{{{Разработка технических решений по усилению схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4
Фаттахов Артем Ильясович, студент магистратуры;
Константинов Андрей Михайлович, кандидат технических наук, доцент
Дальневосточный государственный университет путей сообщения (г.
Встатье рассматривается разработка технического решения по усилению схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4 мощностью 300–400 МВт, для замещения морально и физически устаревших мощностей Хабаровской ТЭЦ-1 без увеличения установленной электрической мощности относительно замещаемой станции.
Ключевые слова: электроэнергетика, баланс мощности и электроэнергии, установившийся электроэнергетический режим, трансформаторная мощность, пропускная способность электрической сети, технико-экономическое сравнение.
Хабаровский край представляет собой территорию, обладающую большим потенциалом, который по отдельным показателям значительно превышает показатели других регионов. В социально-экономическом и социально-политическом аспекте Хабаровский край является одной из наиболее динамично развивающихся дальневосточных территорий.
Экономика Хабаровского края многопрофильна, базируется на развитом и диверсифицированном промышленном производстве, а также на транспортном обслуживании магистральных грузопотоков.
Концепция стратегии развития края задает общие ориентиры будущего развития социальной и экономической системы на территории Хабаровского края для органов государственной власти края, бизнеса, потенциальных инвесторов, и является базой для разработки планов, программ, проектов, прогнозов развития региона, включающую систему целей, а также описание механизмов, которые обеспечивают их достижение.
Главной целью Стратегии развития края является формирование такой территориальной социально-экономической системы, которая обеспечивала бы высокий жизненный уровень и качество жизни населения для реализации геополитической задачи закрепления населения на Дальнем Востоке на основе формирования и развития высококонкурентной экономики при соблюдении соответствующих экологических ограничений.
В силу стратегического положения Дальнего Востока России, являющегося форпостом страны в Азиатско-Тихоокеанском регионе, необходимо повышенное внимание государства к его геополитическим, стратегическим, экономическим и демографическим проблемам, от решения которых в конечном итоге зависит благополучие всей страны.
Одним из таких приоритетных направлений деятельности края является дальнейшее развитие топливно-энергетического комплекса.
Прежде всего, комплексного подхода к техническому перевооружению и реконструкции существующих генерирующих объектов и источников энергии требует Хабаровская ТЭЦ-1, которая в настоящее время является основным источником теплоснабжения южной части Хабаровска.
Хабаровская ТЭЦ-1 представляет собой тепловую паротурбинную электростанцию (теплоэлектроцентраль) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. Ввод в работу турбогенераторов на электростанции осуществлялся в период 1954–1976 г., в течении всего срока эксплуатации оборудования, модернизация и реконструкция не производилась, как следствие, на электростанции растет аварийность.
На основании приведенной информации, можно сделать убедительный вывод, что существующее оборудование выработало свой ресурс, технически устарело, и с точки зрения повышения надёжности энергообеспечения потребителей и ликвидации дефицита тепло- и электроснабжения прилегающих к территории Хабаровской ТЭЦ-1 муниципальных образований и микрорайонов городского округа г. Хабаровск, в том числе его южной части, на текущий момент, целесообразно выполнить его замену.
Энергосистема Хабаровского края (Хабаровская энергосистема) включает в себя объекты, расположенные на территории Хабаровского края и Еврейской автономной области, и граничит с энергосистемами Приморского края и Амурской области. В Хабаровской энергосистеме выделяют четыре энергорайона:
— Энергорайон Еврейской автономной области;
— Энергорайон Правобережной части энергосистемы Хабаровского края (Правобережье);
— Комсомольский энергорайон;
— Советско-Гаванский энергорайон.
Энергорайон Правобережье ограничивают следующие элементы: ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2, ВЛ 500 кВ Приморская ГРЭС — Хехцир 2, ВЛ 220 кВ Волочаевка/т — РЦ, ВЛ 220 кВ Левобережная — РЦ, ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Бикин/т, ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — Розенгартовка/т, ВЛ 220 кВ Приморская ГРЭС — НПС-36, ВЛ 110 кВ Приморская ГРЭС — Бикин.
Схема основных связей энергорайона Правобережья приведена на рисунке 1.
Энергорайон Правобережной части энергосистемы Хабаровского края и ЕАО включает в себя два сечения: «1 сечение Хабаровска», «2 сечение Хабаровска».
Состав контролируемых сечений энергорайона Правобережья энергосистемы Хабаровского края и ЕАО:
• «1 сечение Хабаровска»
— АТ-1 Хабаровской ТЭЦ-3;
— 1АТ ПС 220 кВ РЦ;
— 2 АТ ПС 220 кВ РЦ;
— 1 АТ ПС 220 кВ Хехцир (контроль со стороны ввода 220 кВ);
— 2 АТ ПС 220 кВ Хехцир (контроль со стороны ввода 220 кВ).
• «2 сечение Хабаровска»
— 1 АТ ПС 220 кВ Хехцир (контроль со стороны ввода 220 кВ);
— 2 АТ ПС 220 кВ Хехцир (контроль со стороны ввода 220 кВ);
— КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 1 (контроль со стороны шин 110 кВ ПС 220 кВ РЦ);
— КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 2 (контроль со стороны шин 110 кВ ПС 220 кВ РЦ).
В существующей схеме Хабаровская ТЭЦ-1 выдает мощность с закрытых распределительных устройств в сеть 110 кВ по восьми ВЛ 110 кВ и в сеть 35 кВ по восьми ВЛ 35 кВ:
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Южная № 1 (С-1);
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Южная № 2 (С-2);
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Горький № 1 (С-3);
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Горький № 2 (С-4);
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Корфовская № 1 с отпайками (С-5);
— ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Корфовская № 2 с отпайками (С-6);
— КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 1 с отпайками (С-7);
— КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 1 с отпайками (С-8);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Хабаровск-2 (Т-1);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — СМ (Т-2);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — БН (Т-3);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — БН (Т-4);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — отп. Трампарк (Т-5);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — отп. Трампарк (Т-6);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Индустриальная (Т-82);
— ВЛ 35 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — Индустриальная (Т-83).
Существующая нормальная схема объектов электроэнергетики, прилегающих к Хабаровской ТЭЦ-1, приведена на рисунке 2.
Рис. 1. Схема основных связей Правобережной части энергосистемы Хабаровского края и ЕАО
Рис. 2. Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, прилегающих к Хабаровской ТЭЦ-1
На основании решения [1], при разработке технических решений по усилению схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4 принят следующий состав основного и вспомогательного технологического оборудования:
— четыре газотурбинных установки 6F.03, производства ООО «Русские газовые турбины», с водогрейными котлами утилизаторами, номинальная мощность каждой газовой турбины при условиях ISO составляет 82,4 МВт;
— четыре генератора ТФ-90Г-2У3, производства НПO «Элсиб» ПАО, с независимой системой возбуждения (с подключением на шины СН 6 кВ);
— блочные повышающие трансформаторы 125 МВА, трехобмоточные трансформаторы связи 63 МВА.
Нагрузка собственных нужд Хабаровской ТЭЦ-4 принята равной 10 % от установленной номинальной мощности генераторов.
С учетом планируемой реконструкцией ПС 500 кВ Хехцир 2 в соответствии с [2], с укрупнением путем присоединения ПС 220 кВ Хехцир с заменой существующего 2 АТ 220/110 кВ мощностью 63 МВА на АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением суммарной трансформаторной мощности с 250 МВА до 751 МВА, а также с учетом реконструкции ПС 35 кВ СДВ с переводом на напряжение 110 кВ в соответствии c [2], была разработана математические модель для выполнения расчетов установившихся электроэнергетических режимов с целью дальнейшего анализа и выявления «узких мест» в схемах выдачи мощности (далее по тексту СВМ) Хабаровской ТЭЦ-1 (Хабаровской ТЭЦ-4).
При разработке вариантов схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [3], учитывались следующие требования:
— при ремонте одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи, автотрансформатора связи распределительных устройств электростанции, выключателя или системы шин распределительного устройства электростанции или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети должна обеспечиваться выдача всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды;
— в нормальной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III не допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов и длительную разгрузку турбин (ограничение мощности); допустимость воздействия противоаварийной автоматики на отключение генераторов при возникновении одного нормативного возмущения группы III определяется при конкретном проектировании;
— в единичной ремонтной схеме при возникновении нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на отключение генераторов или длительную разгрузку турбин в объеме, не превышающем требуемого ограничения выдачи мощности электростанции в послеаварийном режиме;
— в нормальной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I, II или III и в единичной ремонтной схеме при возникновении одного нормативного возмущения группы I или II допускается воздействие противоаварийной автоматики на импульсную разгрузку турбин.
Разработанные варианты схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4:
— Вариант СВМ № 1 предусматривает сохранение старого ЗРУ-110 кВ Хабаровской ТЭЦ-1 и замену морально и физически устаревшего генерирующего оборудования в два этапа, приведены на рисунках 3,4,5;
— Вариант СВМ № 2 предусматривает вывод из эксплуатации старого ЗРУ-110 кВ Хабаровской ТЭЦ-1 с поэтапным перезаводом ЛЭП 110 кВ в новое КРУЭ-110 кВ Хабаровской ТЭЦ-4 в два этапа, приведены на рисунках 6,7,8.
Рис. 3. Вариант СВМ № 1. Первый этап –вывод из эксплуатации ТГ № 6, ТГ № 7, подключение новых блоков ГТУ № 1, ГТУ № 2, резервного трансформатора собственных нужд
Рис. 4. Вариант СВМ № 1. Второй этап –вывод из эксплуатации ТГ № 8, ТГ № 9; подключение новых блоков ГТУ № 3, ГТУ № 4, замена трансформаторов связи
Рис. 5. Вариант СВМ № 1. СВМ Хабаровской ТЭЦ-4
Рис. 6. Вариант СВМ № 2. Первый этап –строительство КРУЭ-110 кВ и сооружение заходов от ВЛ Хабаровская ТЭЦ-1 — Горький и Хабаровская ТЭЦ-1 — Южная. Вывод из эксплуатации ТГ № 6, ТГ № 7, подключение новых блоков ГТУ № 1, ГТУ № 2, резервного трансформатора собственных нужд
Рис. 7. Вариант СВМ № 2. Второй этап — вывод из эксплуатации ТГ № 8, ТГ № 9, подключение новых блоков ГТУ № 3, ГТУ № 4, замена трансформаторов связи, демонтаж ЗРУ-110 кВ Хабаровской ТЭЦ-1
Рис. 8. Вариант СВМ № 2. СВМ Хабаровской ТЭЦ-4
Результаты расчетов электроэнергетических режимов в табличном виде для периодов зимних максимальных и летних минимальных нагрузок 2018 года при единичных нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах работы электрической сети 35 кВ и выше района размещения Хабаровской ТЭЦ-1 представлены в таблицах 1 и 2.
Таблица 1
Загрузка сетевых элементов свыше 70 % от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в схеме зимних максимальных нагрузок 2018 года
|
№ |
Контролируемый элемент |
Отключаемый элемент |
I/ Iддтн, % |
I, А |
Iддтн, А |
|
Зимний максимум |
|||||
|
1 |
КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 2 с отпайками (С-8) (участок от отп. до РЦ) |
Хабаровская ТЭЦ-1: 1 СШ 110 кВ |
81 |
409 |
503 |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Волочаевка/т (Л-214) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
72 |
616 |
851 |
|
3 |
ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-3 — РЦ № 1 с отпайками (С-17) |
ПС 220 кВ РЦ: 2С 110 кВ |
72 |
416 |
581 |
Таблица 2
Загрузка сетевых элементов свыше 70 % от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в схеме летних минимальных нагрузок 2018 года
|
№ |
Контролируемый элемент |
Отключаемый элемент (N-1) |
Отключаемый элемент (N-2) |
I/ Iддтн, % |
I, А |
Iддтн, А |
|
Зимний максимум |
||||||
|
1 |
ВЛ 220 кВ Волочаевка/т — РЦ (Л-202) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Левобережная — РЦ (Л-201) |
102 |
672 |
660 |
|
2 |
ВЛ 220 кВ Волочаевка/т — РЦ (Л-202) |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Левобережная (Л-213) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
100 |
661 |
660 |
|
3 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Волочаевка/т (Л-214) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Левобережная — РЦ (Л-201) |
98 |
648 |
660 |
|
4 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Волочаевка/т (Л-214) |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Левобережная (Л-213) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
97 |
637 |
660 |
|
5 |
ВЛ 220 кВ Левобережная — РЦ (Л-201) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Волочаевка/т — РЦ (Л-202) |
84 |
670 |
801 |
|
6 |
ВЛ 220 кВ Левобережная — РЦ (Л-201) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Волочаевка/т (Л-214) |
81 |
646 |
801 |
|
7 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Левобережная (Л-213) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Волочаевка/т — РЦ (Л-202) |
82 |
660 |
801 |
|
8 |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Левобережная (Л-213) |
ВЛ 500 кВ Хабаровская — Хехцир 2 (Л-513) |
ВЛ 220 кВ Хабаровская — Волочаевка/т (Л-214) |
80 |
637 |
801 |
Анализ результатов расчетов в нормальной схеме, а также при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах за рассматриваемый отчетный период (режим зимних максимальных и летних минимальных нагрузок за дни контрольных замеров) показал, что уровни напряжений на шинах станций и подстанций района размещения Хабаровской ТЭЦ-1 (Хабаровской ТЭЦ-4) Хабаровской энергосистемы находятся в пределах значений, допустимых для оборудования, превышения длительно-допустимых токовых нагрузок (далее по тексту ДДТН) ЛЭП и номинальной токовой нагрузки трансформаторного оборудования не выявлено.
Далее произведены расчеты электроэнергетических режимов для разработанных вариантов на перспективные этапы 2024, 2025 и 2030 годов для характерных периодов зимних максимальных, зимних минимальных, а также летних максимальных и летних минимальных нагрузок. Прогноз электрических нагрузок в энергосистеме Хабаровского края и ЕАО на 2019–2025 г. принят в соответствии с утвержденной [4].
При выполнении расчётов установившихся режимов энергосистемы Хабаровского края, в соответствии с п.2.5.51 [5] расчетная температура воздуха для зимних периодов принята равной минус 5 o С, а для летних периодов плюс 25 o С.
Так как Хабаровская ТЭЦ-1 является единственным источником генерирующей мощности за контролируемым сечение «2-ое сечение Хабаровска», при анализе токовой загрузки электросетевого оборудования при нормативных возмущений выявлена перегрузка КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-1 — РЦ № 1,2 (С-7, С-8), которая не ликвидируется управляющим воздействием существующей противоаварийной автоматикой на отключение нагрузки для всех схем СВМ. Решение этой проблемы, при реализации СВМ, является приоритетной по сравнению с другими выявленными случаями перегрузками оборудования, которые в свою очередь ликвидируются противоаварийной автоматикой или действием диспетчерского персонала в установленное время.
Далее на основании анализа установившихся режимов были сделаны выводы для схем СВМ.
Выводы по варианту СВМ № 1
Расчеты электроэнергетических режимов проведены с учетом реконструкции ПС 500 кВ Хехцир 2 с увеличением суммарной трансформаторной мощности на 250 МВА до 751 МВт. Реконструкция ПС 500 кВ Хехцир 2 должна быть завершена до начала первого этапа ввода Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [2].
Расчеты электроэнергетических режимов проведены с учетом реконструкции ПС 35 кВ СДВ с переводом на напряжение 110 кВ. Реконструкция ПС 35 кВ СДВ должна быть завершена до начала первого этапа ввода Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [2].
Для реализации СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 по Варианту СВМ № 1 необходимо выполнить следующие мероприятия:
— замена провода КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на провод 120/19 АСПТ, либо Сенилек АТЗП/С 120/19, либо Сенилек АТЗ/С 120/19;
— замена провода ошиновки КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на ПС 220 кВ РЦ и на Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240;
— замена ВЧЗ и ТТ КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 на Хабаровской ТЭЦ-4 с отпайками (С-7, С-8) с ДДТН не менее 1000 А.
Выводы по варианту СВМ № 2
Расчеты электроэнергетических режимов проведены с учетом реконструкции ПС 35 кВ СДВ с переводом на напряжение 110 кВ. Реконструкция ПС 35 кВ СДВ должна быть завершена до начала первого этапа ввода Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [2].
Для реализации СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 по Варианту СВМ № 2 рекомендуется выполнение следующих мероприятий:
— замена провода КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на провод 120/19 АСПТ, либо Сенилек АТЗП/С 120/19, либо Сенилек АТЗ/С 120/19;
— замена провода ошиновки КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7,С-8) на ПС 220 кВ РЦ и на Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240;
— замена ВЧЗ и ТТ КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на Хабаровской ТЭЦ-4 с ДДТН не менее 1000 А.
Дополнительно рассмотрены решения по усилению сети 110 кВ в районе размещения Хабаровской ТЭЦ-4 для Варианта № 1 СВМ с целью исключения реконструкции КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-8, С-7), который заключается в перестройке действующего алгоритма ПА и реализации нового канала и алгоритма действия ПА (далее — вариант СВМ № 1.1), представлен на рисунке 9.
Рис. 9. Схема размещения устройств ПА и предполагаемой организации каналов прохождения аварийных команд АОПО КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на Хабаровской ТЭЦ-4
Выводы по варианту СВМ № 1.1
Расчеты электроэнергетических режимов проведены с учетом реконструкции ПС 500 кВ Хехцир 2 с увеличением суммарной трансформаторной мощности на 250 МВА до 751 МВт. Реконструкция ПС 500 кВ Хехцир 2 должна быть завершена до начала первого этапа ввода Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [1].
Расчеты электроэнергетических режимов проведены с учетом реконструкции ПС 35 кВ СДВ с переводом на напряжение 110 кВ. Реконструкция ПС 35 кВ СДВ должна быть завершена до начала первого этапа ввода Хабаровской ТЭЦ-4 в соответствии с [1].
Для реализации СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 по Варианту СВМ № 1.1 рекомендуется выполнение следующих мероприятий:
— замена провода ВЛ 110 кВ Корфовская — Хехцир (С-23) на провод АС-185;
— замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Корфовская — Хехцир (С-23) на ПС 220 кВ Хехцир и на ПС 110 кВ Корфовская провод сечением не менее АС-185;
— замена провода ошиновки ВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — Южная № 1,2 на ПС 110 кВ Хабаровской ТЭЦ-4 на провод сечением не менее АС-240;
— вывод 2 и 3 ступени АОПО КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 1,2 с отпайками (С-7, С-8) на ПС 220 кВ РЦ;
— установка АОПО КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 2 (1) с отпайками (С-8, С-7) на Хабаровской ТЭЦ-4 с действием на отключение В 110 кВ КВЛ 110 кВ Хабаровская ТЭЦ-4 — РЦ № 2 (1) с отпайками (С-8, С-7) на ПС 220 кВ РЦ на этапе 2025 года.
Технико-экономическое сравнение вариантов схемы выдачи мощности Хабаровской ТЭЦ-4
Для вариантов СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 определен перечень необходимых мероприятий и укрупненные капитальные затраты на их реализацию.
Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена с использованием:
— «Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК» [6];
— данных о стоимости по объектам-аналогам.
Укрупненные стоимостные показатели в сборнике приведены в базисном уровне цен 2000 года.
Для определения величины капитальных вложений в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 3 квартале 2019 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, пусконаладочных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат [7].
Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 3 квартала 2019 года представлены в таблице 3.
Таблица 3
Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 3 квартала 2019 года (без НДС)
|
Наименование |
Значение |
|
Индекс изменения сметной стоимости оборудования |
4,71 |
|
Индексы изменения сметной стоимости СМР (к ФЕР-2001): |
|
|
Воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами |
4,56 |
|
Прочие объекты |
8,56 |
|
Пусконаладочные работы |
18,63 |
|
Индекс изменения сметной стоимости проектно-изыскательских работ [8] |
5,22 |
|
Индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат |
9,30 |
При расчете было выявлено, что капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 в ценах 2 квартала 2019 года (без НДС) составляют:
— в Варианте СВМ № 1–1 724,59 млн руб (105 %);
— в Варианте СВМ № 1.1–1 647,27 млн руб (100 %);
— в Варианте СВМ № 2–4 143,2 млн руб (251 %).
Вывод. На основании анализа капитальных затрат на реализацию рассматриваемых вариантов СВМ Хабаровской ТЭЦ-4 наиболее экономичным является Вариант СВМ № 1.1. Для дальнейшей реализации рекомендуется Вариант № 1.1.
Литература:
1 Протокол заседания «Развития и технического перевооружения тепловой энергетики» НП «НТС ЕЭС» на тему: «Рассмотрение результатов технологического и ценового аудита инвестиционного проекта «Хабаровская ТЭЦ-4 с внеплощадочной инфраструктурой» от 28.07.2021 г. Москва.
2 Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2020–2026 годы/ Минэнерго — утв. и введ. в действие приказом № 508 Минэнерго России 30.07.2020//М. — 2020. — 272с.;
3 Об утверждении требований к обеспечению надежности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок «Методические указания по устойчивости энергосистем»/ Минэнерго — утв. и введ. в действие приказом № 630 Минэнерго России 03.08.2018//М. — 2018. — 16с.;
4 Об утверждении схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019–2025 годы/ Минэнерго — утв. и введ. в действие приказом № 174 Минэнерго России 28.02.2019//М. — 2019. — 273с.;
5 Правила устройства электроустановок (ПУЭ) — 7-ое изд. — СПб.: УВСИЗ, 2005;
6 Об утверждении сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК»/ ОАО «Холдинг МРСК» — утв. и введ. в действие приказом № 488 20.09.2012//М. — 2012. — 71с;
7 О рекомендации индексов изменения сметной стоимости строительства в III квартале 2019 года, в том числе величине индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексов изменения сметной стоимости пусконаладочных работ, индексов изменения сметной стоимости прочих работ и затрат, индексов изменения сметной стоимости оборудования»/ Минстрой — письмо № 38021-ЮГ/09 от 09.10.2019//М. — 2019. — 20 с.;
8 О рекомендации индексов изменения сметной стоимости строительства в III квартале 2019 года, в том числе величине индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексов изменения сметной стоимости пусконаладочных работ, индексов изменения сметной стоимости прочих работ и затрат, индексов изменения сметной стоимости оборудования»/ Минстрой — письмо № 37341-ДВ/09 от 04.10.2019//М. — 2019. — 18 с.;
