфазной группы однофазных автотрансформаторов 330 - 750 кВ (таблица Т3);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 35 - 500 кВ (таблица Т4);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т5);

УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (таблица Т5.1);

УНЦ ячейки малошумного энергоэффективного двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ (таблица Т5.2);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 35 кВ (таблица Т6);

УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 220 кВ (таблица Т7);

УНЦ ячейки реактора ДГР 6 - 35 кВ (таблица Р1);

УНЦ фильтра заземляющего 6 - 35 кВ (таблица Р6);

УНЦ ячейки ДГА 6 - 35 кВ (таблица Р7);

УНЦ ячейки реактора ТОР 6 - 35 кВ (таблица Р2);

УНЦ ячейки реактора ТОР 110 - 330 кВ (таблица Р3);

УНЦ токопровода 6 - 35 кВ с литой изоляцией (таблица К6);

УНЦ КРМ 110 - 750 кВ (таблица Р4);

УНЦ КРМ 6 - 35 кВ (таблица Р5);

УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС) (таблица Б1) в соответствии с пунктом 24 настоящих УНЦ;

УНЦ постоянной части ЗПС (таблица З2);

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ (таблица З4) на основе утвержденного значения площади здания ЗПС без учета площади кабельного этажа;

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС (таблица З5) на основе утвержденного значения количества зданий ЗПС;

УНЦ РЗА (таблица И11) в части, не учтенной в иных УНЦ, указанных в настоящем пункте;

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, РП (СП, ТП, РТП) (таблица И13);

УНЦ ШПС (таблица Д3);

УНЦ ИИК (таблица А1);

УНЦ ИВКЭ (таблица А2);

УНЦ АСУ ТП ПС и ТМ (таблица А3);

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ системы ВЧ связи 35 - 750 кВ (таблица А6);

УНЦ систем ПА, УПАСК (таблица А8);

УНЦ ДГУ (таблица У2);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для ПС (ЗПС) (таблица П1);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) при проектировании ЗПС в объеме, превышающем технические характеристики ЗПС, учтенные в УНЦ в таблице П1;

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на кадастровые работы ПС (ЗПС) и работы по установлению земельных отношений (таблица П11).

32. Для определения объема финансовых потребностей в отношении здания ПС (ОПУ, ЗРУ, РЩ), здания ЗПС, здания РПБ, прочих зданий и сооружений, инженерных систем зданий используются:

УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ (таблица З4) в части здания РПБ (таблица З4);

УНЦ на прочие здания и сооружения (таблица З8);

УНЦ инженерных систем зданий (таблица З9);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ УПГ (таблица У1);

УНЦ ДГУ (таблица У2);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

33. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ячейки выключателя и элементов ПС используются:

УНЦ выключателя 110 - 750 кВ с устройством фундаментов (таблица И1);

УНЦ выключателя 35 кВ с устройством фундаментов (таблица И2);

УНЦ бакового выключателя 110 - 500 кВ с устройством фундаментов (таблица И3);

УНЦ бакового выключателя 35 кВ с устройством фундаментов (таблица И4);

УНЦ элементов ПС с устройством фундаментов (таблица И5);

УНЦ выключателя 110 - 750 кВ без устройства фундаментов (таблица И6);

УНЦ выключателя 35 кВ без устройства фундаментов (таблица И7);

УНЦ бакового выключателя 110 - 500 кВ без устройства фундаментов (таблица И8);

УНЦ бакового выключателя 35 кВ без устройства фундаментов (таблица И9);

УНЦ элементов ПС без устройства фундаментов (таблица И10);

УНЦ на внутриплощадочные дороги ПС и проезды (таблица М3);

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ контрольного (силового) кабеля (таблица Н3);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на демонтажные работы ПС (таблица М6);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры;

УНЦ на кадастровые работы ПС (ЗПС) и работы по установлению земельных отношений (таблица П11).

34. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении комплекса систем безопасности ПС используются:

УНЦ защитных конструкций ПС (таблица У3);

УНЦ защитных ограждений ПС (таблица У4);

УНЦ здания контрольно-пропускного пункта (далее - КПП) (таблица З7);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

35. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении РЗА, системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, сети связи используются:

УНЦ РЗА (таблица И11);

УНЦ РЗА и прочие шкафы (панели) (таблица И12);

УНЦ системы оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, РП (СП, ТП, РТП) (таблица И13);

УНЦ сети связи (таблица И14);

УНЦ комплекса систем безопасности ПС (таблица И15);

УНЦ контрольного (силового) кабеля (таблица Н3);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется

создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

36. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении АСУ ТП ПС и ТМ используются:

УНЦ АСУ ТП присоединения (таблица А4);

УНЦ системы АСУ ТП и ТМ (таблица А5);

УНЦ контрольного (силового) кабеля (таблица Н3);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

37. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении BOЛC используются:

УНЦ волоконно-оптического кабеля, встроенного в грозозащитный трос (далее - ОКГТ) (таблица О1);

УНЦ самонесущего волоконно-оптического кабеля по ВЛ (далее - ОКСН) (таблица О2);

УНЦ ВОК (таблица О3);

УНЦ ВОК в трубе в земле (таблица О4);

УНЦ ВОК в трубе в земле для городов федерального значения Москвы и Санкт-Петербурга (таблица О4.1);

УНЦ на устройство траншеи ВОК и восстановление благоустройства по трассе (таблица Б3);

УНЦ на восстановление дорожного покрытия при прокладке кабельной линии (таблица Б4);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

38. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении КЛ 0,4 - 500 кВ используются:

УНЦ КЛ 6 - 500 кВ (с алюминиевой жилой) (таблица К1);

УНЦ КЛ 6 - 500 кВ (с медной жилой) (таблица К2);

УНЦ КЛ 0,4 кВ (таблица К3);

УНЦ КЛ 110 - 500 кВ с системой термомониторинга (таблица К4);

УНЦ на устройство траншеи КЛ и восстановление благоустройства по трассе (таблица Б2);

УНЦ на устройство траншеи КЛ с укладкой труб и восстановление благоустройства по трассе (таблица Б2.1);

УНЦ кабельного сооружения с трубами (таблица Н4);

УНЦ кабельного колодца (таблица Н5);

УНЦ на восстановление дорожного покрытия при прокладке кабельной линии (для всех субъектов Российской Федерации) (таблица Б4);

УНЦ на демонтажные работы КЛ (таблица М5);

УНЦ на проектные и изыскательские работы по КЛ (таблица П5);

УНЦ на разработку и утверждение ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка (таблица П9);

УНЦ на кадастровые работы ВЛ (КЛ) и работы по установлению земельных отношений (таблица П10).

39. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении кабельных сооружений и устройства переходов при прокладке кабельной линии (КЛ, ВОК) используются:

УНЦ выполнения специального перехода кабельной линии методом горизонтально-направленного бурения (далее - ГНБ) (таблица Н1);

УНЦ кабельных сооружений для прокладки кабельной линии (таблица Н2);

УНЦ кабельного сооружения с трубами (таблица Н4);

УНЦ кабельного колодца (таблица Н5);

УНЦ на демонтажные работы КЛ (таблица М5);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

40. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ВЛ 0,4 - 750 кВ используются:

УНЦ ВЛ 0,4 - 750 кВ на строительно-монтажные работы без опор и провода (таблицы Л1, Л2);

УНЦ опор ВЛ 0,4 - 750 кВ (таблицы Л3, Л4);

УНЦ провода ВЛ 0,4 - 750 кВ сталеалюминиевого типа (таблица Л5);

УНЦ провода ВЛ 0,4 - 750 кВ компактированного типа (таблица Л5.К);

УНЦ грозотроса ВЛ (таблица Л6);

УНЦ провода СИП ВЛ 0,4 - 35 кВ (таблица Л7);

УНЦ провода ВЛ повышенной пропускной способности (таблица Л8);

УНЦ устройства лежневых дорог (таблица Л9);

УНЦ гирлянды изоляторов ВЛ (таблица Л10);

УНЦ арматуры, крепления, защиты от перенапряжений ВЛ 0,4-35 кВ (таблица Л11);

УНЦ ОКГТ (таблица О1);

УНЦ на устройство защиты опор ВЛ (таблица M1);

УНЦ на вырубку (расширение, расчистку) просеки ВЛ (для всех субъектов Российской Федерации) (таблица Б7);

УНЦ на трелевку хлыстов древесины при вырубке (расширении) просеки ВЛ (таблица М4);

УНЦ переходных пунктов ВЛ-КЛ (таблица Ж1);

УНЦ больших переходов ВЛ (таблица Ж2);

УНЦ переустройства магистрального газопровода при переходе ВЛ (таблица Ж3);

УНЦ переустройства магистрального нефтепровода при переходе ВЛ (таблица Ж4);

УНЦ на демонтаж ВЛ 0,4 - 750 кВ (таблица М2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы по ВЛ (таблица П3);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для больших переходов BЛ (таблица П4);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на разработку и утверждение ДПТ при прохождении ВЛ по землям лесного фонда (землям, покрытым лесом) (таблица П8);

УНЦ на разработку и утверждение ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка (таблица П9);

УНЦ на кадастровые работы ВЛ (КЛ) и работы по установлению земельных отношений (таблица П10).

41. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении УПГ используются:

УНЦ УПГ (таблица У1);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

42. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении ДГУ используются:

УНЦ ДГУ (таблица У2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6).

43. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении очистки местности от взрывоопасных предметов используются:

УНЦ на очистку участков местности от взрывоопасных предметов при строительстве ПС (ЗПС) (для всех субъектов Российской Федерации) (таблицы Б5);

УНЦ на очистку участков местности от взрывоопасных предметов при строительстве ВЛ (КЛ) (для всех субъектов Российской Федерации) (таблицы Б6).

44. Для определения объема финансовых потребностей в соответствии с УНЦ в отношении проектных и изыскательских работ, разработки землеустроительной документации и оформления земельных отношений для объектов электросетевого хозяйства используются:

УНЦ на проектные и изыскательские работы для ПС (ПП, ЗПС) (таблица П1);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2);

УНЦ на проектные и изыскательские работы по ВЛ (таблица ПЗ);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для больших переходов ВЛ (таблица П4);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для КЛ (таблица П5);

УНЦ на проектные и изыскательские работы для отдельных элементов электрических сетей (таблица П6);

УНЦ на работы по инженерно-археологическим изысканиям (таблица П7);

УНЦ на разработку и утверждение ДПТ при прохождении ВЛ по землям лесного фонда (землям, покрытым лесом) (таблица П8);

УНЦ на разработку и утверждение ДПТ ВЛ (КЛ) по границам земельного участка (таблица П9);

УНЦ на кадастровые работы ВЛ (КЛ) и работы по установлению земельных отношений (таблица П10);

УНЦ на кадастровые работы ПС (ЗПС) и работы по установлению земельных отношений (таблица П11);

УНЦ на очистку участков местности от взрывоопасных предметов при строительстве ВЛ (КЛ) (для всех субъектов Российской Федерации) (таблица Б6) при необходимости очистки участков местности от взрывоопасных предметов для выполнения проектных и изыскательских работ в отношении ВЛ (КЛ);

УНЦ на проектирование подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры (таблица П12), если осуществляется создание (модернизация) подсистемы безопасности значимого объекта критической информационной инфраструктуры.

 

Глава II. РУ 6 - 750 кВ

 

Таблица В1. УНЦ ячейки выключателя НУ 110 - 500 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

В1-01-1..2

110

2500

39 176,87

41 451,76

В1-02-1..2

110

3150

39 176,87

43 292,86

В1-03-1..2

220(150)

вне зависимости

99 887,74

110 620,97

В1-04-1..2

330

3150

176 208,58

178 523,83

В1-05-1..2

330

4000

176 398,32

178 633,61

В1-06-1..2

500

3150

231 852,65

237 758,91

В1-07-1..2

500

4000

234 614,40

240 520,65

 

В таблице В1 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (выключатель, разъединители, трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), ограничители перенапряжений (далее - ОПН), оборудование РЗА, шкафы наружной установки (обогрева выключателя, питания приводов разъединителей, обогрева приводов разъединителей, зажимов выключателя), приборы измерения), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, опорных стоек и металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты;

решения в части оборудования ИТС, в которых обмен информацией между устройствами РЗА, КП и верхним уровнем АСУ ТП осуществляется без использования протокола GOOSE и протокола SV либо в которых обмен информацией между устройствами РЗА, КП и верхним уровнем АСУ ТП не предусматривается (далее - решения без использования протоколов GOOSE и SV).

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблицы В1 применяется коэффициент (Кф1), принимающий следующие значения:

1,1 для ячеек выключателя напряжением 110 - 220 кВ;

1,07 для ячеек выключателя напряжением 330 - 500 кВ.

 

Таблица В2. УНЦ ячейки выключателя НУ 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

25

31,5

В2-01-1...2

6-15

630

5 058,30

5 058,30

В2-02-1..2

6-15

800(1000, 1250)

5 058,30

5 058,30

В2-03-1..2

6-15

1600

5 248,25

5 248,25

В2-04-1..2

6-15

2000

6 019,22

6 019,22

В2-05-1..2

35(20)

2000

27 469,92

27 469,92

В2-06-1..2

35(20)

2500

27 469,92

27 469,92

 

В таблице В2 в УНЦ:

ячейки выключателя НУ 35(20) кВ учтены стоимость оборудования (выключатель, разъединители, трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), ограничители перенапряжений (далее - ОПН), оборудование РЗА, шкафы наружной установки (обогрева выключателя, питания приводов разъединителей, обогрева приводов разъединителей, зажимов выключателя), приборы измерения), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, опорных стоек и металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты;

ячейки выключателя НУ 6-15 кВ учтены стоимость оборудования (ячейка с выключателем комплектной поставки с приборами учета и измерения электрической энергии, устройствами обогрева ячейки, РЗА (в том числе защита от дуговых замыканий), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (в том числе устройство металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты;

ячейки выключателя НУ 6 - 15 кВ учтено оборудование РЗА с применением одного терминала защиты и автоматики отходящих линий 6 - 15 кВ (расценка И11-140 из таблицы И11) на одно присоединение. Учет применения большего количества терминалов защит на одно присоединение осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ РЗА (таблица И11) для каждого присоединения;

учтены решения без использования протоколов GOOSE и SV.

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ ячейки выключателя НУ 35(20) кВ из таблицы В2 применяется коэффициент (Кф1), равный 1,13.

Для ячеек выключателя НУ 6 - 15 кВ учет решений с использованием протокола GOOSE осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ ШПС (таблица ДЗ) из расчета 8 сигналов с одной ячейки 6 - 15 кВ.

 

Таблица В3. УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение,

кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

Номинальный ток отключения, кА

20

25

31,5

40

50

В3-01-1..5

6-15

1000

2 222,10

2 222,10

2 403,46

3 025,38

11 458,19

В3-02-1..5

6-15

1250

2 222,10

2 222,10

2 403,46

3 025,38

11 458,19

B3-03-1..5

6-15

1600

2 222,10

2 222,10

2 403,46

3 025,38

11 458,19

В3-04-1..5

6-15

2000

2 538,33

2 538,33

2 719,69

3 341,61

11 774,42

В3-05-1..5

6-15

2500

2 981,18

2 981,18

3 341,61

3 974,07

11 774,42

В3-06-1..5

6-15

3150

3 341,61

3 341,61

3 341,61

4 184,89

12 406,88

В3-07-1..5

6-15

4000

3 657,84

3 657,84

3 657,84

4 227,05

12 617,70

В3-08-1..5

20

1250

7 452,60

10 604,37

11 307,45

11 307,45

11 307,45

В3-09-1..5

20

1600

8 074,52

12 312,01

12 938,15

12 938,15

12 938,15

В3-10-1..5

20

2000

8 074,52

12 480,67

12 992,96

12 992,96

12 992,96

В3-11-1..5

20

2500

8 074,52

14 430,76

15 486,97

15 486,97

15 486,97

В3-12-1..5

20

3150

8 917,81

15 137,01

15 486,97

16 363,98

16 363,98

B3-13-1..5

35

630

16 238,76

16 238,76

16 871,22

16 871,22

16 871,22

В3-14-1..5

35

800(1000)

17 875,25

17 875,25

17 875,25

17 875,25

17 875,25

В3-15-1..5

35

1250

17 875,25

17 875,25

17 875,25

17 875,25

17 875,25

В3-16-1..5

35

1600

18 601,00

18 601,00

18 601,00

18 601,00

18 601,00

В3-17-1..5

35

2000

18 601,00

18 601,00

18 601,00

18 601,00

18 601,00

В3-18-1..5

35

2500

19 511,75

19511,75

19 511,75

19 511,75

19511,75

В3-19-1..5

35

3150

19 511,75

19 511,75

19 511,75

19 511,75

19 511,75

 

В таблице В3 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (ячейка с выключателем, приборы учета и измерения, РЗА (в том числе защита от дуговых замыканий), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (в том числе устройство металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты.

оборудование РЗА с применением одного терминала защиты и автоматики отходящих линий 6 - 15 кВ (расценка И11-140 из таблицы И11) на одно присоединение. Учет применения большего количества терминалов защит на одно присоединение осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ РЗА (таблица И11) для каждого присоединения;

учтены решения без использования протоколов GOOSE и SV. Учет решений с использованием протокола GOOSE осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ ШПС (таблица Д3) из расчета 8 сигналов с одной ячейки выключателя.

 

Таблица В4. УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 330 кВ с учетом здания ЗРУ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

В4-01-1..2

110

вне зависимости

82 645,40

90 182,23

В4-02-1..2

220(150)

2000

153 644,73

158 492,54

В4-03-1..2

220(150)

2500

161 724,42

166 572,23

В4-04-1..2

220(150)

3150

172 962,72

172 962,72

В4-05-1..2

330

2500

283 653,26

283 653,26

В4-06-1..2

330

3150

291 564,00

291 564,00

 

В таблице В4 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (выключатель (ячейка КРУ с элегазовой изоляцией (далее - КРУЭ) с выключателем), разъединители, ТТ, ТН, ОПН, РЗА), стоимость монтажных работ (с учетом стоимости используемого материала (устройство металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты;

стоимость здания ЗРУ с учетом затрат на внутреннюю отделку и внутренние коммуникации, силовые сборки, систему оперативного постоянного тока и собственных нужд (без учета трансформатора собственных нужд), аккумуляторные батареи, систему отопления и вентиляции, комплекс систем безопасности здания;

решения без использования протоколов GOOSE и SV.

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблицы В4 применяется коэффициент (Кф1), равный 1,03.

 

Таблица В5. УНЦ ячейки выключателя ВУ 110 - 330 кВ без учета здания ЗРУ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

В5-01-1..2

110

вне зависимости

55 599,14

63 135,97

В5-02-1..2

220(150)

2000

122 420,68

127 268,49

В5-03-1..2

220(150)

2500

130 500,37

135 348,18

В5-04-1..2

220(150)

3150

141 811,94

141 811,94

В5-05-1..2

330

2500

228 128,89

228 128,89

В5-06-1..2

330

3150

236 208,58

236 208,58

 

В таблице В5 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (выключатель (ячейка КРУЭ с выключателем), разъединители, ТТ, ТН, ОПН, РЗА), стоимость монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты;

решения без использования протоколов GOOSE и SV.

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблицы В5 применяется коэффициент (Кф1), равный 1,03.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение номинального тока выключателя больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице B1, В2, В3, В4 или В5 в столбце "Номинальный ток, А", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя, то из таблиц В1 - В5 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Номинальный ток, А", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя.

 

Глава III. Управляемый элемент электрической сети

 

Таблица В6. УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Норматив цены, тыс. руб

В6-01

6-15

2 246,70

В6-02

20

2 624,60

В6-03

35

5 668,93

 

В таблице В6 в УНЦ учтены стоимость оборудования (коммутационное устройство, ОПН, трансформаторы собственных нужд, шкаф управления с микропроцессорным устройством, РЗА), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (установка металлоконструкций, ошиновки, заземления), а также сопутствующие затраты.

В таблице В6 в УНЦ учтены затраты на шкаф управления, имеющий аналоговые входы и дискретные входы (выходы), обеспечивающий дистанционное управление (настройку, контроль) автоматического пункта секционирования, измерение тока и напряжения для всех фаз.

 

Таблица В7. УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ с интеграцией в АСУ ТП

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Норматив цены, тыс. руб

В7-01

6-15

2 823,47

В 7-02

20

3 479,81

В7-03

35

6 086,59

 

В таблице В7 в УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ с интеграцией в АСУ ТП учтены стоимость оборудования (коммутационное устройство, ОПН, трансформаторы собственных нужд, шкаф управления с микропроцессорным устройством и прибором учета электрической энергии, РЗА), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (установка металлоконструкций, ошиновки, заземления), а также сопутствующие затраты.

В таблице В7 в УНЦ учтены затраты на шкаф управления, имеющий аналоговые входы и дискретные входы (выходы), обеспечивающий дистанционное управление (настройку, контроль) автоматического пункта секционирования, измерение тока и напряжения для всех фаз, цифровые интерфейсы с поддержкой протоколов передачи данных.

 

Таблица Д3. УНЦ ШПС

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены, тыс. руб

Д3-01

Шкаф для 1 устройства приема, передачи или приемопередачи на 32 команды

1 560,60

Д3-02

Шкаф для 1 устройства приема, передачи или приемопередачи на 32 команды с выводом переключателем отдельного направления принимаемой команды

1 644,93

Д3-03

Шкаф для 2 устройств приема, передачи или приемопередачи на 16 команд

1 508,15

Д3-04

Шкаф для 2 устройств приема, передачи или приемопередачи на 16 команд с выводом переключателем отдельного направления принимаемой команды

1 592,48

Д3-05

Шкаф на 95 дискретных входов и 32 дискретных выхода для подключения устройств РЗА

2 307,74

Д3-06

Шкаф на 222 дискретных входов и 64 дискретных выхода для подключения устройств РЗА

3 824,05

Д3-07

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов насосной станции пожаротушения

1 731,07

Д3-08

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов камеры переключения задвижек

1 731,07

Д3-09

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

3 525,81

Д3-10

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом- 3 шт)

3 473,11

Д3-11

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 3 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

3 947,45

Д3-12

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 6 шт)

4 031,78

Д3-13

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 6 шт)

3 894,75

Д3-14

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с трехфазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

4 263,68

Д3-15

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с трехфазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 3 шт)

4 210,98

Д3-16

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с трехфазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 3 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

4 843,44

Д3-17

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с трехфазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 6 шт)

4 896,15

Д3-18

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с трехфазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 6 шт)

4 790,74

Д3-19

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с пофазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

4 369,09

Д3-20

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с пофазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 3 шт)

4 474,50

Д3-21

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с пофазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 3 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 3 шт)

4 527,21

Д3-22

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с пофазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с пофазным приводом - 6 шт)

4 812,08

Д3-23

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов (количество контролируемых выключателей с пофазным приводом - 1 шт, количество контролируемых коммутационных аппаратов с трехфазным приводом - 6 шт)

4 759,37

Д3-24

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 3 шт)

5 084,40

Д3-25

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 3 шт, количество преобразователей аналоговых сигналов с тремя входами (3*1) - 2 шт)

5 568,37

Д3-26

Щкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 1 шт)

4 232,32

Д3-27

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 1 шт, количество преобразователей аналоговых сигналов с одним входом (1*1) - 2 шт)

5 011,45

Д3-28

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 1 шт, количество преобразователей аналоговых сигналов с двумя входами (2*1) - 1 шт)

4 495,85

Д3-29

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых устройств регулирования напряжения под нагрузкой - 1 шт, количество преобразователей аналоговых сигналов с тремя входами (3*1) - 2 шт)

5 011,45

Д3-30

Шкаф с преобразователями дискретных сигналов для контроля маслонаполненного оборудования (количество контролируемых единиц маслонаполненного оборудования - 1 шт количество преобразователей аналоговых сигналов с тремя входами (2*I, 1*U) - 1 шт)

4 443,14

Д3-31

Шкаф с преобразователями аналоговых сигналов для сбора аналоговых сигналов с трех фаз электромагнитных ТТ

1 773,06

Д3-32

Шкаф с преобразователями аналоговых сигналов для сбора аналоговых сигналов с трех фаз электромагнитных ТН

1 466,18

Д3-33

Шкаф с преобразователями аналоговых сигналов для сбора аналоговых сигналов с электромагнитного однофазного ТН или шкафа отбора напряжения

1 360,91

Д3-34

Шкаф преобразователей аналоговых сигналов датчиков метеоусловий

1 280,35

 

В таблице Д3 в УНЦ учтены стоимость оборудования (микропроцессорного устройства, устройств вторичной коммутации, шкафа для размещения оборудования), затраты на монтажные работы с учетом стоимости используемого материала, а также сопутствующие затраты.

При использовании расценок Д3-01 - Д3-04 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается исходя из указанного в их наименованиях количества принимаемых и передаваемых команд на один шкаф.

При использовании расценок Д3-05 - Д3-06 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается исходя из указанного в их наименовании количества дискретных входов и выходов на один шкаф.

При использовании расценки Д3-07 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается равным количеству насосных станций пожаротушения.

При использовании расценки Д3-08 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается равным количеству камер переключения задвижек.

При использовании расценок Д3-09 - Д3-30 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается исходя из указанного в их наименовании количества контролируемых устройств и оборудования на один шкаф.

При использовании расценки Д3-31 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается из расчета трех фаз электромагнитных ТТ на один шкаф.

При использовании расценки Д3-32 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается из расчета трех фаз электромагнитного ТН на один шкаф.

При использовании расценки Д3-33 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается исходя из количества однофазных ТН или шкафов отбора напряжения.

При использовании расценки Д3-34 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) выбирается равным количеству метеостанций. Первичные измерительные датчики метеоусловий (о скорости ветра, температуре и относительной влажности воздуха) не учтены в расценке Д3-34.

 

Глава IV. Ячейка (авто-) трансформатора 6 - 750 кВ

 

Таблица Т1. УНЦ ячейки трехобмоточного трансформатора 110 - 500 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность,

MBA

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

4

Класс напряжения обмоток высшего напряжения 1/среднего напряжения 2/низшего напряжения 3, кВ

110/35/НН

150/35/НН

220/35(20, 110)/НН

500/110/НН

Т1-01-1..4

6,3

65 628,40

-

-

-

Т1-02-1..4

10

70 600,58

-

82 567,82

-

Т1-03-1..4

16

83 528,24

84 514,70

-

-

Т1-04-1..4

25

87 505,99

117 331,08

132 289,61

-

Т1-05-1..4

32

91 483,73

130 258,75

163 614,34

-

Т1-06-1..4

40

108 886,36

160 091,82

184 000,28

-

Т1-07-1..4

63

116 706,08

189 789,14

199 775,49

-

Т1-08-1..4

80

239 518,91

-

298 224,64

-

Т1-09-1..4

100

293 218,45

311 110,31

323 085,54

-

Т1-10-1..4

125

-

-

412 584,76

-

Т1-11-1..4

160

321 062,65

-

-

-

Т1-12-1..4

200

-

-

566 722,32

-

Т1-13-1..4

300

-

-

-

642 759,41

 

------------------------------

1 Далее - "ВН".

2 Далее - "СН".

3 Далее - "НН".

------------------------------

 

Таблица Т2. УНЦ ячейки автотрансформатора 150 - 500 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер

расценок

Мощность,

MBA

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

4

5

Класс напряжения обмоток ВН/СН/НН, кВ

220(150)/110/НН

330/110/НН

330/150/НН

330/220/НН

500/220(110)/НН

Т2-01-1..5

63

221 829,61

-

-

-

-

Т2-02-1..5

80

226 801,79

-

-

-

-

Т2-03-1..5

100

276 523,58

-

-

-

-

Т2-04-1..5

125

296 412,30

392 338,70

-

-

-

Т2-05-1..5

150

320 776,01

412 227,42

-

-

-

Т2-06-1..5

200

333 445,62

431 449,97

436 656,78

-

-

Т2-07-1..5

250

342 395,54

441 394,32

451 573,32

459 597,16

522 551,59

Т2-08-1..5

500

-

-

-

-

635 022,28

 

Таблица Т3. УНЦ ячейки трехфазной группы однофазных автотрансформаторов 330-750 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность трехфазной группы,

MBA

Единичная мощность автотрансформатора,

MBA

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

Класс напряжения обмоток ВН/СН/НН, кВ

330/220/НН

500/110(220)/

НН

500/330/НН

750/330/НН

750/500/НН

ТЗ-01-1..5

399

133

792 723,49

804 995,49

-

-

-

ТЗ-02-1..5

405(450)

135(150)

-

804 995,49

-

-

-

T3-03-1..5

501

167

-

884 550,36

946 832,19

-

-

ТЗ-04-1..5

801(750)

267(250)

-

1 034 830,73

-

-

-

ТЗ-05-1..5

999

333

-

-

-

1 821 885,99

-

ТЗ-06-1..5

1251

417

-

-

-

-

2 095 122,04

 

В таблицах T1, Т2, Т3 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (авто-) трансформатор на три фазы в таблицах Т1 и Т2, трехфазная группа однофазных авторнасформаторов в таблице Т3 встроенные ТТ, заземлитель нейтрали, ОПН, шкафы РЗА, шкафы наружной установки), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника, маслосборника, системы пожаротушения), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты; решения без использования протоколов GOOSE и SV.

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблиц Т1 - Т3 применяется коэффициент (Кф1), принимающий следующие значения:

1,04 для ячеек трансформатора 110 - 500 кВ мощностью до 100 MBA (таблица Т1);

1.01 для ячеек трансформатора 110 - 500 кВ мощностью 100 MBA и выше (таблица Т1);

1.02 для ячеек автотрансформатора 150 - 500 кВ (таблица Т2);

1,01 для ячеек трехфазной группы однофазных автотрансформаторов 330 - 750 кВ (таблица Т3).

Для учета технологических решений для ячейки группы однофазных автотрансформаторов 330 - 750 кВ с утвержденным значением числа фаз группы, отличным от 3-х, расценка УНЦ из таблицы ТЗ выбирается на основе утвержденных значений единичной мощности автотрансформатора и класса напряжения его обмоток, и вместе с выбранной расценкой УНЦ применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного значения числа фаз к 3-м.

 

Таблица Т4. УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 35 - 500 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер

расценок

Мощность,

MBA

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

6

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

35/НН

110/НН

150/НН

220/НН

330/НН

500/НН

Т4-01-1..6

2

23 111,86

39 350,80

-

-

-

-

Т4-02-1..6

2,5

23 615,44

45 354,26

-

-

-

-

Т4-03-1..6

4

24 474,23

49 332,00

-

-

-

-

Т4-04-1..6

5

24 971,45

51 320,87

-

67 716,83

-

-

Т4-05-1..6

6,3

25 130,57

51 320,87

-

75 672,31

-

-

Т4-06-1..6

10

40 047,11

53 309,75

-

89 594,41

-

-

Т4-07-1..6

16

45 019,29

69 220,72

79 399,72

95 561,03

-

-

Т4-08-1..6

20

69 880,19

87 120,57

-

-

-

-

Т4-09-1..6

25

76 841,24

93 087,18

-

129 371,85

177 621,50

-

Т4-10-1..6

32

91 757,77

108 998,15

126 138,20

150 255,00

-

-

Т4-11-1..6

40

92 752,21

110 987,03

149 507,44

161 193,80

-

-

Т4-12-1..6

50

94 239,37

111 484,24

-

-

 

-

Т4-13-1..6

63

95 735,52

113 834,57

163 791,00

173 985,70

235 298,78

 

Т4-14-1..6

70

-

131 734,42

191 635,20

-

-

 

Т4-15-1..6

80

-

135 712,16

-

221 718,62

250 215,32

-

Т4-16-1..6

100

-

216 261,46

236 384,82

244 590,65

275 076,22

-

Т4-17-1..6

125

-

254 050,03

-

263 484,93

280 048,39

-

Т4-18-1..6

150

-

273 938,74

-

-

-

329 370,05

Т4-19-1..6

160

-

273 938,74

-

283 373,64

-

-

Т4-20-1..6

200

-

325 649,41

-

338 067,62

-

-

Т4-21-1..6

250

-

-

-

394 750,46

-

518 312,86

Т4-22-1..6

400

-

-

-

616 509,65

-

836 532,33

 

Таблица Т5. УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер

расценок

Мощность,

кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10,15)/НН

20/НН

35/НН

6(10, 15)/НН

20/НН

Вид трансформатора

масляный

вне

зависимости

сухой

Т5-05-1..5

16

228,15

358,83

-

-

-

Т5-06-1..5

25

234,40

367,90

-

223,37

394,22

Т5-07-1..5

40

267,03

394,51

-

241,23

426,56

Т5-08-1..5

63

345,09

493,38

-

327,66

593,55

Т5-09-1..5

80

-

-

-

-

-

Т5-10-1..5

100

367,67

604,12

2 083,11

473,95

768,51

Т5-11-1..5

160

460,85

706,19

2 886,80

657,07

1 018,70

Т5-12-1..5

250

606,63

913,91

3 972,69

2 360,05

3 920,37

Т5-13-1..5

300

-

-

-

-

-

Т5-14-1..5

400

780,72

1 216,11

5 151,39

2 590,48

4 385,13

Т5-15-1..5

500

-

-

-

-

-

Т5-16-1..5

600

-

-

-

-

-

Т5-17-1..5

630

1 058,83

1 599,19

7 922,88

2 996,02

4 897,04

Т5-18-1..5

875

-

-

-

-

-

Т5-19-1..5

1000

1 778,09

2 855,75

12 010,18

3 394,95

5 649,13

Т5-20-1..5

1125

-

-

-

-

-

Т5-21-1..5

1250

2 389,22

3 752,69

14 058,72

3 903,25

6 598,47

Т5-22-1..5

1600

3 484,95

4 870,74

18 077,14

7 266,10

11 436,27

Т5-23-1..5

2000

4 095,20

5 458,55

23 111,86

7 974,51

11 930,27

Т5-24-1..5

2500

4 814,19

6 765,75

23 615,44

8 329,23

12 797,23

Т5-25-1..5

3150

7 181,48

9 955,78

-

8 811,41

13 454,83

Т5-26-1..5

4000

-

-

24 474,23

14 231,68

19 998,66

 

Таблица Т5.1. УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ с устройством регулирования напряжения под нагрузкой

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность,

кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10, 15)/НН

20/НН

6(10, 15)/НН

20/НН

Вид трансформатора

масляный

сухой

Т5.1-01-1..4

25

7 508,60

10 472,16

-

-

Т5.1-02-1..4

40

7 959,09

11 084,10

-

-

Т5.1-03-1..4

63

8 455,26

11 746,52

-

-

Т5.1-04-1..4

100

8 893,25

12 399,33

6 460,85

7 304,14

Т5.1-05-1..4

160

9 395,67

13 068,96

6 568,44

7 540,01

Т5.1-06-1..4

250

9 926,03

13 743,19

6 814,88

7 658,16

Т5.1-07-1..4

400

10 516,89

14 529,82

8 287,60

9 025,47

Т5.1-08-1..4

630

11 566,93

15 889,47

9 114,19

9 957,47

Т5.1-09-1..4

1000

12 395,24

16 843,55

11 654,73

13 025,06

Т5.1-10-1..4

1250

12 980,56

17 576,45

13 106,75

13 317,57

Т5.1-11-1..4

1600

14 498,31

19557,99

16 069,84

17 650,99

Т5.1-12-1..4

2000

15 790,80

21 229,97

17 790,08

19 476,65

Т5.1-13-1..4

2500

17 397,88

23 258,69

19 664,31

20 929,23

Т5.1-14-1..4

3150

18 007,81

24 010,64

21 334,34

22 915,49

Т5.1-15-1..4

4000

-

-

29 260,59

32 339,61

 

Таблица Т5.2 УНЦ ячейки малошумного энергоэффективного двухобмоточного трансформатора 6 - 20 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность,

кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10, 15)/НН

20/НН

6(10, 15)/НН

20/НН

Вид трансформатора

масляный

сухой

Т5.2-01-1..4

16

242,21

387,25

-

-

Т5.2-02-1..4

25

249,51

399,89

501,40

598,58

Т5.2-03-1..4

40

288,44

426,56

593,95

706,61

Т5.2-04-1..4

63

386,97

533,99

721,65

892,28

Т5.2-05-1..4

100

445,10

650,04

814,64

987,66

Т5.2-06-1..4

160

650,18

755,02

904,71

1 077,24

Т5.2-07-1..4

250

875,50

976,63

2 670,02

4 457,06

Т5.2-08-1..4

400

1 152,45

1 327,77

2 858,91

4 861,74

Т5.2-09-1..4

630

1 610,61

1 751,65

3 323,04

5 460,35

Т5.2-10-1..4

1000

2 417,65

3 068,59

3 819,84

6 415,08

Т5.2-11-1..4

1250

3 017,14

4 062,79

4 337,69

7 394,88

Т5.2-12-1..4

1600

3 812,12

5 268,99

8 058,69

12 738,87

Т5.2-13-1..4

2000

4 665,90

5 934,03

8 815,58

13 243,27

Т5.2-14-1..4

2500

5 434,69

7 373,55

9 399,53

14 530,14

Т5.2-15-1..4

3150

7 700,58

10 841,79

9 939,41

15 280,74

Т5.2-16-1..4

4000

-

-

15 819,74

22 269,70

 

В таблице Т4 в УНЦ учтены стоимость оборудования (трансформатор, ОПН, встроенные ТТ, шкафы РЗА, шкафы наружной установки), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника, маслосборника, системы пожаротушения), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты.

В таблицах Т5, Т5.1 и Т5.2 в УНЦ учтены стоимость оборудования (трансформатор, ОПН, встроенные ТТ, шкафы наружной установки), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника, маслосборника, системы пожаротушения), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты.

В таблице Т4 в УНЦ учтены трансформаторы с расщепленной обмоткой.

В таблице Т4 в УНЦ учтены решения без использования протоколов GOOSE и SV.

Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблицы Т4 применяется коэффициент (Кф1), принимающий следующие значения:

1,12 для ячеек трансформатора 35 - 500 кВ мощностью до 6,3 MBA;

1,07 для ячеек трансформатора 35 - 500 кВ мощностью от 6,3 MBA до 25 MBA;

1,04 для ячеек трансформатора 35 - 500 кВ мощностью от 25 MBA до 63 MBA;

1,02 для ячеек трансформатора 35 - 500 кВ мощностью 63 MBA и выше.

В таблицах Т5 и Т5.2 в УНЦ учтена стоимость трансформаторов с переключением без возбуждения (ПБВ).

В таблице Т5.1 в УНЦ учтена стоимость трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

 

Таблица Т6. УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность, МВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1 2

Класс напряжения, кВ

6-15

35(20)

Т6-01-1..2

16

24 980,14

-

Т6-02-1..2

40

44 782,03

49 470,02

Т6-03-1..2

63

55 720,83

57 425,51

Т6-04-1..2

100

-

90 440,78

 

Таблица Т7. УНЦ регулировочного (линейно-регулировочного, вольтодобавочного) трансформатора 6 - 220 кВ

 

Измеритель: 1 MBA

 

Номер расценок

Норматив цены, тыс. руб

Т7-01

911,32

 

В таблицах Т6 и Т7 в УНЦ учтены стоимость оборудования (трансформатор, ОПН, шкафы РЗА, шкафы наружной установки, шкаф регулирования напряжением трансформатора), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника, маслосборника), а также сопутствующие затраты.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности (авто-) трансформатора, регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора либо трехфазной группы однофазных автотрансформаторов принадлежит интервалу между двумя значениями характеристики типового технологического решения, указанного в таблице T1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т5.1, Т5.2 или Т6 в столбце "Мощность, MBА" либо "Мощность трехфазной группы, МВА", для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора, то из таблиц Т1 - Т6 выбирается расценка УНЦ, соответствующая значению указанной характеристики, которое меньше утвержденного значения мощности, и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по следующей формуле:

 

,

(1)

 

где:

N - порядковый номер коэффициента, указанный в описании соответствующего УНЦ;

УНЦ б и УНЦ м - значения УНЦ из таблицы, предусмотренной настоящими УНЦ, соответствующие большему Хар б и меньшему Хар м значениям интервала характеристики типового технологического решения, которому принадлежит утвержденное значение технического показателя технологического решения объекта электросетевого хозяйства Хар у.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности (авто-) трансформатора, регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора либо трехфазной группы однофазных автотрансформаторов больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т5.1, Т5.2 или Т6 в столбце "Мощность, MBА" либо "Мощность трехфазной группы, МВА", для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора и в таблице приведено больше одного значения УНЦ для таких классов напряжения обмоток либо класса напряжения трансформатора при различных значениях указанной характеристики типового технологического решения, то из таблиц Т1 - Т6 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, МВА" либо "Мощность трехфазной группы, МВА", для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора (УНЦ б), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей: в качестве значения УНЦ м используется значение УНЦ, следующее в таблице за УНЦ б в порядке убывания (возрастания) соответствующей характеристики типового технологического решения для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора;

в качестве значений Хар б и Хар м используются значения характеристики типового технологического решения, соответствующие значениям УНЦ б и УНЦ м.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности (авто-) трансформатора, регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора либо трехфазной группы однофазных автотрансформаторов больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, Т5.1, Т5.2 или Т6 в столбце "Мощность, МВА" либо "Мощность трехфазной группы, МВА", для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора и в таблице приведено только одно значение УНЦ для таких классов напряжения обмоток либо класса напряжения трансформатора, то из таблиц Т1 - Т6 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, МВА" либо "Мощность трехфазной группы, МВА", для утвержденных значений классов напряжения обмоток (авто-) трансформатора либо класса напряжения регулировочного, линейно-регулировочного, вольтодобавочного трансформатора (УНЦ б), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по следующей формуле:

 

,

(2)

 

где:

N - порядковый номер коэффициента, указанный в описании соответствующего УНЦ;

Хар б - значение характеристики типового технологического решения из таблицы, соответствующее значению УНЦ б.

 

Глава V. Ячейка ТОР, ДГА (ДГР, фильтра заземляющего) 6 - 750 кВ

 

Таблица Р1. УНЦ ячейки ДГР 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

Напряжение, кВ

6-15

20

35

Р1-01-1..3

190

4 499,78

5 907,36

11 057,88

Р1-02-1..3

300

6 501,47

9 360,81

11 734,92

Р1-03-1..3

360

6 544,90

9 434,81

11 744,50

Р1-04-1..3

440

6 570,62

9 582,81

11 753,13

Р1-05-1..3

480

6 591,70

9 706,14

11 786,67

Р1-06-1..3

485

6 602,46

9 718,47

11 800,56

Р1-07-1..3

490

6 613,21

9 730,80

11 814,46

Р1-08-1..3

500

6 613,21

9 730,80

11 814,46

Р1-09-1..3

550

6 927,29

9 780,13

11 870,04

Р1-10-1..3

610

6 970,30

9 829,47

11 925,62

Р1-11-1..3

730

7 013,30

9 878,80

И 981,20

Р1-12-1..3

760

7 056,31

9 928,13

12 036,78

Р1-13-1..3

800

7 099,32

9 977,46

12 092,36

Р1-14-1..3

820

7 142,32

10 026,79

12 147,94

Р1-15-1..3

840

7 163,83

10 051,46

12 175,73

Р1-16-1..3

850

7 185,33

10 076,13

12 203,52

Р1-17-1..3

860

7 206,84

10 100,79

12 203,52

Р1-18-1..3

950

7 601,07

11 228,44

12 720,04

Р1-19-1..3

1100

7 655,88

11 351,77

12 806,29

Р1-20-1..3

1300

7 701,42

11 549,10

12 870,49

Р1-21-1..3

1520

7 916,46

11 795,76

13 148,40

Р1-22-1..3

1600

7 959,46

11 845,09

13 203,98

Р1-23-1..3

2000

9 528,05

12 999,15

13 759,78

 

Таблица Р6. УНЦ фильтра заземляющего 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

Напряжение, кВ

6-15

20

35

Р6-01-1..3

80

587,74

945,23

2 724,77

Р6-02-1..3

100

903,88

1 071,72

2 889,21

Р6-03-1..3

125

1 037,37

1 214,31

2 971,43

Р6-04-1..3

160

1 195,48

1 404,05

3 218,09

Р6-05-1..3

200

1 420,14

1 741,18

3 546,97

Р6-06-1..3

250

1 578,26

1 804,43

3 627,08

Р6-07-1..3

300

1 789,64

2 040,78

3 711,41

Р6-08-1..3

400

1 895,05

2 167,27

3 875,85

Р6-09-1..3

500

2 154,52

2 418,05

3 958,07

Р6-10-1..3

630

2 207,23

2 481,30

4 040,29

Р6-11-1..3

800

2 697,51

2 982,11

7 766,29

Р6-12-1..3

1000

2 750,21

3 045,36

7 848,51

Р6-13-1..3

1250

3 019,30

3 324,99

7 930,73

Р6-14-1..3

1600

3 430,23

3 746,46

8 012,95

 

Таблица Р7. УНЦ ячейки ДГА 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

Класс напряжения, кВ

6-15

20

35

Р7-01-1..3

190

6 597,67

11 469,78

24 665,59

Р7-02-1..3

300

11 992,05

18 611,02

26 346,77

Р7-03-1..3

360

12 070,23

18 744,22

26 364,02

Р7-04-1..3

440

12 116,52

19 010,61

26 379,55

Р7-05-1..3

480

12 154,47

19 232,60

26 439,93

Р7-06-1..3

485

12 173,82

19 254,80

26 464,94

Р7-07-1..3

490

12 193,18

19 277,00

26 489,95

Р7-08-1..3

500

12 193,18

19 277,00

26 489,95

Р7-09-1..3

550

12 785,63

19 365,80

26 589,99

Р7-10-1..3

610

12 863,04

19 454,60

26 690,04

Р7-11-1..3

730

12 940,46

19 543,40

31 415,27

Р7-12-1..3

760

13 017,87

19 632,19

31 515,32

Р7-13-1..3

800

13 095,28

19 720,99

31 615,36

Р7-14-1..3

820

13 172,70

19 809,79

31 715,41

Р7-15-1..3

840

13 211,40

19 854,19

31 765,43

Р7-16-1..3

850

13 250,11

26 065,50

31 815,45

Р7-17-1..3

860

13 288,82

26 109,90

31 865,48

Р7-18-1..3

950

17 034,46

29 284,95

32 745,18

Р7-19-1..3

1100

17 133,12

29 506,95

41 379,94

Р7-20-1..3

1300

21 010,12

39 024,42

45 349,83

Р7-21-1..3

1520

21 397,18

39 468,40

45 850,06

Р7-22-1..3

1600

21 474,59

39 557,20

45 950,10

Р7-23-1..3

2000

27 447,91

46 435,90

54 659,20

 

В таблицах P1, Р6 и Р7 в УНЦ учтены стоимость оборудования (ДГА (ДГР, фильтр заземляющий, предназначенный для присоединения к нейтрали ДГР), разъединитель, шкафы наружной установки), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), а также сопутствующие затраты.

В таблицах P1, Р6 и Р7 в УНЦ не учтена стоимость кабельной продукции 6-35 кВ.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности ДГА, ДГР либо фильтра заземляющего принадлежит интервалу между двумя значениями характеристики типового технологического решения, указанного в таблице P1, Р6 или Р7 в столбце "Мощность, кВА", для утвержденного значения (класса) напряжения, то из таблицы P1, Р6 или Р7 выбирается расценка УНЦ, соответствующая значению указанной характеристики, которое меньше утвержденного значения мощности, и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности ДГА, ДГР либо фильтра заземляющего больше максимального значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице P1, Р6 или Р7 в столбце "Мощность, MBА", для утвержденного значения (класса) напряжения, то из таблицы P1, Р6 или Р7 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, МВА", для утвержденного значения (класса) напряжения (УНЦ б), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей:

в качестве значения УНЦ м используется значение УНЦ, следующее в таблице за УНЦ б в порядке убывания соответствующей характеристики типового технологического решения для утвержденного значения (класса) напряжения;

в качестве значений Хар б и Хар м используются значения характеристики типового технологического решения, соответствующие значениям УНЦ б и УНЦ м.

 

Таблица Р2. УНЦ ячейки реактора ТОР 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

Напряжение, кВ

6-15

6-15

20

20

35

Тип

одинарный

сдвоенный

одинарный

сдвоенный

одинарный

Р2-01-1..5

50

1 145,52

-

-

-

-

Р2-02-1..5

70

1 710,53

-

-

-

-

Р2-03-1..5

100

2 290,50

-

-

-

8 254,66

Р2-04-1..5

200

2 402,69

-

-

-

8 356,03

Р2-05-1..5

250

2 499,99

-

-

-

8 396,57

Р2-06-1..5

400

3 129,50

-

-

-

8 437,11

Р2-07-1..5

500

3 178,69

-

-

-

8 710,69

Р2-08-1..5

600

3 248,97

-

-

-

8 751,24

Р2-09-1..5

630

4 366,26

7 742,77

-

-

8 791,78

Р2-10-1..5

750

4 387,35

7 777,90

-

-

8 834,97

Р2-11-1..5

800

4 429,51

7 883,31

-

-

9 016,92

Р2-12-1..5

1000

4 457,62

8 234,68

-

-

9 937,35

Р2-13-1..5

1600

5 510,07

10 001,11

-

-

14 735,61

Р2-14-1..5

2000

9 428,90

17 411,15

13 817,94

22 001,09

18 564,87

Р2-15-1..5

2500

10 483,61

18 622,41

14 591,99

25 266,86

19 566,78

Р2-16-1..5

3000

11 252,65

18 762,96

14 619,74

25 530,39

19 891,11

Р2-17-1..5

3200

14 473,33

24 231,52

18 918,05

33 282,34

-

Р2-18-1..5

4000

14 613,88

24 442,34

19 968,76

34 311,33

-

Р2-19-1..5

5000

17 879,10

31 348,34

-

-

-

Р2-20-1..5

6000

34 945,57

59 853,87

-

-

-

Р2-21-1..5

8000

38 320,26

67 168,72

-

-

-

 

Таблица Р3. УНЦ ячейки реактора ТОР 110 - 330 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер

расценок

Номинальный ток, А

Сопротивление, Ом

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

Напряжение, кВ

110

220(150)

330

P3-01-1..3

350

вне зависимости

7 119,32

14 902,48

18 737,27

P3-02-1..3

1000

2,5

24 257,48

28 553,41

34 080,82

P3-03-1..3

1000

3

28 157,66

33 718,51

41 930,10

P3-04-1..3

1000

6,5

37 644,58

44 786,58

52 998,17

P3-05-1..3

1000

7,25

42 915,09

50 057,09

58 268,68

P3-06-1..3

1000

22

89 295,58

106 978,60

122 568,90

P3-07-1..3

1250

вне зависимости

59 850,67

79 557,47

96 117,44

P3-08-1..3

1500

вне зависимости

64 418,08

86 232,98

103 846,95

P3-09-1..3

1600

2

35 270,48

46 285,59

63 113,75

P3-10-1..3

1600

2,5

38 959,83

50 502,00

69 438,36

P3-11-1..3

1600

9,54

58 987,77

82 125,06

112 656,55

P3-12-1..3

2000

вне зависимости

41 422,49

50 119,51

59 886,11

P3-13-1..3

4000

вне зависимости

81 319,65

97 558,59

114 867,11

 

В таблицах Р2 и Р3 в УНЦ учтены стоимость трехфазного оборудования (ТОР, ТТ, ОПН), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), а также сопутствующие затраты.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение номинального тока и (или) сопротивления ТОР принадлежит интервалу между двумя значениями характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Р2 или Р3 в столбце "Номинальный ток, А" и (или) "Сопротивление, Ом" (за исключением значения "вне зависимости"), для утвержденных значений напряжения и типа ТОР, то из таблицы Р2 или Р3 выбирается расценка УНЦ, соответствующая значению указанной характеристики, которое меньше утвержденного значения номинального тока либо сопротивления ТОР, и применяется определяемый по формуле 1 коэффициент (Кф2) для утвержденного значения номинального тока ТОР либо утвержденного значения сопротивления ТОР, имеющий максимальное значение.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение номинального тока и (или) сопротивления ТОР больше максимального значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Р2 или Р3 в столбце "Номинальный ток, А" и (или) "Сопротивление, Ом" (за исключением значения "вне зависимости"), для утвержденных значений напряжения и типа ТОР, то из таблицы Р2 или Р3 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Номинальный ток, А" и (или) "Сопротивление, Ом", для утвержденных значений напряжения и типа ТОР (УНЦ б), и применяется определяемый по формуле 1 коэффициент (Кф2) для утвержденного значения номинального тока ТОР либо утвержденного значения сопротивления ТОР, имеющий максимальное значение, с учетом следующих особенностей:

в качестве значения УНЦ м используется значение УНЦ, следующее в таблице за УНЦ б в порядке убывания соответствующей характеристики типового технологического решения для утвержденного значения напряжения и типа ТОР;

в качестве значений Хар б и Хар м используются значения характеристики типового технологического решения, соответствующие значениям УНЦ б и УНЦ м.

 

Глава VI. КРМ (БСК, ШР, УШР, СТК) 6 - 750 кВ

 

Таблица Р4. УНЦ КРМ 110 - 750 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Напряжение,

кВ

Мощность,

Мвар

Единичная мощность БСК, ШР, УШР, Мвар

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

БСК

ШР

УШР

Р4-01-1..3

110

15

15

32 252,57

-

-

Р4-02-1..3

110

25

25

36 613,91

-

259 299,01

Р4-03-1..3

110

38

38

48 124,08

-

-

Р4-04-1..3

110

50-52

50-52

53 765,93

-

312 004,11

Р4-05-1..3

110

125

125

-

-

491 201,45

Р4-06-1..3

220

15

15

-

-

264 569,52

Р4-07-1..3

220

20-25

20-25

49 863,35

-

264 569,52

Р4-08-1..3

220

30

30

-

-

264 569,52

Р4-09-1..3

220

50-52

50-52

65 519,17

-

343 627,17

Р4-10-1..3

220

63

63

-

-

364 709,21

Р4-11-1..3

220

75-78

75-78

87 617,82

163 654,44

-

Р4-12-1..3

220

100

100

101 932,60

-

427 955,33

Р4-13-1..3

220

110

110

-

-

512 283,49

Р4-14-1..3

330

180

60(180)

-

339 220,95

766 009,26

Р4-15-1..3

500

180

60(180)

-

374 140,57

966 288,64

Р4-16-1..3

750

330

110(330)

-

426 200,16

-

 

Таблица Р5. УНЦ КРМ 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 Мвар

 

Номер расценок

Наименование (тип)

Норматив цены, тыс. руб

Р5-01

БСК

774,64

Р5-02

ШР

2 016,66

Р5-03

СТК

4 793,23

 

В таблицах Р4 и Р5 в расценках УНЦ для БСК 6 - 220 кВ и ШР 6 - 35 кВ учтены стоимость оборудования в полном объеме, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на оценку соответствия средств защиты информации, применяемых для обеспечения безопасности значимых объектов критической информационной инфраструктуры, требованиям по безопасности, а также сопутствующие затраты.

В таблице Р5 в расценке УНЦ для СТК 6 - 35 кВ учтены стоимость оборудования в полном объеме, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, отапливаемого здания, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), а также сопутствующие затраты.

В таблице Р5 в расценках УНЦ для ШР 220 - 750 кВ и УШР 110 - 500 кВ учтены стоимость оборудования в полном объеме, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника (маслосборника), а также сопутствующие затраты.

В таблице Р4 в УНЦ учтены решения без использования протоколов GOOSE и SV. Для учета решений с использованием протокола GOOSE вместе с УНЦ из таблицы Р4 применяется коэффициент (Кф1), равный 1,01.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности КРМ (БСК, ШР, УШР) принадлежит интервалу между двумя значениями характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Р4 в столбце "Мощность, Мвар", для утвержденного значения напряжения, то из таблицы Р4 выбирается расценка УНЦ, соответствующая значению указанной характеристики, которое меньше утвержденного значения мощности, и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности КРМ (БСК, ШР, УШР) больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Р4 в столбце "Мощность, Мвар", для утвержденного значения напряжения и в таблице приведено больше одного значения УНЦ для такого значения напряжения, то из таблицы Р4 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, Мвар", для утвержденного значения напряжения (УНЦ б), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей:

в качестве значения УНЦ м используется значение УНЦ, следующее в таблице за УНЦ б в порядке убывания соответствующей характеристики типового технологического решения для утвержденного значения напряжения;

в качестве значений Хар б и Хар м используются значения характеристики типового технологического решения, соответствующие значениям УНЦ б и УНЦ м.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение мощности КРМ (БСК, ШР, УШР) больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице Р4 в столбце "Мощность, Мвар", для утвержденного значения напряжения и в таблице приведено только одно значение УНЦ для такого значения напряжения, то из таблицы Р4 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, Мвар", для утвержденного значения напряжения (УНЦ б), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 2.

 

Глава VII. КТП (РП, РТП, СП), ячейки выключателя РП (СП, ТП, РТП) 6 - 20 кВ

 

Таблица Э1. УНЦ КТП киоскового типа 6 - 20 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Количество трансформаторов, шт.

1

2

Э1-01-1..2

25

1 077,59

2 579,26

Э1-02-1..2

40

1 092,51

2 897,48

Э1-03-1..2

63

1 124,00

3 010,18

Э1-04-1..2

100

1 204,38

3 280,33

Э1-05-1..2

160

1 288,91

3 449,39

Э1-06-1..2

250

1 338,63

4 344,38

Э1-07-1..2

400

1.786,74

5 081,92

Э1-08-1..2

630

3 571,53

5 360,36

Э1-09-1..2

1000

3 840,03

5 897,36

Э1-10-1..2

1250

4 557,48

-

Э1-11-1..2

1600

5 203,86

-

Э1-12-1..2

2500

6 596,07

-

 

Таблица Э2. УНЦ КТП мачтового (шкафного, столбового) типа с одним трансформатором 6 - 20 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены, тыс. руб

Э2-01

16

940,56

Э2-02

25

970,40

Э2-03

40

1 010,18

Э2-04

63

1 049,95

Э2-05

100

1 244,21

Э2-06

160

1 279,01

Э2-07

250

1 512,70

 

Таблица Э3. УНЦ КТП блочного типа (бетонные, сэндвич-панели) 6 - 20 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Мощность, кВА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Количество трансформаторов, шт.

1

2

Э3-01-1..2

25

5 985,38

9 050,76

Э3-02-1..2

40

6 253,88

9 192,80

Э3-03-1..2

63

6 333,44

9 937,73

Э3-04-1..2

100

6 552,21

10 104,57

Э3-05-1..2

160

8 143,31

12 450,41

Э3-06-1..2

250

8 541,08

12 744,04

Э3-07-1..2

400

8 889,14

15 877,84

Э3-08-1..2

630

9 684,68

17 548,49

Э3-09-1..2

1000

10 579,68

19 427,98

Э3-10-1..2

1250

10 778,56

19 845,64

Э3-11-1..2

1600

13 553,04

25 597,74

Э3-12-1..2

2500

15 522,02

29 806,90

Э3-13-1..2

3150

-

38 888,15

Э3-14-1..2

4000

-

45 330,50

 

В таблицах Э1 - Э3 в УНЦ учтены стоимость оборудования (КТП, в том числе КТП встроенного типа, приборы измерения, линейный разъединитель, силовые сборки), стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, монтаж здания с инженерными системами, устройство заземления), стоимость подготовки и устройства территории, а также сопутствующие затраты.

В таблицах Э1 - Э3 в УНЦ учтена стоимость оборудования КТП с осуществлением присоединения на ВН с помощью предохранителей-разъединителей. Учет присоединения на ВН с использованием ячеек выключателя осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ ячейки выключателя КРУ 6-35 кВ (таблица В3), УНЦ ячейки выключателя РП, СП, ТП, РТП типа КСО 6 - 15 кВ (таблица В8), УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ (таблица В9).

 

Таблица Э4. УНЦ здания РП (СП, РТП, ТП) блочного типа 6 - 20 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Наименование, тип

Норматив цены,

тыс. руб

Э4-01

РП (СП, РТП) на 7 ячеек выключателей или ТП (РТП) с одним трансформатором

2 968,29

 

В таблице Э4 в УНЦ учтены стоимость оборудования РУ 0,4 кВ, строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, монтаж здания с инженерными системами, кабельного хозяйства, устройство заземления), стоимость подготовки и устройства территории, а также сопутствующие затраты.

Для учета технологических решений здания РП (СП, РТП, ТП) блочного типа 6 - 20 кВ с утвержденным значением количества ячеек выключателей в РП (СП, РТП) отличным от 7, за исключением случая утвержденного значения количества трансформаторов в ТП (РТП) более 1, вместе с УНЦ из таблицы Э4 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного значения количества ячеек выключателей в РП (СП, РТП) к 7.

Для учета технологических решений здания РП (СП, РТП, ТП) блочного типа 6 - 20 кВ с утвержденным значением количества трансформаторов в ТП (РТП) более 1 вне зависимости от утвержденного значения количества ячеек выключателей в ТП (РТП) вместе с УНЦ из таблицы Э4 применяется коэффициент (Кф3), равный утвержденному значению количества трансформаторов в ТП (РТП).

 

Таблица В8. УНЦ ячейки выключателя РП, СП, ТП, РТП типа КСО 6 - 15 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер расценок

Напряжение,

кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

Номинальный ток отключения, кА

20

25

31,5

В8-01-1..3

6-15

1000

1 495,46

1 495,46

1 525,15

В8-02-1..3

6-15

1250

1 495,32

1 495,46

1 525,29

В8-03-1..3

6-15

1600

1 495,46

1 495,46

1 525,29

В8-04-1..3

6-15

2000

1 540,34

1 540,34

1 583,80

В8-05-1..3

6-15

2500

2 383,44

2 383,44

2 426,82

В8-06-1..3

6-15

3150

2 781,95

2 781,95

2 819,82

В8-07-1..3

6-15

4000

3 044,23

3 044,23

3 086,83

 

Таблица В9. УНЦ ячейки выключателя КРУ с элегазовой изоляцией 6 - 35 кВ

 

Измеритель: 1 ячейка

 

Номер

расценок

Напряжение,

кВ

Номинальный ток, кА

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс.руб

1

2

3

4

Номинальный ток отключения, кА

20

25

31,5

40

В9-01-1..4

6-15

630

2 688,06

2 772,39

-

-

В9-02-1..4

6-15

1250

2 688,06

2 772,39

-

-

В9-03-1..4

20

630

2 804,01

2 856,72

-

-

В9-04-1..4

20

1250

-

7 305,03

7 084,72

-

В9-05-1..4

20

1600

-

7 545,36

-

-

В9-06-1..4

20

2500

-

7 725,62

8 646,90

-

В9-07-1..4

20

3150

-

-

-

10 369,30

В9-08-1..4

35

1250

-

8 559,63

-

-

В9-09-1..4

35

1600

-

8 824,00

-

-

В9-10-1..4

35

2500

-

9 022,27

10 035,69

-

В9-11-1..4

35

3150

-

-

-

11 930,33

 

В таблицах В8 и В9 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (ячейка с выключателем, оборудование РЗА, приборы учета и измерения электрической энергии), стоимость монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (в том числе устройство металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), а также сопутствующие затраты;

оборудование РЗА с применением одного терминала защиты и автоматики отходящих линий 6 - 35 кВ (расценка И11-140 из таблицы И11) на одно присоединение. Учет применения большего количества терминалов защит на одно присоединение осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ РЗА (таблица И11) для каждого присоединения;

учтены решения без использования протоколов GOOSE и SV. Учет решений с использованием протокола GOOSE осуществляется путем выбора дополнительных расценок УНЦ ШПС (таблица Д3) из расчета 8 сигналов с одной ячейки выключателя.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение номинального тока и (или) номинального тока отключения выключателя больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице В8 или В9 в столбцах "Номинальный ток, А" и (или) "Номинальный ток отключения, кА", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя, то из таблиц В8 и В9 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Номинальный ток, А" и (или) "Номинальный ток отключения, кА", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя.

 

Глава VIII. Подготовка и устройство территории ПС (ЗПС) 35 - 750 кВ

 

Таблица Б1. УНЦ подготовки и устройства территории ПС (ЗПС)

 

Измеритель: 1 м 2.

 

Номер

расценок

Субъект Российской Федерации

Норматив цены,

тыс. руб

Б1-01

Город федерального значения Москва

7,80

Б1-02

Московская область, Ярославская область, Воронежская область, Липецкая область, Владимирская область, Тверская область, Тульская область, Калужская область, Ивановская область, Белгородская область, Орловская область, Рязанская область, Смоленская область, Тамбовская область, Брянская область, Курская область, Костромская область

4,12

Б1-03

Республика Коми, Архангельская область, Ненецкий автономный округ

8,68

Б1-04

город федерального значения Санкт-Петербург

8,13

Б1-05

Республика Карелия, Новгородская область, Псковская область, Калининградская область, Мурманская область, Вологодская область, Ленинградская область

4,85

Б1-06

Республика Саха (Якутия), Чукотский автономный округ, Магаданская область

8,22

Б1-07

Амурская область

8,92

Б1-08

Сахалинская область, Приморский край, Хабаровский край, Камчатский край, Еврейская автономная область

3,44

Б1-09

Томская область

6,21

Б1-10

Республика Бурятия, Республика Тыва, Республика Хакасия, Республика Алтай, Алтайский край, Забайкальский край, Красноярский край, Иркутская область, Кемеровская область - Кузбасс, Омская область, Новосибирская область

6,26

Б1-11

Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ - Югра, Ямало-Ненецкий автономный округ

5,70

Б1-12

Челябинская область, Свердловская область

5,83

Б1-13

Курганская область

3,88

Б1-14

Пермский край

5,76

Б1-15

Республика Марий Эл, Республика Мордовия, Удмуртская Республика, Чувашская Республика - Чувашия, Оренбургская область, Пензенская область, Самарская область, Ульяновская область, Кировская область, Нижегородская область, Саратовская область, Республика Татарстан (Татарстан), Республика Башкортостан

3,87

Б1-16

Республика Дагестан, Карачаево-Черкесская Республика, Кабардино-Балкарская Республика, Чеченская Республика, Республика Северная Осетия - Алания

8,87

Б1-17

Ставропольский край, Республика Ингушетия

3,68

Б1-18

Краснодарский край, Донецкая Народная Республика, Луганская Народная Республика, Запорожская область, Херсонская область, Республика Адыгея (Адыгея)

5,39

Б1-19

Республика Калмыкия, Астраханская область, Волгоградская область, Ростовская область

3,78

Б1-20

Республика Крым, город федерального значения Севастополь

10,00

 

В таблице Б1 в УНЦ учтены стоимости снятия почвенно-растительного слоя, озеленения участка, рекультивации земель временного пользования, устройства проездов и площадок из асфальтобетона на щебеночном основании, устройства внутреннего и внешнего ограждений, установки отдельно стоящих молниеотводов, устройства наружного и охранного освещения, устройства заземления, специальных работ (разработки скальных грунтов, устройства свайного поля, выполнения особых требований по благоустройству и устройству территории, замены грунта), а также сопутствующие затраты.

 

Таблица С1. Площадь подготовки и устройства территории под элементы ПС (ЗПС) (м 2)

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

позиции

Наименование элемента ПС

Порядковый номер

1

2

3

4

5

6

Напряжение, кВ

35

110

220(150)

330

500

750

С1-01-1..6

Ячейка выключателя НУ ПС

167

833

2 333

6 333

10 333

18 333

С1-02-1. .6

Ячейка выключателя ВУ (КРУЭ) ПС (ЗПС)

1,6

68

227

455

455

-

С1-03-1..6

Ячейка (авто-) трансформатора (комплект на три фазы) ПС (ЗПС)

67

100

333

417

617

1 167

С1-04-1..6

Основные здания (ОПУ, ЗРУ, РЩ) в целом на одну ПС

970

1 220

1 340

2 120

2 120

2 440

С1-05-1..6

КРМ, ячейка ДГР (ДГА,ТОР) (комплект на три фазы) ПС (ЗПС)

-

317

350

383

417

450

С1-06-1..6

Прочее в целом на одну ПС (ЗПС)

510

1 275

1 833

2 833

2 850

3 192

 

В таблице C1 в позиции С1-06-1..6 применительно к:

ПС учтены вспомогательные здания и сооружения (камера переключения задвижек, пожарная насосная станция, КПП, маслоаппаратная, хозяйственно-бытовое здание дежурного персонала), компенсирующие и регулирующие устройства 6-35 кВ, очистные сооружения, противопожарные резервуары, открытый склад масла, маслосборник;

ЗПС учтены помещения ТОР, мастерские, помещения собственных нужд и оперативного постоянного тока, помещения РЩ (для размещения оборудования вторичной коммутации, диспетчеризации), коридоры, санузлы, лестничные клетки, тамбуры, компенсирующие и регулирующие устройства 6-35 кВ, помещения КРУ 6 - 20 кВ.

 

Глава IX. Система учета электрической энергии (мощности), АИИС КУЭ, ПКУ, технический учет электрической энергии

 

Таблица А1. УНЦ ИИК

 

Номер

расценок

Наименование

Измеритель

Норматив цены,

тыс. руб

А1-01

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре BЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами

1 точка учета

55,39

А1-02

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами

1 точка учета

57,24

А1-03

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на проводе BЛ к абоненту и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами с учетом провода

1 точка учета

55,39

А1-04

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на проводе ВЛ к абоненту и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами с учетом провода

1 точка учета

56,25

А1-05

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на проводе ВЛ к абоненту и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами без учета провода

1 точка учета

54,02

А1-06

Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на проводе ВЛ к абоненту и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами без учета провода

1 точка учета

54,02

А1-07

Установка трехфазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами

1 точка учета

59,40

А1-08

Установка трехфазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами

1 точка учета

62,16

А1-09

Установка шкафа с однофазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами

1 точка учета

56,13

А1-10

Установка шкафа с однофазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами

1 точка учета

55,25

А1-11

Установка шкафа с однофазным прибором учета на классе напряжения 0,4 кВ на стене здания, сооружения

1 точка учета

43,00

А1-12

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами

1 точка учета

61,77

А1-13

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами

1 точка учета

60,16

А1-14

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 0,4 кВ на стене здания, сооружения

1 точка учета

49,19

А1-15

Установка однофазного прибора учета в распределительном устройстве 0,4 кВ

1 точка учета

45,31

A1-16

Установка трехфазного прибора учета в распределительном устройстве 0,4 кВ

1 точка учета

48,65

A1-17

Установка шкафа с однофазным прибором учета с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

42,98

A1-18

Установка шкафа с однофазным прибором учета с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

41,93

A1-19

Установка шкафа с несколькими однофазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

42,80

A1-20

Установка шкафа с несколькими однофазными приборами учета с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

42,36

А1-21

Установка однофазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

58,02

A1-22

Установка однофазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

46,65

A1-23

Установка нескольких однофазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

78,09

A1-24

Установка нескольких однофазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

72,29

A1-25

Установка шкафа с трехфазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

50,03

A1-26

Установка шкафа с трехфазными приборами учета с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

49,68

A1-27

Установка шкафа с несколькими трехфазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

51,02

A1-28

Установка шкафа с несколькими трехфазными приборами учета с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

50,58

A1-29

Установка трехфазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

61,44

A1-30

Установка трехфазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

56,02

A1-31

Установка нескольких трехфазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу

1 точка учета

94,03

A1-32

Установка нескольких трехфазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по радио интерфейсу

1 точка учета

56,02

A1-33

Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения с ТТ в распределительном устройстве 0,4 кВ.

1 точка учета

517,48

A1-34

Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения с ТТ на опоре

1 точка учета

111,97

A1-35

Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения с ТТ в шкафу учета 0,4 кВ в ТП (СП, РП, РТП) совместно с ТТ до 400 А

1 точка учета

97,99

A1-36

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на опоре ВЛ

1 точка учета

271,56

A1-37

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на опоре ВЛ с выносными датчиками тока и напряжения

1 точка учета

841,03

A1-38

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на проводах ВЛ

1 точка учета

585,56

A1-39

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на опоре ВЛ

1 точка учета

988,81

A1-40

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на опоре ВЛ с выносными датчиками тока и напряжения

1 точка учета

1 090,23

A1-41

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на проводах ВЛ

1 точка учета

1 100,64

A1-42

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 110 кВ

1 точка учета

1 970,75

A1-43

Установка шкафа с трехфазным прибором учета непосредственного включения в шкафу в распределительном устройстве 0,4 кВ ТП (СП, РП, РТП) 6-20 кВ, ПС 35 -750 кВ

1 точка учета

47,35

A1-44

Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения в шкафу в ТП (СП, РП, РТП) 6 - 20 кВ с передачей данных в ИВКЭ

1 точка учета

47,14

A1-45

Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения в шкафу в ТП (СП, РП, РТП) 6 - 20 кВ с передачей данных в информационно вычислительный комплекс

1 точка учета

45,12

А1-46

Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения в шкафу учета с ТТ и ТН (без догрузочных резисторов)

1 точка учета

172,63

А1-47

Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения с ТТ и ТН (с догрузочными резисторами)

1 точка учета

561,29

А1-48

Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения в ячейке распределительного устройства с ТТ и ТН (без догрузочных резисторов)

1 точка учета

233,31

А1-49

Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения в ячейке распределительного устройства с ТТ и ТН (с догрузочными резисторами)

1 точка учета

627,28

А1-50

Установка шкафа с трехфазным прибором учета непосредственного включения в ячейке распределительного устройства (с выносными датчиками тока и напряжения)

1 точка учета

769,39

А1-51

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 6 - 35 кВ (ячейки закрытого исполнения) для ПС 35 - 750 кВ

1 точка учета

656,55

А1-52

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 35 - 110 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 35 - 110 кВ

1 точка учета

1 235,33

А1-53

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 110 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 220 кВ

1 точка учета

1 460,31

А1-54

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 110 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 330 - 750 кВ

1 точка учета

2 465,45

А1-55

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 220 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 220 кВ

1 точка учета

3 546,80

А1-56

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 220 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 330 - 750 кВ

1 точка учета

5 417,97

A1-57

Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 330 - 750 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 330-750кВ

1 точка учета

10 653,74

A1-58

Установка шкафа учета с трехфазными счетчиками полукосвенного включения в распределительном устройстве 0,4 кВ в ТП (СП, РП, РТП) 6-20 кВ, ПС 35 - 750 кВ

1 точка учета

1 467,12

A1-59

Организация однофазного ввода от прибора учета, установленного в разрыв несущего провода на опоре ВЛ, к потребителю

1 точка учета

5,77

A1-60

Организация однофазного ввода от питающей ВЛ с неизолированными проводами к потребителю, для установки прибора учета в разрыв несущего провода на данном вводе

1 точка учета

7,06

A1-61

Организация однофазного ввода от питающей ВЛ с изолированными проводами для установки прибора учета в разрыв несущего провода на данном вводе

1 точка учета

7,79

A1-62

Организация однофазного ввода к потребителю от шкафа учета, устанавливаемого на опоре ВЛ

1 точка учета

8,33

A1-63

Организация трехфазного ввода от прибора учета, установленного в разрыв несущего провода на опоре ВЛ, к потребителю

1 точка учета

7,67

A1-64

Организация трехфазного ввода от шкафа учета, устанавливаемого на опоре ВЛ, к потребителю

1 точка учета

10,30

A1-65

Организация однофазного ввода от опоры ВЛ с неизолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения

1 точка учета

7,60

A1-66

Организация однофазного ввода от опоры BЛ с и золированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения

1 точка учета

6,87

A1-67

Организация трехфазного ввода от опоры ВЛ с неизолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения

1 точка учета

8,66

A1-68

Организация трехфазного ввода от опоры ВЛ с изолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения

1 точка учета

7,93

A1-69

Организация однофазного ввода к потребителю в многоквартирном доме

1 точка учета

3,84

A1-70

Организация трехфазного ввода к потребителю в многоквартирном доме

1 точка учета

4,52

А1-71

Прокладка силовых цепей в трубе гофрированной, для резервного питания счетчиков

1 точка учета

3,22

А1-72

Прокладка силовых цепей в существующих кабельных лотках, каналах и конструкциях, для резервного питания счетчиков

1 точка учета

2,03

А1-73

Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в грубе гофрированной, для организации связи на основе последовательного интерфейса

1 погонный метр

0,39

А1-74

Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в существующих кабельных лотках, каналах и конструкциях, для организации связи на основе последовательного интерфейса

1 погонный метр

0,28

А1-75

Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в грубе гофрированной, для организации связи на основе локальной компьютерной сети

1 погонный метр

0,39

А1-76

Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в существующих кабельных лотках, каналах и конструкциях, для организации связи на основе локальной компьютерной сети

1 погонный метр

0,28

А1-77

Установка программно-технического комплекса системы мониторинга и управления качеством электрической энергии

1 точка учета

5 342,21

А1-78

Установка автоматизированного рабочего места АИИС КУЭ на ПС 35 - 750 кВ (без прикладного ПО)

1 точка учета

570,68

А1-79

Установка трехфазного прибора учета полукосвенного включения без замены ТТ на классе напряжения 6-10 кВ

1 точка учета

196,42

А1-80

Установка или замена ТТ 0,4 кВ

1 точка учета

17,18

А1-81

Установка трехфазного прибора учета полукосвенного включения с установкой ТТ в распределительном устройстве 0,4 кВ

1 точка учета

94,69

 

В таблице А1 в УНЦ учтены стоимости оборудования, материалов, монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценках A1-01 - A1-16, А1-79 и А1-81 из таблицы А1 при установке приборов учёта на опоре или ПС учтены стоимость оборудования (многотарифный (многофункциональный) прибор учета, выносной дисплей, модем, при подключении с датчиками тока и напряжения - датчики тока и напряжения (ТТ и ТН), догрузочные резисторы), материалов (шкаф, испытательные клеммные коробки и автоматические выключатели (далее - АВ), рубильники, заземления, контрольный кабель, соединительные провода), стоимость монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценках А1-17 - А1-32 из таблицы А1 в случае:

установки прибора учета в шкаф учтены стоимость прибора учёта, материалов, монтажных работ и оборудования;

установки прибора учета в существующий шкаф стоимость шкафа не учтена;

подключения прибора учета по последовательному интерфейсу учтены стоимости информационного кабеля и разветвителей интерфейса, монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценках А1-19, А1-20, А1-23, А1-24, А1-27, А1-28, А1-31 и А1-32 из таблицы А1 учтены затраты на один прибор учета и шкаф, обеспечивающий возможность установки до 3 приборов учета.

В расценках А1-33 - А1-35 и А1-81 из таблицы А1 учтены стоимости прибора учета (изделие заводского изготовления в комплекте с ТТ), материалов, монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценках А1-36 - А1-42 из таблицы А1 учтены стоимости ПКУ (изделие заводского изготовления в комплекте с ТТ и ТН), материалов, монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценках А1-46 - А1-49 из таблицы А1 учтены стоимости прибора учета (изделие заводского изготовления в комплекте с ТТ и ТН), материалов, монтажных работ и сопутствующие затраты.

В расценке А1-77 из таблицы А1 учтены стоимость шкафа системы мониторинга и управления качеством электрической энергии в составе: шкаф телекоммуникационный, блок питания - 2 шт, измерительный преобразователь качества электрической энергии - 6 шт, источник бесперебойного питания (далее - ИБП) - 1 шт, коммутатор на основе локальной компьютерной сети - 1 шт., материалы, а также стоимость монтажных работ и сопутствующие затраты.

В таблице А1 в расценке А1-78 учтены стоимость персонального компьютера, стоимость монтажных работ и сопутствующие затраты.

В таблице А1 в расценке А1-80 учтены стоимость ТТ, материалов, стоимость монтажных работ и сопутствующие затраты.

 

Таблица А2. УНЦ ИВКЭ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

А2-01

ИВКЭ для ТП (СП, РП, РТП), РУ 6 - 20 кВ

325,60

А2-02

ИВКЭ для ПС (ЗПС) 35 кВ и выше

1128,80

 

В таблице А2 в УНЦ:

учтены стоимость оборудования, стоимость шкафа (стойки) для размещения оборудования, стоимость монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (кабельного хозяйства, заземления), затраты на настройку и наладку системы, а также сопутствующие затраты;

в стоимости оборудования учтены: оборудование связи, маршрутизаторы, коммутаторы, устройство сбора (хранения, передачи) данных учета электрической энергии (система ТМ), система обогрева шкафа, ограничитель импульсных перенапряжений, антенна, блок питания, ИБП, модемы.

учтены затраты на ИВКЭ, который обеспечивает цифровые интерфейсы с поддержкой протоколов передачи данных, аналоговых (дискретных) входов, дискретных выходов, опрос контролируемых ИИК, сбор и передача данных телесигнализации и телеизмерений, прием и выполнение команд телеуправления.

В расценке А2-01 из таблицы А2 учтены затраты на ИВКЭ, который поддерживает подключение до 16 приборов учета электрической энергии (2 магистрали последовательного интерфейса до 8 приборов в каждой магистрали).

В расценке А2-02 из таблицы А2 учтены затраты на ИВКЭ, который поддерживает подключение до 32 приборов учета электрической энергии (4 магистрали интерфейса последовательного интерфейса до 8 приборов в каждой магистрали).

Для учета технологических решений в отношении ИВКЭ для ТП (СП, РП, РТП), РУ 6 - 20 кВ с утвержденным значением количества подключаемых приборов учета, отличным от 16, вместе с расценкой А2-01 из таблицы А2 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества подключаемых приборов учета к 16.

Для учета технологических решений в отношении ИВКЭ для ПС (ЗПС) 35 кВ и выше с утвержденным значением количества подключаемых приборов учета, отличным от 32, вместе с расценкой А2-02 из таблицы А2 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества подключаемых приборов учета к 32.

 

Глава X. АСУ ТП ПС и ТМ

 

Таблица А3. УНЦ АСУ ТП ПС и ТМ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены, тыс. руб

А3-01-1

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 2-3

54 220,84

А3-01-2

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4-15

100 697,41

А3-01-3

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и рыше: 16-20

122 160,10

А3-02-1

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 2-3

54 220,84

А3-02-2

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4-15

100 697,41

А3-02-3

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16 - 20

122 160,10

А3-02-4

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 21 - 30

165 355,33

А3-03-2

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4-15

100 697,41

А3-03-3

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16-20

122 160,10

А3-03-4

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 21-30

165 355,33

А3-03-5

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 31 - 50

240 794,29

А3-04-1

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 2 -3

61 588,24

А3-04-2

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4 -15

137 210,07

А3-04-3

АСУ ТП на ПС 35 - 110 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16 -20

170 193,24

А3-05-1

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 2-3

61 588,24

А3-05-2

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4-15

137 210,07

А3-05-3

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16 - 20

170 193,24

А3-05-4

АСУ ТП на ПС 220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 21 - 30

236 394,03

А3-06-2

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4 - 15

137 210,07

А3-06-3

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16 -20

170 193,24

А3-06-4

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 21 -30

236 394,03

А3-06-5

АСУ ТП на ПС 330 - 750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 31 -50

357 061,39

А3-07-1

ТМ на ПС 35 - 220 кВ с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 2-3

18 349,69

А3-07-2

ТМ на ПС 35 - 220 кВ с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 4-15

28 999,94

А3-07-3

ТМ на ПС 35 - 220 кВ с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 16-20

34 069,64

А3-07-4

ТМ на ПС 35 - 220 кВ с количеством присоединений класса напряжения 35 кВ и выше: 21-30

46 791,09

А3-08-1

ТМ на РП (СП, ТП, РТП) 6 - 20 кВ с количеством ячеек высшего класса напряжения: 2

18 352,84

А3-08-2

ТМ на РП (СП, ТП, РТП) 6 - 20 кВ с количеством ячеек высшего класса напряжения: 3

18 703,62

А3-08-3

ТМ на РП (СП, ТП, РТП) 6 - 20 кВ с количеством ячеек высшего класса напряжения: 4-7

23 534,95

А3-08-4

ТМ на РП (СП, ТП, РТП) 6 - 20 кВ с количеством ячеек высшего класса напряжения: 8-16

28 214,37

А3-09-1

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 2

4 522,04

А3-09-2

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 3

4 874,43

А3-09-3

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 4-7

7 787,03

А3-09-4

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 8-16

12 695,83

А3-09-5

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 17-24

22 044,45

А3-09-6

ТМ на КРУ (КРУН) 6 - 35 кВ с интеграцией в существующую АСУ ТП ПС с количеством ячеек: 25-32

27 172,03

 

В таблице А3 в УНЦ учтены стоимость оборудования (в том числе стоимость ПО) на систему в целом на ПС, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (кабельного хозяйства, заземления), затраты на настройку и наладку системы АСУ ТП в целом, а также сопутствующие затраты.

В расценках А3-01 - А3-03 из таблицы А3:

учтены затраты на шкафы серверного оборудования (далее - ШСО, основной и резервный), шкафы сетевой коммутации (далее - ШСК), шкафы измерительных преобразователей (далее - ШИП) для сбора аналоговых сигналов, шкаф контроллеров сбора общеподстанционных сигналов для сбора дискретной информации, шкаф с сервером сбора и передачи технологической информации (далее - ССПТИ), АРМ оперативного персонала с мониторами и ИБП, стационарный АРМ персонала АСУ ТП (РЗА) с ИБП, переносные АРМ персонала АСУ ТП (РЗА), оборудование гарантированного питания (может входить в состав серверных шкафов), ПО серверов, ПО для АРМ;

не учтены затраты на оборудование сбора аналоговых и дискретных сигналов на присоединениях 6-20 кВ, которое поставляется совместно с КРУ.

В расценках А3-04 - А3-06 из таблицы А3 не учтены затраты на оборудование сбора аналоговых и дискретных сигналов (УСО) на присоединениях 6 - 20 кВ, которое поставляется совместно с КРУ.

В расценке А3-07 из таблицы А3 учтены затраты на ШСО, ШСК, ШИП (для сбора аналоговых сигналов), шкафы с преобразователями дискретных сигналов (для сбора дискретной информации), АРМ персонала АСУ ТП (РЗА), АРМ оперативного персонала, ПО для АРМ.

В расценке А3-08 из таблицы А3 учтены затраты на ШСО, ШСК, ШИП (для сбора аналоговых сигналов), шкафы с преобразователями дискретных сигналов (для сбора дискретной информации), АРМ персонала АСУ ТП (РЗА).

В расценке А3-09 из таблицы А3 учтены затраты на ШИП (для сбора аналоговых сигналов), шкафы с преобразователями дискретных сигналов (для сбора дискретной информации), АРМ персонала АСУ ТП (РЗА).

 

Таблица А4. УНЦ АСУ ТП присоединения

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение

Норматив цены,

тыс. руб

А4-01

6-20 кВ

330,05

А4-02

35 кВ и выше

1 046,28

 

В таблице А4 в УНЦ учтены стоимость оборудования (в том числе стоимость ПО), шкафа (комплекта материалов для монтажа оборудования в ячейку КРУ) с контроллерами присоединений, затраты на монтажные работы, затраты на настройку и наладку системы АСУ ТП присоединения, а также сопутствующие затраты.

АСУ ТП присоединения обеспечивает аналоговые (дискретные) входы, дискретные выходы, цифровые интерфейсы с поддержкой протоколов передачи данных, регистратор аварийных событий (далее - РАС), синхронизацию данных, контроль показателей качества электрической энергии, оперативную блокировку разъединителей, расчет ресурса силового выключателя, самодиагностику.

В АСУ ТП присоединения 35 кВ и выше также включены функция автоматического управления выключателем, функция резервирования блоков питания.

При использовании расценки А4-01 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) для АСУ ТП присоединения 6 - 20 кВ выбирается по количеству присоединений 6-20 кВ.

При использовании расценки А4-02 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) для АСУ ТП присоединения 35 кВ и выше выбирается по количеству присоединений 35 кВ и выше.

Для учета технологических решений в отношении АСУ ТП присоединения 6-20 кВ с утвержденным значением количества входных аналоговых (дискретных) сигналов вместе с расценкой А4-01 из таблицы А4 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества входных аналоговых (дискретных) сигналов к 20.

Для учета технологических решений в отношении АСУ ТП присоединения 35 кВ и выше с утвержденным значением количества входных аналоговых (дискретных) сигналов вместе с расценкой А4-02 из таблицы А4 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества входных аналоговых (дискретных) сигналов к 218.

 

Таблица А5. УНЦ систем АСУ ТП и ТМ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

А5-01

Шкаф основного контроллера связи и управления

2 252,79

А5-02

Шкаф серверного оборудования основной

17 966,55

А5-03

Шкаф серверного оборудования резервный

18 678,07

А5-04

Шкаф сетевой коммутации с четырьмя коммутаторами и двумя серверами системы обеспечения единого времени

11 261,58

А5-05

Шкаф сетевой коммутации с пятью коммутаторами и одним сервером системы обеспечения единого времени

12 455,60

А5-06

Шкаф гарантированного питания АСУ ТП и ТМ

5 306,44

А5-07

АРМ оперативного персонала

860,27

А5-08

АРМ персонала АСУ ТП (РЗА)

425,87

А5-09

Шкаф контроллеров присоединения для решений с использованием протокола GOOSE

6 774,44

А5-10

Шкаф измерительных преобразователей с количеством измерительных преобразователей: 4 шт.

2 998,98

А5-11

Шкаф измерительных преобразователей с количеством измерительных преобразователей: 6 шт.

3 873,60

А5-12

Шкаф измерительных преобразователей с количеством измерительных преобразователей: 9 шт.

5 184,54

А5-13

Шкаф измерительных преобразователей с количеством измерительных преобразователей: 16 шт.

8 463,14

А5-14

Шкаф измерительных преобразователей с количеством измерительных преобразователей: 20 шт.

10 210,40

А5-15

Шкаф общеподстанционных контроллеров с количеством собираемых дискретных сигналов: 32 шт.

1 529,47

А5-16

Шкаф общеподстанционных контроллеров с количеством собираемых дискретных сигналов: 64 шт.

2 059,78

А5-17

Шкаф общеподстанционных контроллеров с количеством собираемых дискретных сигналов: 128 шт.

2 974,86

А5-18

Шкаф общеподстанционных контроллеров с количеством собираемых дискретных сигналов: 256 шт.

5 131,77

А5-19

Шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей с количеством собираемых дискретных сигналов: 32 шт.

1 529,47

А5-20

Шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей с количеством собираемых дискретных сигналов: 64 шт.

2 059,78

А5-21

Шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей с количеством собираемых дискретных сигналов: 128 шт.

2 974,86

А5-22

Шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей с количеством собираемых дискретных сигналов: 256 шт.

5 131,77

 

В таблице А5 в УНЦ учтены стоимость оборудования (в том числе стоимость ПО), стоимость монтажных работ с учетом стоимости используемого материала, затраты на настройку и наладку системы, а также сопутствующие затраты.

В расценке А5-01 из таблицы А5 учтены затраты на шкаф основного контроллера связи и управления, который:

обеспечивает 8 аналоговых входов, 144 дискретных входа, дискретные выходы, цифровой интерфейс с поддержкой протоколов передачи данных, синхронизацию данных, резервирование блоков питания;

включает коммутационный контроллер, ПО, сервер времени, межсетевые экраны, шкаф (стойку) для размещения оборудования.

В расценках А5-02 и А5-03 из таблицы А5 учтены затраты на сервер АСУ ТП (для организации диспетчерского управления и сбора данных SCADA ("Supervisory Control And Data Acquisition"), сервер ТМ, станционные контроллеры связи и управления (СКСУ), сервер сбора и анализа сигналов (ССАС), АРМ, KVM-консоль (консоль "клавиатура, видео, мышь") для удаленного подключения монитора, клавиатуры и мыши, затраты на устройства преобразователя дискретных сигналов (ПДС) для диагностики работы шкафа, систему гарантированного питания, сетевой коммутатор. В расценке А5-03 в дополнение к АРМ оперативного персонала установлен АРМ автоматизированной системы управления (РЗА).

В расценках А5-04 и А5-05 из таблицы А5 учтены затраты на коммутаторы с 24 портами, модуль синхронизации данных для вывода аппаратных импульсов синхронизации, шкаф для размещения оборудования, ПО.

Для учета технологических решений в отношении шкафа сетевой коммутации с четырьмя коммутаторами и двумя серверами системы обеспечения единого времени с утвержденным значением количества коммутаторов вместе с расценкой А5-04 из таблицы А5 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества коммутаторов к 4.

Для учета технологических решений в отношении шкафа сетевой коммутации с пятью коммутаторами и одним сервером системы обеспечения единого времени с утвержденным значением количества коммутаторов вместе с расценкой А5-05 из таблицы А5 применяется коэффициент (Кф3), определяемый как отношение утвержденного количества коммутаторов к 5.

В расценке А5-06 из таблицы А5 учтены затраты на ИБП для бесперебойной работы или инвертор для питания от подстанционной аккумуляторной батареи, преобразователи постоянного тока ("direct current/direct current") (далее - DC/DC) для питания цепей телесигнализации, блок-контакты положения автоматического выключателя (далее - АВ) в цепи отходящих линий, сигнальные контакты срабатывания АВ в цепи отходящих линий, шкаф для размещения оборудования.

В расценках А5-07 и А5-08 из таблицы А5 учтены затраты на оборудование (в том числе ПО для оперативного персонала (персонала АСУ ТП (РЗА) в составе персонального компьютера, ИБП для бесперебойной работы АРМ.

В расценке А5-09 из таблицы А5 учтены затраты на дублированные контроллеры присоединения основной и резервный.

При использовании расценок А5-10 - А5-14 количество шкафов (единиц измерителя УНЦ) измерительных преобразователей (далее - ИП) выбирается по количеству присоединений, из расчета один ИП на одно присоединение.

В расценках А5-15 - А5-18 из таблицы А5 учтены затраты на контроллер с промышленным компьютером, ПО, модуль синхронизации данных, шкаф (комплект материалов для монтажа оборудования в шкаф (ячейку). Расценки А5-15 - А5-18 выбираются по количеству собираемых дискретных сигналов.

В расценках А5-19 - А5-22 из таблицы А5 учтены затраты на шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей, который обеспечивает блокировку управления коммутационными аппаратами. При использовании расценок А5-19 - А5-22 шкаф сбора сигналов с функцией программной оперативной блокировки разъединителей подбирается исходя из количества присоединений, для оснащения которых требуется шкаф сбора сигналов, из расчета на одно присоединение 16 входных дискретных сигналов в шкафу.

 

Глава XI. Системы ВЧ связи, УПАСК, ПА

 

Таблица А6. УНЦ системы ВЧ связи 35 - 750 кВ

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

А6-01-1

ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 35 кВ

3 776,32

А6-01-2

ВЧ-заградитель на ЛЭП 35 кВ

2 631,35

А6-01-3

Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 35 кВ

1 247,31

А6-02-1

ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 110(150) кВ

5 334,69

А6-02-2

ВЧ-заградитель на ЛЭП 110(150) кВ

3 578,67

А6-02-3

Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 110(150) кВ

1 858,48

А6-03-1

ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 220 кВ

6 780,86

А6-03-2

ВЧ-заградитель на ЛЭП 220 кВ

4 026,80

А6-03-3

Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 220 кВ

2 856,39

А6-04-1

ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 330 кВ

8 790,48

А6-04-2

ВЧ-заградитель на ЛЭП 330 кВ

4 124,05

А6-04-3

Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 330 кВ

4 774,48

А6-05-1

ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 500 кВ

12 259,46

А6-05-2

ВЧ-заградитель на ЛЭП 500 кВ

4 275,82

А6-05-3

Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 500 кВ

8 085,73

А6-07

Комбинированная аппаратура по ВЧ (ВОЛС)

3 657,51

А6-08

Опора под конденсатор связи (ВЧ-заградитель)

132,68

 

В таблице А6 в УНЦ учтены стоимость оборудования на одну фазу, стоимость монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (кабельного хозяйства, заземления), затраты на проверку качества каналов связи, а также сопутствующие затраты.

В расценках А6-01-1, А6-02-1, А6-03-1, А6-04-1 и А6-05-1 из таблицы А6 учтены затраты на ВЧ заградитель, конденсатор связи, фильтр присоединения, разделительный фильтр, радиочастотный кабель, опору для конденсатора связи, провод и арматуру для крепления проводов, а также материалы для подвески (гирлянду изоляторов) и крепления (ушки, соединительные зажимы) ВЧ заградителя, работы по подвеске ВЧ-заградителя, по установке конденсатора связи на опорную стойку, работы по прокладке радиочастотного кабеля и сопутствующие затраты и материалы.

В расценках А6-01-2, А6-02-2, А6-03-2, А6-04-2 и А6-05-2 из таблицы А6 учтены затраты на ВЧ заградитель и материалы для подвески (гирлянду изоляторов) и крепления (ушки, соединительные зажимы), работы по подвеске ВЧ-заградителя.

В расценках А6-01-3, А6-02-3, А6-03-3, А6-04-3 и А6-05-3 из таблицы А6 учтены затраты на конденсатор связи, фильтр присоединения, разделительный фильтр, радиочастотный кабель, опору для конденсатора связи, провод и арматуру для крепления проводов, работы по установке конденсатора связи на опорную стойку, работы по прокладке радиочастотного кабеля, а также сопутствующие затраты и материалы.

В расценке А6-07 из таблицы А6 учтены затраты на комбинированную аппаратуру ВЧ связи (включает приемник, передатчик, интерфейсы телефонии и передачи данных) для передачи сигналов диспетчерской телефонной связи и ТМ по одной фазе с использованием канала ВЧ (BOЛC), шкаф (стойку) для размещения оборудования.

В расценке А6-08 из таблицы А6 учтены затраты на фундамент, опорную стойку, материалы для крепления оборудования, а также работы по установке фундаментов и крепления оборудования на опоре.

 

Таблица А8. УНЦ систем ПА, УПАСК

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

А8-01

Шкаф ПА энергорайона (энергоузла) для узловых ПС без возможности связи с централизованной системой противоаварийной автоматики

19 914,26

А8-02

Шкаф ПА энергорайона (энергоузла) для узловых ПС с возможностью связи с централизованной системой противоаварийной автоматики

31 445,37

А8-03

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (AЛAP), автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО), фиксации отключения трансформатора (ФОТ), фиксации отключения двух трансформаторов (ФОДТ) для автотрансформатора 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 366,31

А8-04

Шкаф автоматической частотной разгрузки (АЧР), автоматического ограничения снижения частоты (АОСН), дополнительной автоматической разгрузки (ДАР), устройств отбора напряжения (УОН) 6-220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 366,31

А8-05

Шкаф фиксации отключения системы шин (ФОСШ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 142,51

А8-06

Шкаф автоматики разгрузки при перегрузке по мощности (АРПМ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV

7 501,82

А8-07

Шкаф фиксации тяжести коротких замыканий (ФТКЗ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV

7 501,82

А8-08

Шкаф фиксации отключения выключателей (ФОВ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 142,51

А8-09

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (AЛAP), автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО), фиксации отключения трансформатора (ФОТ), фиксации отключения двух трансформаторов (ФОДТ) для автотрансформатора 330-750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV

7 052,44

А8-10

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (AЛAP), автоматики ограничения повышений напряжения (АОПН), фиксации отключения линии (ФОЛ), фиксации отключения двух линий (ФОДЛ) для ЛЭП 330-750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV

7 052,44

А8-11

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО), автоматики ограничения повышений напряжения (АОПН), фиксации отключения линии (ФОЛ), фиксации отключения двух линий (ФОДЛ) для ЛЭП 110-220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 830,42

А8-12

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО), фиксации отключения трансформатора (ФОТ), фиксации отключения двух трансформаторов (ФОДТ) для автотрансформатора 220-750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE

6 555,14

А8-13

Шкаф автоматики ликвидации асинхронного режима (AЛAP), автоматики ограничения перегрузки оборудования (АОПО), автоматики ограничения повышений напряжения (АОПН), фиксации отключения линии (ФОЛ), фиксации отключения двух линий (ФОДЛ) для ЛЭП 110-750 кВ для решений с использованием протокола GOOSE

6 555,14

А8-14

Шкаф автоматической частотной разгрузки (АЧР), автоматического ограничения снижения частоты (АОСН), дополнительной автоматической разгрузки (ДАР), устройств отбора напряжения (УОН) 6-220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE

6 333,12

А8-15

Шкаф фиксации отключения системы шин (ФОСШ) для решений с использованием протокола GOOSE

6 109,32

А8-16

Шкаф автоматики разгрузки при перегрузке по мощности (АРПМ) для решений с использованием протокола GOOSE

7 001,65

А8-17

Шкаф фиксации тяжести коротких замыканий (ФТКЗ) для решений с использованием протокола GOOSE

7 001,65

А8-18

Передатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 694,33

А8-19

Передатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 260,81

А8-20

Приемник УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 694,33

А8-21

Приемник УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 260,81

А8-22

Приемопередатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 694,33

А8-23

Приемопередатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 873,41

А8-24

Передатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-25

Передатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-26

Приемник УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-27

Приемник УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-28

Приемопередатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-29

Приемопередатчик УПАСК по ВЧ каналам связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-30

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 16 команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 388,85

А8-31

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 32 команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 260,81

А8-32

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 16 команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 388,85

А8-33

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 32 команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 260,81

А8-34

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 694,33

А8-35

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 873,41

А8-36

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений без использования протоколов GOOSE и SV

6 864,43

А8-37

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений без использования протоколов GOOSE и SV

9 873,41

А8-38

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 16 команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-39

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 32 команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-40

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 48 команд для решений с использованием протокола GOOSE

9 798,54

А8-41

Передатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 64 команды для решений с использованием протокола GOOSE

11 906,74

А8-42

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 16 команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-43

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 32 команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-44

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 48 команд для решений с использованием протокола GOOSE

9 798,54

А8-45

Приемник УПАСК по оптоволоконной связи на 64 команды для решений с использованием протокола GOOSE

11 906,74

А8-46

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-47

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-48

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 48 передаваемых и 48 принимаемых команд для решений с использованием протокола GOOSE

9 798,54

А8-49

Приемопередатчик УПАСК по оптоволоконной связи на 64 передаваемые и 64 принимаемые команды для решений с использованием протокола GOOSE

11 906,74

А8-50

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 16 передаваемых и 16 принимаемых команд для решений с использованием протокола GOOSE

5 582,13

А8-51

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 32 передаваемые и 32 принимаемые команды для решений с использованием протокола GOOSE

7 690,33

А8-52

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 48 передаваемых и 48 принимаемых команд для решений с использованием протокола GOOSE

9 798,54

А8-53

Приемопередатчик УПАСК по цифровым сетям связи на 64 передаваемые и 64 принимаемые команды для решений с использованием протокола GOOSE

11 906,74

А8-54

Шкаф системы мониторинга переходных режимов (СМПР) с количеством ИП: 4 шт

6 431,57

А8-55

Шкаф системы мониторинга переходных режимов (СМПР) с количеством ИП: 6 шт

7 757,56

А8-56

Шкаф системы мониторинга переходных режимов (СМПР) с количеством ИП: 9 шт

11 527,71

А8-57

Шкаф системы мониторинга переходных режимов (СМПР) с количеством ИП: 16 шт

17 014,43

А8-58

Шкаф системы мониторинга переходных режимов (СМПР) с количеством ИП: 20 шт

20 152,14

А8-59

Шкаф телемеханики с цифровыми преобразователями мощности с контролем до 20 присоединений

22 954,00

А8-60

Шкаф размножения команд ПА

6 207,81

А8-61

Шкаф навесного исполнения цифрового преобразования данных о температуре с метеобудкой (включая фундамент для ее установки) и датчиками температуры

2 646,54

 

В таблице А8 в УНЦ учтены стоимость оборудования, стоимость шкафа для размещения оборудования, затраты на монтажные работы с учетом стоимости используемого материала (кабельного хозяйства, заземления), а также сопутствующие затраты.

В расценке А8-01 из таблицы А8 учтены затраты на шкаф ПА энергорайона (энергоузла) для узловых ПС 220 кВ и ниже без возможности связи с централизованной системой противоаварийной автоматики, предназначенный для работы по локальным данным энергорайона с реализацией управляющих воздействий автономно от централизованной системы противоаварийной автоматики.

В расценке А8-02 из таблицы А8 учтены затраты на шкаф ПА энергорайона (энергоузла) для узловых ПС 330 - 750 кВ, имеющих межгосударственные и межсистемные отходящие ЛЭП, содержащий оборудование связи и позволяющий передавать управляющие сигналы по цифровым протоколам передачи информации во внешнюю централизованную систему противоаварийной автоматики.

 

Глава XII. ПП, ПС 35 - 750 кВ

 

Таблица З1. УНЦ постоянной части ПС

 

Измеритель: 1 ПС, 1 ПП.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Норматив цены, тыс. руб

З1-01

35

68 409,16

З1-02

110

144317,05

З1-03

220(150)

340 628,97

З1-04

330

404 508,14

З1-05

500

422 536,60

З1-06

750

438 258,31

 

В таблице З1 в УНЦ учтены:

затраты на строительство вспомогательных зданий и сооружений, к которым относятся кабельные сооружения, внутриплощадочные сети (водоснабжение, трубопроводы, канализация (ливневая и бытовая канализации в пределах территории ПС), противопожарный водопровод), здание КПП, маслоаппаратная, открытый (закрытый) склад масла, противопожарная насосная станция, противопожарные резервуары, маслосборник, очистные сооружения, камера переключения задвижек, хозяйственно-бытовые здания дежурного персонала;

затраты на строительство отдельных систем, к которым относятся комплекс систем безопасности (охранная и пожарная сигнализация, система контроля доступа на объект (далее - СКУД), периметральная сигнализация, охранное видеонаблюдение, газовое пожаротушение, программно-аппаратный комплекс информационной безопасности, серверное оборудование, АРМ персонала), противотаранное устройство, откатные (раздвижные, автоматические, противопожарные) ворота, устройство турникета, технологическое видеонаблюдение, внутриобъектовая связь (в том числе цифровая учрежденческо-производственная автоматическая телефонная станция (далее - УПАТС), оборудование электропитания средств связи, аппаратура громкоговорящей и радиопоисковой связи, локальная вычислительная сеть (далее - ЛВС), структурированная кабельная сеть (далее - СКС), регистратор записи диспетчерских переговоров, аппаратура селекторной связи), линейно-эксплуатационная связь (далее - общеподстанционные системы);

стоимость используемого при указанном строительстве материала (кабельного хозяйства, заземления);

сопутствующие затраты.

 

Глава XIII. ЗПС 35 - 500 кВ

 

Таблица З2. УНЦ постоянной части ЗПС

 

Измеритель: 1 ЗПС

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Норматив цены, тыс. руб

З2-01

35

74 253,28

З2-02

110

184 663,80

З2-03

220

213 619,73

З2-04

330

281 247,08

З2-05

500

290 774,67

 

В таблице З2 в УНЦ учтены:

затраты на строительство вспомогательных зданий и сооружений, к которым относятся кабельные сооружения, внутриплощадочные сети (водоснабжение, трубопроводы, канализация (ливневая и бытовая) в пределах территории ПС, противопожарный водопровод), здание КПП, маслоаппаратная, открытый (закрытый) склад масла, противопожарная насосная станция, противопожарные резервуары, маслосборник, очистные сооружения, камера переключения задвижек, хозяйственнобытовые здания дежурного персонала;

затраты на строительство общеподстанционных систем;

стоимость используемого материала (кабельного хозяйства, заземления);

сопутствующие затраты.

 

Глава XIV. Здание ПС (ОПУ, ЗРУ, РЩ), здание ЗПС, здание РПБ, прочие здания и сооружения, инженерные системы зданий

 

Таблица З3. УНЦ зданий ОПУ, РЩ

 

Измеритель: 1 РУ

 

Номер расценок

Напряжение РУ

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

3

Количество присоединений ЭП к РУ

до 2

от 3 до 5

6 и более

З3-01-1..3

35-110

7 792,75

34 004,72

61 355,87

З3-02-1..3

220(150)

63 056,13

63 056,13

96 720,8

З3-03-1..3

330-750

125 964,87

125 964,87

197 374,79

 

Таблица З4. УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС, ОПУ, РЩ, РПБ

 

Измеритель: 1 м 2.

 

Номер расценок

Наименование

Напряжение, кВ

Норматив цены,

тыс. руб

З4-01

ЗРУ

6-35

97,26

З4-02

ЗПС

35 - 500

168,05

З4-03

ОПУ, РЩ

35 - 750

141,69

З4-04

РПБ

-

172,19

 

Таблица З5. УНЦ зданий ЗРУ, ЗПС

 

Измеритель: 1 здание

 

Номер расценок

Наименование

Напряжение, кВ

Норматив цены, тыс. руб

З5-01

ЗРУ

6-35

14 686,79

З5-02

ЗПС

110

298 216,32

З5-03

ЗПС

220 - 500

574 367,43

З5-04

ЗПС

35

16 973,28

 

В таблицах З3 - З5 в УНЦ учтены затраты на земляные работы, строительно-монтажные работы (включая материалы и изделия) по возведению конструкций фундаментов, наружных и внутренних стен, перегородок, перекрытий, покрытий и кровли, включая монтаж стальных конструкций, железобетонные и каменные работы, стоимость оборудования (силовые сборки, газовое пожаротушение, системы отопления, вентиляции и кондиционирования, системы электропитания и освещения), а также сопутствующие затраты.

В расценках З5-02 и З5-03 из таблицы З5 в УНЦ учтены затраты на земляные работы, строительно-монтажные работы (включая материалы и изделия) по возведению конструкций фундаментов, наружных и внутренних стен, перегородок, перекрытий, покрытий и кровли, включая монтаж стальных конструкций, железобетонные и каменные работы, стоимость оборудования (силовые сборки, система собственных нужд ПС (без учета трансформатора собственных нужд), система оперативного постоянного тока, газовое пожаротушение, аккумуляторные батареи, системы отопления, вентиляции и кондиционирования, системы электропитания и освещения, ЛВС, СКС), а также сопутствующие затраты.

В расценке З4-04 из таблицы З4 учтены затраты на здание РПБ, к которому относится производственное здание вспомогательного назначения с временным пребыванием людей, совмещающее в себе различные помещения (мастерские, гаражи, склады).

 

Таблица З8. УНЦ на прочие здания и сооружения

 

Номер

расценок

Наименование

Измеритель

Норматив цены,

тыс. руб

З8-01

Открытый склад

1 м 2

15,35

З8-02

Закрытый склад

1 м 2

79,60

З8-03

Гараж неотапливаемый

1 м 2

54,45

З8-04

Гараж отапливаемый

1 м 2

132,74

З8-05

Артезианская скважина

1 погонный метр

48,02

З8-06

Щумозащитная стенка

1 м 3

147,46

З8-07

Подпорная стенка

1 м 3

34,32

З8-08

Сооружение гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГОЧС)

1 м 2

106,31

З8-09

Аварийные маслостоки

1 погонный метр

9,88

З8-10

Подъездная автодорога

1 м 2

10,68

З8-11

Резервуар накопитель

1 м 3

30,94

З8-12

Накопитель электрической энергии

1 кВт

171,47

З8-13

Маслосборник

1 м 3

24,77

З8-14

Зарядные станции

1 станция

2 056,61

З8-15

Здания ремонтно-эксплуатационной базы

1 м 2

278,96

З8-16

Здания ПРУ (противорадиационные укрытия)

1 м 2

170,13

З8-17

Наружные сети водопровода/канализации

1 погонный метр

46,00

 

В таблице З8 в УНЦ учтены затраты на земляные работы, строительно-монтажные работы (включая материалы и изделия) по возведению конструкций фундаментов, наружных и внутренних стен, перегородок, перекрытий, покрытий и кровли, включая монтаж стальных конструкций, железобетонные и каменные работы, работы по обустройству систем отопления, вентиляции и кондиционирования, включая материалы и изделия, а также установку оконечных приборов, работы по обустройству системы электропитания и освещения, включая материалы и изделия, а также установку оконечных приборов, обустройство специализированным оборудованием.

В расценке З8-15 из таблицы З8 учтены затраты на здания ремонтно-эксплуатационной базы, к которым относятся здания административного назначения с помещениями для постоянного пребывания работников с отдельно стоящими или совмещенными зданиями вспомогательного назначения, в том числе гаражи для машин и механизмов, функционально предназначенные для использования в технологических процессах ремонта и эксплуатации объектов электросетевого хозяйства.

 

Таблица З9. УНЦ инженерных систем зданий

 

Измеритель: 1 м 2 здания.

 

Номер расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

З9-01

Установка системы автоматического газового пожаротушения

27,40

З9-02

Внутреннее отопление зданий

1,39

З9-03

Внутренняя вентиляция зданий

14,49

З9-04

Внутреннее кондиционирование зданий

21,20

З9-05

Рабочее и аварийное освещение зданий

4,66

 

В таблице З9 в УНЦ учтены затраты на работы по обустройству систем отопления, вентиляции и кондиционирования, автоматического газового пожаротушения, рабочего, аварийного освещения включая материалы и изделия, а также установку оконечных приборов.

 

Таблица М7. УНЦ на демонтажные работы зданий и сооружений

 

Номер расценок

Наименование

Измеритель

Норматив цены, тыс. руб

М7-01

Здание ЗРУ 6 - 35 кВ

1 м 2

24,90

М7-02

Здание ЗПС

1 м 2

37,88

М7-03

Здания ОПУ, РЩ 35 - 750 кВ

1 м 2

53,76

М7-04

Здание РПБ

1 м 2

56,62

М7-05

Открытый склад

1 м 2

5,14

М7-06

Закрытый склад

1 м 2

22,37

М7-07

Гараж неотапливаемый

1 м 2

15,59

М7-08

Гараж отапливаемый

1 м 2

45,84

М7-09

Аварийные маслостоки

1 погонный метр

5,45

М7-10

Резервуар накопителя

1 м 3

14,72

М7-11

Маслосборник

1 м 3

6,17

М7-12

Здания ремонтно-эксплуатационной базы

1 м 2

72,90

М7-13

Здания ПРУ (противорадиационные укрытия)

1 м 2

78,19

М7-14

Наружные сети водопровода/канализации

1 погонный метр

0,88

 

В таблице М7 учтены затраты на земляные работы, демонтажные работы конструкций фундаментов, наружных и внутренних стен, перегородок, перекрытий, покрытий и кровли, стальных конструкций, систем отопления, вентиляции и кондиционирования, труб водопровода и канализации, аварийных маслостоков, пожарных резервуаров, специализированного оборудования.

 

Глава XV. Ячейка выключателя и элементы ПС

 

Таблица И1. УНЦ выключателя 110 - 500 кВ с устройством фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

И1-01-1..2

110

2500

6 299,54

8 575,96

И1-02-1..2

110

3150

6 299,54

10 129,51

И1-03-1..2

220(150)

вне

зависимости

18 727,67

28 394,38

И1-04-1..2

330

3150

39 909,25

42 224,50

И1-05-1..2

330

4000

40 098,99

42 334,28

И1-06-1..2

500

3150

52 083,53

52 083,53

И1-07-1..2

500

4000

54 845,28

54 845,28

 

Таблица И2. УНЦ выключателя 35 кВ с устройством фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Напряжение,

кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

25

31,5

И2-01-1..2

35

2000

1 790,15

4 741,64

И2-02-1..2

35

2500

4 741,64

4 741,64

 

Таблица И3. УНЦ бакового выключателя 110 - 220 кВ с устройством фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

И3-01-1..2

110

3150

18 063,83

20 748,81

И3-02-1..2

220(150)

вне зависимости

36 565,27

36 565,27

 

Таблица И4. УНЦ бакового выключателя 35 кВ с устройством фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Норматив цены, тыс. руб

И4-01

5 512,41

 

В таблицах И1 - И4 в УНЦ учтены стоимость выключателя, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на благоустройство территории, а также сопутствующие затраты.

 

Таблица И5. УНЦ элементов ПС с устройством фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс.руб

1

2

3

4

5

6

Напряжение, кВ

6-15

35(20)

110

220(150)

330

500

И5-01-1..6

ТТ на три фазы

435,28

2 549,82

5 169,06

8 199,40

14 218,35

23 498,29

И5-02-1..6

ТН (до трех вторичных обмоток) на три фазы

464,92

1 838,91

5 328,82

6 140,80

7 652,99

10 037,71

И5-03-1..6

ТН (четыре вторичные обмотки) на три фазы

-

-

5 328,82

6 140,80

-

-

И5-04-1..6

ОПН на три фазы

140,36

441,94

623,35

1 324,86

2 485,2

5 588,93

И5-05-1..6

Однополюсный разъединитель

127,04

1 626,69

2 934,88

3 960,48

5 612,34

6 100,50

И5-06-1..6

Разъединитель на три полюса

370,87

2 327,60

5 196,75

10 337,97

-

-

И5-07-1..6

Цифровой ТТ на три фазы

4 364,75

5 856,01

6 678,54

8 740,87

10 719,77

13 607,00

И5-08-1..6

Цифровой ТН на три фазы

4 859,03

5 039,00

5 604,31

7 636,07

23 194,19

32 055,89

И5-09-1..6

Шинная опора на одну фазу

51,45

107,82

169,01

337,11

980,44

1 672,86

И5-10-1..6

Устройство порталов и ошиновки открытого РУ

154,35

323,46

823,03

1 450,96

2 684,46

4812,69

 

В таблице И5 в УНЦ учтены стоимость оборудования, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (устройство фундаментов, опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на благоустройство территории, а также сопутствующие затраты.

 

Таблица И6. УНЦ выключателя 110 - 500 кВ без устройства фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

И6-01-1..2

110

2500

6 169,98

8 446,40

И6-02-1..2

110

3150

6 169,98

9 999,95

И6-03-1..2

220(150)

вне зависимости

18 474,65

28 141,36

И6-04-1..2

330

3150

39 331,71

41 646,96

И6-05-1..2

330

4000

39 521,45

41 756,74

И6-06-1..2

500

3150

51 423,47

51 423,47

И6-07-1..2

500

4000

54 185,22

54 185,22

 

Таблица И7. УНЦ выключателя 35 кВ без устройства фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

25

31,5

И7-01-1..2

35

2000

1 625,45

4 576,94

И7-02-1..2

35

2500

4 576,94

4 576,94

 

Таблица И8. УНЦ бакового выключателя 110 - 220 кВ без устройства фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Напряжение, кВ

Номинальный ток, А

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1

2

Номинальный ток отключения, кА

40

50

И8-01-1..2

110

3150

17 934,27

20 619,25

И8-02-1..2

220(150)

вне зависимости

36 312,25

36 312,25

 

Таблица И9. УНЦ бакового выключателя 35 кВ без устройства фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер расценок

Норматив цены, тыс. руб

И9-01

5 287,47

 

В таблицах И6 - И9 в УНЦ учтены стоимость выключателя, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на благоустройство территории, а также сопутствующие затраты.

Если для технологического решения объекта электросетевого хозяйства утвержденное значение номинального тока выключателя больше (меньше) максимального (минимального) значения характеристики типового технологического решения, указанного в таблице И1, И2, И3, И4, И6, И7, И8 или И9 в столбце "Номинальный ток, А", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя, то из таблиц И1 - И9 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному (минимальному) значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Номинальный ток, А", для утвержденного значения номинального напряжения выключателя.

 

Таблица И10. УНЦ элементов ПС без устройства фундаментов

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены для отдельных элементов в составе расценки,

тыс. руб

1

2

3

4

5

6

Напряжение, кВ

6-15

35(20)

110

220(150)

330

500

И10-01-1..6

ТТ на три фазы

320,38

2 321,92

4 815,68

7 617,14

12 582,1

21 727,51

И10-02-1..6

ТН (до трех вторичных обмоток) на три фазы

449,58

2 265,45

4 679,65

5 307,27

6 178,03

8 539,72

И10-03-1..6

ТН (четыре вторичные обмотки) на три фазы

-

-

4 692,34

5 307,27

-

-

И10-04-1..6

ОПН на три фазы

144,60

433,28

602,61

1 286,52

2413,15

5 487,52

И10-05-1..6

Однополюсный разъединитель

183,61

1 594,84

2 837,26

3 829,81

5 392,90

5 881,04

И10-06-1..6

Разъединитель на три полюса

373,79

2 201,61

5 022,89

10 086,23

-

-

И10-07-1..6

Цифровой ТТ на три фазы

4 348,27

5 860,60

6 416,46

8 278,24

10 115,52

12 936,69

И10-08-1..6

Цифровой ТН на три фазы

4 926,44

5 004,47

5 252,79

7 097,77

14 694,82

23 556,85

И10-09-1..6

Шинная опора на одну фазу

35,52

104,93

162,09

324,33

953,51

1 636,55

И10-10-1..6

Ввод линейный (выключателя, трансформатора) на одну фазу (номинальный ток, 1 000 А и выше)

373,52

391,65

915,13

2 791,16

6 948,32

10 410,17

И10-11-1..6

Ввод элегазовый (выключателя) на одну фазу

-

-

2 908,72

4 619,79

-

-

 

В таблице И10 в УНЦ учтены стоимость оборудования, стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости используемого материала (опорных стоек и металлоконструкций, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления), затраты на благоустройство территории, а также сопутствующие затраты.

 

Таблица М3. УНЦ на внутриплощадочные дороги ПС и проезды

 

Измеритель: 1 м 2.

 

Номер расценок

Вид покрытия

Норматив цены, тыс. руб

М3-01

Тротуар

3,44

М3-02

Проезжая часть

4,08

 

В таблице М3 в УНЦ учтены стоимость строительно-монтажных работ с учетом стоимости материалов, затраты на устройство проездов и площадок из асфальтобетона на щебеночном основании, а также сопутствующие затраты.

 

Таблица М6. УНЦ на демонтажные работы ПС

 

Измеритель: 1 элемент ПС

 

Номер

расценок

Наименование элемента ПС

Норматив цены,

тыс. руб

М6-01-1

Ячейка выключателя НУ 35 кВ

2 954,98

М6-01-2

Ячейка выключателя НУ 110 кВ

4 767,61

М6-01-3

Ячейка выключателя НУ 220 кВ

9 701,35

М6-01-4

Ячейка выключателя НУ 330 кВ

10 181,24

М6-01-5

Ячейка выключателя НУ 500 кВ

15 409,40

М6-01-6

Ячейка выключателя НУ 750 кВ

18 190,69

М6-02-1

Ячейка выключателя КРУ 6 - 20 кВ

120,77

М6-02-2

Ячейка выключателя КРУ 35 кВ

257,20

М6-02-3

Ячейка выключателя ВУ 110 кВ

411,56

М6-02-4

Ячейка выключателя ВУ 220 кВ

533,14

М6-02-5

Ячейка выключателя ВУ 330 кВ

548,99

М6-03-1

Ячейка трехобмоточного трансформатора 110(150) кВ/СН/НН

7 085,49

М6-03-2

Ячейка трехобмоточного трансформатора 220 кВ/СН/НН

8 773,57

М6-03-3

Ячейка трехобмоточного трансформатора 500 кВ/СН/НН

11 698,09

М6-04-1

Ячейка трехфазного автотрансформатора 220 кВ/СН/НН

11 338,26

М6-04-2

Ячейка трехфазного автотрансформатора 330 кВ/СН/НН

14 460,69

М6-04-3

Ячейка трехфазного автотрансформатора 500 кВ/СН/НН

20 813,07

М6-04-4

Ячейка однофазного автотрансформатора 330 кВ/СН/НН

23 765,83

М6-04-5

Ячейка однофазного автотрансформатора 500 кВ/СН/НН

28 406,91

М6-04-6

Ячейка однофазного автотрансформатора 750 кВ/СН/НН

35 247,11

М6-05-1

Ячейка двухобмоточного трансформатора 6-20 кВ/НН до 1MBA

886,06

М6-05-2

Ячейка двухобмоточного трансформатора 6-20 кВ/НН до 1,6МВА

1 086,18

М6-05-3

Ячейка двухобмоточного трансформатора 6-20 кВ/НН до 4МВА

1 182,39

М6-05-4

Ячейка двухобмоточного трансформатора 6-20 кВ/НН до 16МВА

1 257,06

М6-05-5

Ячейка двухобмоточного трансформатора 35 кВ/НН

2 768,83

М6-05-6

Ячейка двухобмоточного трансформатора 110(150) кВ/НН

6 608,32

М6-05-7

Ячейка двухобмоточного трансформатора 220 кВ/НН

7 605,76

М6-05-8

Ячейка двухобмоточного трансформатора 330 кВ/НН

8 775,88

М6-05-9

Ячейка двухобмоточного трансформатора 500 кВ/НН

9 375,37

М6-05-10

КТП 6 - 20 кВ мачтового (шкафного, столбового) и киоскового типа

143,66

М6-05-11

КТП, РП, РТП 6 - 20 кВ блочного типа (бетонные, сэндвич-панели)

1 248,72

М6-06-1

Ячейка реактора ДГР 6 - 35 кВ

2 584,28

М6-06-2

Ячейка реактора ТОР 6 - 35 кВ

3 470,11

М6-06-3

Ячейка реактора ТОР 110 кВ

25 083,30

М6-06-4

Ячейка реактора ТОР 220 кВ

25 083,30

М6-06-5

Ячейка реактора ТОР 330 кВ

25 083,30

М6-06-6

БСК 110-750 кВ

4 598,67

М6-06-7

ШР 110-750 кВ

18 988,35

М6-06-8

УШР 110-750 кВ

24 500,92

М6-07-1

Выключатель 35 кВ

69,10

М6-07-2

Выключатель 110 кВ

554,00

М6-07-3

Выключатель 220 кВ

768,91

М6-07-4

Выключатель 330 кВ

2 099,27

М6-07-5

Выключатель 500 кВ

3 090,32

М6-07-6

Выключатель 750 кВ

4 051,63

М6-08-1

Баковый выключатель 35 кВ

70,05

М6-08-2

Баковый выключатель 110 кВ

727,34

М6-08-3

Баковый выключатель 220 кВ

768,91

М6-09-1

Трансформатор тока 6 - 15 кВ

45,83

М6-09-2

Трансформатор тока 35 кВ

878,74

М6-09-3

Трансформатор тока 110 кВ

1 003,08

М6-09-4

Трансформатор тока 220 кВ

1 247,32

М6-09-5

Трансформатор тока 330 кВ

1 742,51

М6-09-6

Трансформатор тока 500 кВ

1 522,33

М6-09-7

Трансформатор тока 750 кВ

1 522,33

М6-10-1

Трансформатор напряжения 6 - 15 кВ

45,83

М6-10-2

Трансформатор напряжения 35 кВ

954,09

М6-10-3

Трансформатор напряжения 110 кВ

1 063,66

М6-10-4

Трансформатор напряжения 220 кВ

1 321,39

М6-10-5

Трансформатор напряжения 330 кВ

1 788,48

М6-10-6

Трансформатор напряжения 500 кВ

1 788,48

М6-10-7

Трансформатор напряжения 750 кВ

1 788,48

М6-11-1

ОПН 6 - 15 кВ

36,65

М6-11-2

ОПН 35 кВ

121,98

М6-11-3

ОПН 110 кВ

180,02

М6-11-4

ОПН 220 кВ

348,35

М6-11-5

ОПН 330 кВ

535,95

М6-11-6

ОПН 500 кВ

747,52

М6-11-7

ОПН 750 кВ

1 068,20

М6-12-1

Однополюсный разъединитель 6 - 15 кВ

11,65

М6-12-2

Однополюсный разъединитель 35 кВ

59,06

М6-12-3

Однополюсный разъединитель 110 кВ

105,25

М6-12-4

Однополюсный разъединитель 220 кВ

127,85

М6-12-5

Однополюсный разъединитель 330 кВ

146,26

М6-12-6

Однополюсный разъединитель 500 кВ

146,26

М6-12-7

Однополюсный разъединитель 750 кВ

146,26

М6-13-1

Шинная опора 6 - 15 кВ

33,99

М6-13-2

Шинная опора 35 кВ

40,66

М6-13-3

Шинная опора 110 кВ

60,01

М6-13-4

Шинная опора 220 кВ

116,12

М6-13-5

Шинная опора 330 кВ

155,63

М6-13-6

Шинная опора 500 кВ

242,01

Мб-13-7

Шинная опора 750 кВ

359,32

 

В таблице М6 в УНЦ учтены стоимости работ по демонтажу элементов ПС (оборудования и материалов, пригодных для дальнейшего использования, со снятием с места установки, необходимой разборкой и консервированием с целью длительного или кратковременного хранения), земляных работ, а также сопутствующие затраты.

 

Глава XVI. РЗА, система оперативного постоянного тока и собственных нужд ПС, сети связи

 

Таблица И11. УНЦ РЗА

 

Измеритель: 1 ед.

 

Номер

расценок

Наименование

Норматив цены,

тыс. руб

И11-01

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (9 присоединений с жесткой фиксацией) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

6 537,61

И11-02

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (16 присоединений с жесткой фиксацией) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

9 487,00

И11-03

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (9 присоединений с управляемой фиксацией) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

7 087,36

И11-04

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (15 присоединений с управляемой фиксацией) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

9 726,01

И11-05

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 132,62

И11-06

Шкаф дифференциальной защиты ошиновки 6 - 750 кВ (два комплекта) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 541,38

И11-07

Шкаф дифференциальной защиты ошиновки 6 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 790,50

И11-08

Шкаф защит с устройством резервирования при отказе выключателя (далее - УРОВ) и автоматикой управления выключателем (далее - АУВ) обходного выключателя 110 - 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 744,78

И11-09

Шкаф защит с УРОВ и АУВ шиносоединительного (секционного) выключателя для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 659,78

И11-10

Шкаф АУВ 110 - 220 кВ и УРОВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 668,90

И11-11

Шкаф АУВ 330 - 750 кВ и УРОВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 757,33

И11-12

Шкаф АУВ и УРОВ средств КРМ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 367,01

И11-13

Шкаф дифференциально-фазной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с одним выключателем без обходной системы сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 601,85

И11-14

Шкаф дифференциально-фазной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с двумя выключателями или с обходной системой сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 167,39

И11-15

Шкаф направленной высокочастотной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с одним выключателем без обходной системы сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 167,39

И11-16

Шкаф направленной высокочастотной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с двумя выключателями или с обходной системой сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 167,39

И11-17

Шкаф дифференциальной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с одним выключателем без обходной системы сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 441,14

И11-18

Шкаф дифференциальной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с двумя выключателями или с обходной системой сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 441,14

И11-19

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 110 - 220 кВ с обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с одним выключателем без обходной системы сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 492,88

И11-20

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 110 - 220 кВ с обменом разрешающими сигналами (для схем РУ с двумя выключателями или с обходной системой сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 845,04

И11-21

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 110 - 220 кВ с обменом разрешающими сигналами с УРОВ и АУВ (для схем РУ с одним выключателем без обходной системы сборных шин) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 988,04

И11-22

Шкаф дифференциально-фазной защиты ЛЭП 330 - 750 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 566,45

И11-23

Шкаф дифференциальной защиты ЛЭП 330 - 750 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 296,46

И11-24

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 330 - 750 кВ с обменом разрешающими сигналами для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 406,80

И11-25

Шкаф защит батареи статических конденсаторов для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 093,53

И11-26

Шкаф защит батареи статических конденсаторов с УРОВ и АУВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 292,33

И11-27

Шкаф защит шунтирующего реактора (для схем РУ с двумя выключателями) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 706,22

И11-28

Шкаф защит шунтирующего реактора (для схем РУ с одним выключателем) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 706,22

И11-29

Шкаф защит обмотки управления, компенсационной обмотки и ошиновки компенсационной обмотки управляемого шунтирующего реактора с подмагничиванием для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 704,44

И11-30

Шкаф защит компенсационного реактора с УРОВ и АУВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 704,44

И11-31

Шкаф защит трансформатора 110 - 220 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 490,22

И11-32

Шкаф защит трансформатора 110 - 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 465,96

И11-33

Шкаф резервных защит трансформатора 110 - 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 633,28

И11-34

Шкаф основных защит автотрансформатора 220 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 760,93

И11-35

Шкаф основных защит автотрансформатора 220 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 372,87

И11-36

Шкаф основных защит автотрансформатора 330 - 750 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

7 148,70

И11-37

Шкаф основных защит автотрансформатора 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

6 856,25

И11-38

Шкаф резервных защит автотрансформатора 330 - 750 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 754,98

И11-39

Шкаф защит и автоматики вводного выключателя 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 431,78

И11-40

Шкаф защит и автоматики ЛЭП 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 053,71

И11-41

Шкаф защит трансформатора с высшим напряжением 20, 35 кВ мощностью от 6,3 МВА для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 477,97

И11-42

Шкаф защит трансформатора с высшим напряжением 20, 35 кВ мощностью до 6,3 МВА для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 318,84

И11-43

Шкаф защит и автоматики секционного выключателя 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 053,71

И11-44

Шкаф защит трансформатора напряжения 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 144,30

И11-45

Шкаф защит трансформатора напряжения 35 кВ с функциями ПА для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 078,36

И11-46

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 35 кВ для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

6 402,53

И11-47

Шкаф РЗА плавки гололеда переменным током (при питании УПГ напряжением 6-35 кВ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 893,83

И11-48

Шкаф РЗА плавки гололеда переменным током (при питании УПГ напряжением 110 кВ) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 544,83

И11-49

Шкаф РЗ плавки гололеда постоянным током (при питании УПГ через отдельный двухобмоточный трансформатор плавки гололеда) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 384,20

И11-50

Шкаф РЗ плавки гололеда постоянным током (при питании УПГ через отдельный двухобмоточный трансформатор плавки гололеда с расщеплённой обмоткой) для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 852,25

И11-51

Шкаф автоматики регулирования напряжения двух трансформаторов для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

3 561,76

И11-52

Шкаф автоматики регулирования напряжения одного трансформатора для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 185,00

И11-53

Шкаф автоматики регулирования напряжения двух автотрансформаторов для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

4 382,20

И11-54

Шкаф автоматики регулирования напряжения для одного автотрансформатора для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

2 764,32

И11-55

Шкаф автоматики пожаротушения для решений без использования протоколов GOOSE и SV.

5 923,78

И11-56

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (9 присоединений) с УРОВ для решений с использованием протокола GOOSE.

6 480,59

И11-57

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 110 - 220 кВ (16 присоединений) с УРОВ для решений с использованием протокола GOOSE.

9 063,77

И11-58

Шкаф дифференциальной защиты сборных шин 330 - 750 кВ с УРОВ для решений с использованием протокола GOOSE.

4 578,71

И11-59

Шкаф дифференциальной защиты ошиновки 6 - 750 кВ (два комплекта) с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

5 649,95

И11-60

Шкаф дифференциальной защиты ошиновки 6 - 750 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 703,43

И11-61

Шкаф защит с УРОВ и АУВ обходного выключателя 110-220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE.

2 893,03

И11-62

Шкаф защит с УРОВ и АУВ шиносоединительного (секционного) выключателя для решений с использованием протокола GOOSE.

2 893,03

И11-63

Шкаф дифференциально-фазной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 061,69

И11-64

Шкаф направленной высокочастотной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 061,69

И11-65

Шкаф дифференциальной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 404,27

И11-66

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 110 - 220 кВ с обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 314,67

И11-67

Шкаф дифференциально-фазной защиты ЛЭП 330 - 750 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 518,33

И11-68

Шкаф дифференциальной защиты ЛЭП 330 - 750 кВ с комплектом ступенчатых защит и обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 876,93

И11-69

Шкаф ступенчатых защит ЛЭП 330 - 750 кВ с обменом разрешающими сигналами, УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 349,67

И11-70

Шкаф защит батареи статических конденсаторов с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

4 091,49

И11-71

Шкаф защит шунтирующего реактора 110-750 к В с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

5 858,89

И11-72

Шкаф защит обмотки управления, компенсационной обмотки и ошиновки компенсационной обмотки управляемого шунтирующего реактора с подмагничиванием для решений с использованием протокола GOOSE.

5 377,49

И11-73

Шкаф защит компенсационного реактора с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

4 929,90

И11-74

Шкаф защит трансформатора 110 - 220 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

5 009,56

И11-75

Шкаф защит трансформатора 110 - 220 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 836,67

И11-76

Шкаф резервных защит трансформатора 110 - 220 кВ для решений с использованием протокола GOOSE.

3 680,38

И11-77

Шкаф основных защит автотрансформатора 220 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

5 349,75

И11-78

Шкаф основных защит автотрансформатора 220 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

4 026,41

И11-79

Шкаф основных защит автотрансформатора 330-750 кВ и ошиновки 6 - 35 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

5 532,74

И11И-80

Шкаф основных защит автотрансформатора 330-750 кВ с УРОВ и АУВ для решений с использованием протокола GOOSE.

4 145,74