Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства — действующая редакция, полный текст

Текст очень длинный, поэтому разбит на части. Часть 1 из 3.

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 26.02.2024 г. № 131 (Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru) от 01.03.2024 г., ст. 0001202403010042)

Исходная редакция

Министерство юстиции Российской Федерации ЗАРЕГИСТРИРОВАНО Регистрационный № 77401 от 1 марта 2024 г.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ

Москва

26 февраля 2024 г. № 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. № 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. № 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. № 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. № 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. № 10 "Об утверждении укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства"1.

______________________________

1 Зарегистрирован Минюстом России 7 февраля 2019 г., регистрационный № 53709.

Министр Н.Г.Шульгинов

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Минэнерго России от 26 февраля 2024 г. № 131

УКРУПНЕННЫЕ НОРМАТИВЫ цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства

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 № 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. № 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. № 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 вертолетов;

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. № 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. № 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 территориальному 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 на проектные и изыскательские работы для элементов ПС (ПП, ЗПС) (таблица П2) в отношении ячеек выключателя 35 кВ;

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);

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 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 демонтажные работы зданий и сооружений (таблица М7);

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);

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);

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

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);

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 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 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);

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 ИИК (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 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 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 (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 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 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 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);

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 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);

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);

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 ВОЛС 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 М1);

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 ВЛ (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 П3);

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 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);

Таблица В1. УНЦ ячейки выключателя НУ 110 - 500 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокНапряжение, кВНоминальный ток, АНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

Номинальный ток отключения, кА

4050

В1-01-1..2110250039 176,8741 451,76

В1-02-1..2110315039 176,8743 292,86

В1-03-1..2220 (150)вне зависимости99 887,74110 620,97

В1-04-1..23303150176 208,58178 523,83

В1-05-1..23304000176 398,32178 633,61

В1-06-1..25003150231 852,65237 758,91

В1-07-1..25004000234 614,40240 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

Номинальный ток отключения, кА

2531,5

В2-01-1..26 - 156305 058,305 058,30

В2-02-1..26 - 15800 (1000, 1250)5 058,305 058,30

В2-03-1..26 - 1516005 248,255 248,25

В2-04-1..26 - 1520006 019,226 019,22

В2-05-1..235 (20)200027 469,9227 469,92

В2-06-1..235 (20)250027 469,9227 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 Д3) из расчета 8 сигналов с одной ячейки 6 - 15 кВ.

Таблица В3. УНЦ ячейки выключателя КРУ 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

12345

Номинальный ток отключения, кА

202531,54050

В3-01-1..56 - 1510002 222,102 222,102 403,463 025,3811 458,19

В3-02-1..56 - 1512502 222,102 222,102 403,463 025,3811 458,19

В3-03-1..56 - 1516002 222,102 222,102 403,463 025,3811 458,19

В3-04-1..56 - 1520002 538,332 538,332 719,693 341,6111 774,42

В3-05-1..56 - 1525002 981,182 981,183 341,613 974,0711 774,42

В3-06-1..56 - 1531503 341,613 341,613 341,614 184,8912 406,88

В3-07-1..56 - 1540003 657,843 657,843 657,844 227,0512 617,70

В3-08-1..52012507 452,6010 604,3711 307,4511 307,4511 307,45

В3-09-1..52016008 074,5212 312,0112 938,1512 938,1512 938,15

В3-10-1..52020008 074,5212 480,6712 992,9612 992,9612 992,96

В3-11-1..52025008 074,5214 430,7615 486,9715 486,9715 486,97

В3-12-1..52031508 917,8115 137,0115 486,9716 363,9816 363,98

В3-13-1..53563016 238,7616 238,7616 871,2216 871,2216 871,22

В3-14-1..535800 (1000)17 875,2517 875,2517 875,2517 875,2517 875,25

В3-15-1..535125017 875,2517 875,2517 875,2517 875,2517 875,25

В3-16-1..535160018 601,0018 601,0018 601,0018 601,0018 601,00

В3-17-1..535200018 601,0018 601,0018 601,0018 601,0018 601,00

В3-18-1..535250019 511,7519 511,7519 511,7519 511,7519 511,75

В3-19-1..535315019 511,7519 511,7519 511,7519 511,7519 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

Номинальный ток отключения, кА

4050

В4-01-1..2110вне зависимости82 645,4090 182,23

В4-02-1..2220 (150)2000153 644,73158 492,54

В4-03-1..2220 (150)2500161 724,42166 572,23

В4-04-1..2220 (150)3150172 962,72172 962,72

В4-05-1..23302500283 653,26283 653,26

В4-06-1..23303150291 564,00291 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

Номинальный ток отключения, кА

4050

В5-01-1..2110вне зависимости55 599,1463 135,97

В5-02-1..2220 (150)2000122 420,68127 268,49

В5-03-1..2220 (150)2500130 500,37135 348,18

В5-04-1..2220 (150)3150141 811,94141 811,94

В5-05-1..23302500228 128,89228 128,89

В5-06-1..23303150236 208,58236 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 В1, 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.

Таблица В6. УНЦ автоматического пункта секционирования 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокНапряжение, кВНорматив цены, тыс. руб

В6-016 - 152 246,70

В6-02202 624,60

В6-03355 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 расценокНапряжение, кВНорматив цены, тыс. руб

В7-016 - 152 823,47

В7-02203 479,81

В7-03356 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 расценокНаименованиеНорматив 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*I) - 2 шт) 5 568,37

Д3-26 Шкаф 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*I) - 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*I) - 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*I) - 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.

Таблица Т1. УНЦ ячейки трехобмоточного трансформатора 110 - 500 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, МВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1234

Класс напряжения обмоток высшего напряжения1/среднего напряжения2/низшего напряжения3, кВ

110/35/НН150/35/НН220/35(20, 110)/НН500/110/НН

Т1-01-1..46,365 628,40---

Т1-02-1..41070 600,58-82 567,82-

Т1-03-1..41683 528,2484 514,70--

Т1-04-1..42587 505,99117 331,08132 289,61-

Т1-05-1..43291 483,73130 258,75163 614,34-

Т1-06-1..440108 886,36160 091,82184 000,28-

Т1-07-1..463116 706,08189 789,14199 775,49-

Т1-08-1..480239 518,91-298 224,64-

Т1-09-1..4100293 218,45311 110,31323 085,54-

Т1-10-1..4125--412 584,76-

Т1-11-1..4160321 062,65---

Т1-12-1..4200--566 722,32-

Т1-13-1..4300---642 759,41

______________________________

1 Далее - "ВН".

2 Далее - "СН".

3 Далее - "НН".

Таблица Т2. УНЦ ячейки автотрансформатора 150 - 500 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, МВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

12345

Класс напряжения обмоток ВН/СН/НН, кВ

220(150)/110/НН330/110/НН330/150/НН330/220/НН500/220(110)/НН

Т2-01-1..563221 829,61----

Т2-02-1..580226 801,79----

Т2-03-1..5100276 523,58----

Т2-04-1..5125296 412,30392 338,70---

Т2-05-1..5150320 776,01412 227,42---

Т2-06-1..5200333 445,62431 449,97436 656,78--

Т2-07-1..5250342 395,54441 394,32451 573,32459 597,16522 551,59

Т2-08-1..5500----635 022,28

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

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность трехфазной группы, МВАЕдиничная мощность автотрансформатора, МВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

12345

Класс напряжения обмоток ВН/СН/НН, кВ

330/220/НН500/110(220)/НН500/330/НН750/330/НН750/500/НН

Т3-01-1..5399133792 723,49804 995,49---

Т3-02-1..5405(450)135(150)-804 995,49---

Т3-03-1..5501167-884 550,36946 832,19--

Т3-04-1..5801(750)267(250)-1 034 830,73---

Т3-05-1..5999333---1 821 885,99-

Т3-06-1..51251417----2 095 122,04

В таблицах Т1, Т2, Т3 в УНЦ учтены:

стоимость оборудования (авто-) трансформатор на три фазы в таблицах Т1 и Т2, трехфазная группа однофазных автотрансформаторов 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 МВА (таблица Т1);

1,01 для ячеек трансформатора 110 - 500 кВ мощностью 100 МВА 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 Т3 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 расценокМощность, МВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123456

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

35/НН110/НН150/НН220/НН330/НН500/НН

Т4-01-1..6223 111,8639 350,80----

Т4-02-1..62,523 615,4445 354,26----

Т4-03-1..6424 474,2349 332,00----

Т4-04-1..6524 971,4551 320,87-67 716,83--

Т4-05-1..66,325 130,5751 320,87-75 672,31--

Т4-06-1..61040 047,1153 309,75-89 594,41--

Т4-07-1..61645 019,2969 220,7279 399,7295 561,03--

Т4-08-1..62069 880,1987 120,57----

Т4-09-1..62576 841,2493 087,18-129 371,85177 621,50-

Т4-10-1..63291 757,77108 998,15126 138,20150 255,00--

Т4-11-1..64092 752,21110 987,03149 507,44161 193,80--

Т4-12-1..65094 239,37111 484,24---

Т4-13-1..66395 735,52113 834,57163 791,00173 985,70235 298,78

Т4-14-1..670-131 734,42191 635,20--

Т4-15-1..680-135 712,16-221 718,62250 215,32-

Т4-16-1..6100-216 261,46236 384,82244 590,65275 076,22-

Т4-17-1..6125-254 050,03-263 484,93280 048,39-

Т4-18-1..6150-273 938,74---329 370,05

Т4-19-1..6160-273 938,74-283 373,64--

Т4-20-1..6200-325 649,41-338 067,62--

Т4-21-1..6250---394 750,46-518 312,86

Т4-22-1..6400---616 509,65-836 532,33

Таблица Т5. УНЦ ячейки двухобмоточного трансформатора 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

12345

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10, 15)/НН20/НН35/НН6(10, 15)/НН20/НН

Вид трансформатора

масляныйвне зависимостисухой

Т5-05-1..516228,15358,83---

Т5-06-1..525234,40367,90-223,37394,22

Т5-07-1..540267,03394,51-241,23426,56

Т5-08-1..563345,09493,38-327,66593,55

Т5-09-1..580-----

Т5-10-1..5100367,67604,122 083,11473,95768,51

Т5-11-1..5160460,85706,192 886,80657,071 018,70

Т5-12-1..5250606,63913,913 972,692 360,053 920,37

Т5-13-1..5300-----

Т5-14-1..5400780,721 216,115 151,392 590,484 385,13

Т5-15-1..5500-----

Т5-16-1..5600-----

Т5-17-1..56301 058,831 599,197 922,882 996,024 897,04

Т5-18-1..5875-----

Т5-19-1..510001 778,092 855,7512 010,183 394,955 649,13

Т5-20-1..51125-----

Т5-21-1..512502 389,223 752,6914 058,723 903,256 598,47

Т5-22-1..516003 484,954 870,7418 077,147 266,1011 436,27

Т5-23-1..520004 095,205 458,5523 111,867 974,5111 930,27

Т5-24-1..525004 814,196 765,7523 615,448 329,2312 797,23

Т5-25-1..531507 181,489 955,78-8 811,4113 454,83

Т5-26-1..54000--24 474,2314 231,6819 998,66

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

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1234

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10, 15)/НН20/НН6(10, 15)/НН20/НН

Вид трансформатора

масляныйсухой

Т5.1-01-1..4257 508,6010 472,16--

Т5.1-02-1..4407 959,0911 084,10--

Т5.1-03-1..4638 455,2611 746,52--

Т5.1-04-1..41008 893,2512 399,336 460,857 304,14

Т5.1-05-1..41609 395,6713 068,966 568,447 540,01

Т5.1-06-1..42509 926,0313 743,196 814,887 658,16

Т5.1-07-1..440010 516,8914 529,828 287,609 025,47

Т5.1-08-1..463011 566,9315 889,479 114,199 957,47

Т5.1-09-1..4100012 395,2416 843,5511 654,7313 025,06

Т5.1-10-1..4125012 980,5617 576,4513 106,7513 317,57

Т5.1-11-1..4160014 498,3119 557,9916 069,8417 650,99

Т5.1-12-1..4200015 790,8021 229,9717 790,0819 476,65

Т5.1-13-1..4250017 397,8823 258,6919 664,3120 929,23

Т5.1-14-1..4315018 007,8124 010,6421 334,3422 915,49

Т5.1-15-1..44000--29 260,5932 339,61

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

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1234

Класс напряжения обмоток ВН/НН, кВ

6(10, 15)/НН20/НН6(10, 15)/НН20/НН

Вид трансформатора

масляныйсухой

Т5.2-01-1..416242,21387,25--

Т5.2-02-1..425249,51399,89501,40598,58

Т5.2-03-1..440288,44426,56593,95706,61

Т5.2-04-1..463386,97533,99721,65892,28

Т5.2-05-1..4100445,10650,04814,64987,66

Т5.2-06-1..4160650,18755,02904,711 077,24

Т5.2-07-1..4250875,50976,632 670,024 457,06

Т5.2-08-1..44001 152,451 327,772 858,914 861,74

Т5.2-09-1..46301 610,611 751,653 323,045 460,35

Т5.2-10-1..410002 417,653 068,593 819,846 415,08

Т5.2-11-1..412503 017,144 062,794 337,697 394,88

Т5.2-12-1..416003 812,125 268,998 058,6912 738,87

Т5.2-13-1..420004 665,905 934,038 815,5813 243,27

Т5.2-14-1..425005 434,697 373,559 399,5314 530,14

Т5.2-15-1..431507 700,5810 841,799 939,4115 280,74

Т5.2-16-1..44000--15 819,7422 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 МВА;

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

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

1,02 для ячеек трансформатора 35 - 500 кВ мощностью 63 МВА 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 расценокМощность, МВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

Класс напряжения, кВ

6 - 1535 (20)

Т6-01-1..21624 980,14-

Т6-02-1..24044 782,0349 470,02

Т6-03-1..26355 720,8357 425,51

Т6-04-1..2100-90 440,78

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

Измеритель: 1 МВА

Номер расценокНорматив цены, тыс. руб

Т7-01911,32

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.

, (1)

где:

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

УНЦб и УНЦм - значения УНЦ из таблицы, предусмотренной настоящими УНЦ, соответствующие большему Харб и меньшему Харм значениям интервала характеристики типового технологического решения, которому принадлежит утвержденное значение технического показателя технологического решения объекта электросетевого хозяйства Хару.

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 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 (УНЦб), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей:

в качестве значения УНЦм используется значение УНЦ, следующее в таблице за УНЦб 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 Харб и Харм используются значения характеристики типового технологического решения, соответствующие значениям УНЦб и УНЦм.

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 (УНЦб), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по следующей формуле:

, (2)

где:

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

Харб - значение характеристики типового технологического решения из таблицы, соответствующее значению УНЦб.

Таблица Р1. УНЦ ячейки ДГР 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123

Напряжение, кВ

6 - 152035

Р1-01-1..31904 499,785 907,3611 057,88

Р1-02-1..33006 501,479 360,8111 734,92

Р1-03-1..33606 544,909 434,8111 744,50

Р1-04-1..34406 570,629 582,8111 753,13

Р1-05-1..34806 591,709 706,1411 786,67

Р1-06-1..34856 602,469 718,4711 800,56

Р1-07-1..34906 613,219 730,8011 814,46

Р1-08-1..35006 613,219 730,8011 814,46

Р1-09-1..35506 927,299 780,1311 870,04

Р1-10-1..36106 970,309 829,4711 925,62

Р1-11-1..37307 013,309 878,8011 981,20

Р1-12-1..37607 056,319 928,1312 036,78

Р1-13-1..38007 099,329 977,4612 092,36

Р1-14-1..38207 142,3210 026,7912 147,94

Р1-15-1..38407 163,8310 051,4612 175,73

Р1-16-1..38507 185,3310 076,1312 203,52

Р1-17-1..38607 206,8410 100,7912 203,52

Р1-18-1..39507 601,0711 228,4412 720,04

Р1-19-1..311007 655,8811 351,7712 806,29

Р1-20-1..313007 701,4211 549,1012 870,49

Р1-21-1..315207 916,4611 795,7613 148,40

Р1-22-1..316007 959,4611 845,0913 203,98

Р1-23-1..320009 528,0512 999,1513 759,78

Таблица Р6. УНЦ фильтра заземляющего 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123

Напряжение, кВ

6 - 152035

Р6-01-1..380587,74945,232 724,77

Р6-02-1..3100903,881 071,722 889,21

Р6-03-1..31251 037,371 214,312 971,43

Р6-04-1..31601 195,481 404,053 218,09

Р6-05-1..32001 420,141 741,183 546,97

Р6-06-1..32501 578,261 804,433 627,08

Р6-07-1..33001 789,642 040,783 711,41

Р6-08-1..34001 895,052 167,273 875,85

Р6-09-1..35002 154,522 418,053 958,07

Р6-10-1..36302 207,232 481,304 040,29

Р6-11-1..38002 697,512 982,117 766,29

Р6-12-1..310002 750,213 045,367 848,51

Р6-13-1..312503 019,303 324,997 930,73

Р6-14-1..316003 430,233 746,468 012,95

Таблица Р7. УНЦ ячейки ДГА 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123

Класс напряжения, кВ

6 - 152035

Р7-01-1..31906 597,6711 469,7824 665,59

Р7-02-1..330011 992,0518 611,0226 346,77

Р7-03-1..336012 070,2318 744,2226 364,02

Р7-04-1..344012 116,5219 010,6126 379,55

Р7-05-1..348012 154,4719 232,6026 439,93

Р7-06-1..348512 173,8219 254,8026 464,94

Р7-07-1..349012 193,1819 277,0026 489,95

Р7-08-1..350012 193,1819 277,0026 489,95

Р7-09-1..355012 785,6319 365,8026 589,99

Р7-10-1..361012 863,0419 454,6026 690,04

Р7-11-1..373012 940,4619 543,4031 415,27

Р7-12-1..376013 017,8719 632,1931 515,32

Р7-13-1..380013 095,2819 720,9931 615,36

Р7-14-1..382013 172,7019 809,7931 715,41

Р7-15-1..384013 211,4019 854,1931 765,43

Р7-16-1..385013 250,1126 065,5031 815,45

Р7-17-1..386013 288,8226 109,9031 865,48

Р7-18-1..395017 034,4629 284,9532 745,18

Р7-19-1..3110017 133,1229 506,9541 379,94

Р7-20-1..3130021 010,1239 024,4245 349,83

Р7-21-1..3152021 397,1839 468,4045 850,06

Р7-22-1..3160021 474,5939 557,2045 950,10

Р7-23-1..3200027 447,9146 435,9054 659,20

В таблицах Р1, 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 Р1, 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 Р1, Р6 или Р7 в столбце "Мощность, кВА", для утвержденного значения (класса) напряжения, то из таблицы Р1, 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 Р1, Р6 или Р7 в столбце "Мощность, МВА", для утвержденного значения (класса) напряжения, то из таблицы Р1, Р6 или Р7 выбирается расценка УНЦ, соответствующая максимальному значению характеристики типового технологического решения, указанному в столбце "Мощность, МВА", для утвержденного значения (класса) напряжения (УНЦб), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей:

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

Таблица Р2. УНЦ ячейки реактора ТОР 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокНоминальный ток, АНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

12345

Напряжение, кВ

6 - 156 - 15202035

Тип

одинарныйсдвоенныйодинарныйсдвоенныйодинарный

Р2-01-1..5501 145,52----

Р2-02-1..5701 710,53----

Р2-03-1..51002 290,50---8 254,66

Р2-04-1..52002 402,69---8 356,03

Р2-05-1..52502 499,99---8 396,57

Р2-06-1..54003 129,50---8 437,11

Р2-07-1..55003 178,69---8 710,69

Р2-08-1..56003 248,97---8 751,24

Р2-09-1..56304 366,267 742,77--8 791,78

Р2-10-1..57504 387,357 777,90--8 834,97

Р2-11-1..58004 429,517 883,31--9 016,92

Р2-12-1..510004 457,628 234,68--9 937,35

Р2-13-1..516005 510,0710 001,11--14 735,61

Р2-14-1..520009 428,9017 411,1513 817,9422 001,0918 564,87

Р2-15-1..5250010 483,6118 622,4114 591,9925 266,8619 566,78

Р2-16-1..5300011 252,6518 762,9614 619,7425 530,3919 891,11

Р2-17-1..5320014 473,3324 231,5218 918,0533 282,34-

Р2-18-1..5400014 613,8824 442,3419 968,7634 311,33-

Р2-19-1..5500017 879,1031 348,34---

Р2-20-1..5600034 945,5759 853,87---

Р2-21-1..5800038 320,2667 168,72---

Таблица Р3. УНЦ ячейки реактора ТОР 110 - 330 кВ

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокНоминальный ток, АСопротивление, ОмНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123

Напряжение, кВ

110220 (150)330

Р3-01-1..3350вне зависимости7 119,3214 902,4818 737,27

Р3-02-1..310002,524 257,4828 553,4134 080,82

Р3-03-1..31000328 157,6633 718,5141 930,10

Р3-04-1..310006,537 644,5844 786,5852 998,17

Р3-05-1..310007,2542 915,0950 057,0958 268,68

Р3-06-1..310002289 295,58106 978,60122 568,90

Р3-07-1..31250вне зависимости59 850,6779 557,4796 117,44

Р3-08-1..31500вне зависимости64 418,0886 232,98103 846,95

Р3-09-1..31600235 270,4846 285,5963 113,75

Р3-10-1..316002,538 959,8350 502,0069 438,36

Р3-11-1..316009,5458 987,7782 125,06112 656,55

Р3-12-1..32000вне зависимости41 422,4950 119,5159 886,11

Р3-13-1..34000вне зависимости81 319,6597 558,59114 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 (УНЦб), 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:

Таблица Р4. УНЦ КРМ 110 - 750 кВ

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокНапряжение, кВМощность, МварЕдиничная мощность БСК, ШР, УШР, МварНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

123

БСКШРУШР

Р4-01-1..3110151532 252,57--

Р4-02-1..3110252536 613,91-259 299,01

Р4-03-1..3110383848 124,08--

Р4-04-1..311050 - 5250 - 5253 765,93-312 004,11

Р4-05-1..3110125125--491 201,45

Р4-06-1..32201515--264 569,52

Р4-07-1..322020-2520-2549 863,35-264 569,52

Р4-08-1..32203030--264 569,52

Р4-09-1..322050-5250 - 5265 519,17-343 627,17

Р4-10-1..32206363--364 709,21

Р4-11-1..322075 - 7875 - 7887 617,82163 654,44-

Р4-12-1..3220100100101 932,60-427 955,33

Р4-13-1..3220110110--512 283,49

Р4-14-1..333018060 (180)-339 220,95766 009,26

Р4-15-1..350018060 (180)-374 140,57966 288,64

Р4-16-1..3750330110 (330)-426 200,16-

Таблица Р5. УНЦ КРМ 6 - 35 кВ

Измеритель: 1 Мвар

Номер расценокНаименование (тип)Норматив цены, тыс. руб

Р5-01БСК774,64

Р5-02ШР2 016,66

Р5-03СТК4 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 (УНЦб), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 1 с учетом следующих особенностей:

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 (УНЦб), и применяется коэффициент (Кф2), определяемый по формуле 2. 6 - 20 кВ

Таблица Э1. УНЦ КТП киоскового типа 6 - 20 кВ

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

Количество трансформаторов, шт.

Э1-01-1..2251 077,592 579,26

Э1-02-1..2401 092,512 897,48

Э1-03-1..2631 124,003 010,18

Э1-04-1..21001 204,383 280,33

Э1-05-1..21601 288,913 449,39

Э1-06-1..22501 338,634 344,38

Э1-07-1..24001 786,745 081,92

Э1-08-1..26303 571,535 360,36

Э1-09-1..210003 840,035 897,36

Э1-10-1..212504 557,48-

Э1-11-1..216005 203,86-

Э1-12-1..225006 596,07-

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

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены, тыс. руб

Э2-0116940,56

Э2-0225970,40

Э2-03401 010,18

Э2-04631 049,95

Э2-051001 244,21

Э2-061601 279,01

Э2-072501 512,70

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

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокМощность, кВАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

Количество трансформаторов, шт.

Э3-01-1..2255 985,389 050,76

Э3-02-1..2406 253,889 192,80

Э3-03-1..2636 333,449 937,73

Э3-04-1..21006 552,2110 104,57

Э3-05-1..21608 143,3112 450,41

Э3-06-1..22508 541,0812 744,04

Э3-07-1..24008 889,1415 877,84

Э3-08-1..26309 684,6817 548,49

Э3-09-1..2100010 579,6819 427,98

Э3-10-1..2125010 778,5619 845,64

Э3-11-1..2160013 553,0425 597,74

Э3-12-1..2250015 522,0229 806,90

Э3-13-1..23150-38 888,15

Э3-14-1..24000-45 330,50

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 расценокНаименование, типНорматив цены, тыс. руб

Э4-01РП (СП, РТП) на 7 ячеек выключателей или ТП (РТП) с одним трансформатором2 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

123

Номинальный ток отключения, кА

202531,5

В8-01-1..36 - 1510001 495,461 495,461 525,15

В8-02-1..36 - 1512501 495,321 495,461 525,29

В8-03-1..36 - 1516001 495,461 495,461 525,29

В8-04-1..36 - 1520001 540,341 540,341 583,80

В8-05-1..36 - 1525002 383,442 383,442 426,82

В8-06-1..36 - 1531502 781,952 781,952 819,82

В8-07-1..36 - 1540003 044,233 044,233 086,83

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

Измеритель: 1 ячейка

Номер расценокНапряжение, кВНоминальный ток, кАНорматив цены для отдельных элементов в составе расценки, тыс. руб

1234

Номинальный ток отключения, кА

202531,540

В9-01-1..46 - 156302 688,062 772,39--

В9-02-1..46 - 1512502 688,062 772,39--

В9-03-1..4206302 804,012 856,72--

В9-04-1..4201250-7 305,037 084,72-

В9-05-1..4201600-7 545,36--

В9-06-1..4202500-7 725,628 646,90-

В9-07-1..4203150---10 369,30

В9-08-1..4351250-8 559,63--

В9-09-1..4351600-8 824,00--

В9-10-1..4352500-9 022,2710 035,69-

В9-11-1..4353150---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;

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.

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

Измеритель: 1 м2

Номер расценокСубъект Российской ФедерацииНорматив 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) (м2)

Измеритель: 1 ед.

Номер позицииНаименование элемента ПСПорядковый номер

123456

Напряжение, кВ

35110220 (150)330500750

С1-01-1..6Ячейка выключателя НУ ПС1678332 3336 33310 33318 333

С1-02-1..6Ячейка выключателя ВУ (КРУЭ) ПС (ЗПС)1,668227455455-

С1-03-1..6Ячейка (авто-)трансформатора (комплект на три фазы) ПС (ЗПС)671003334176171 167

С1-04-1..6Основные здания (ОПУ, ЗРУ, РЩ) в целом на одну ПС9701 2201 3402 1202 1202 440

С1-05-1..6КРМ, ячейка ДГР (ДГА, ТОР) (комплект на три фазы) ПС (ЗПС)-317350383417450

С1-06-1..6Прочее в целом на одну ПС (ЗПС)5101 2751 8332 8332 8503 192

В таблице С1 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.

Таблица А1. УНЦ ИИК

Номер расценокНаименованиеИзмерительНорматив цены, тыс. руб

А1-01 Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами 1 точка учета55,39

А1-02 Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на опоре ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами 1 точка учета57,24

А1-03 Установка однофазного прибора учета в разрыв несущего провода на проводе ВЛ к абоненту и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами с учетом провода 1 точка учета55,39

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 учета56,25

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 учета54,02

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 учета54,02

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 учета59,40

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 учета62,16

А1-09 Установка шкафа с однофазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами 1 точка учета56,13

А1-10

Установка шкафа с однофазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами 1 точка учета55,25

А1-11 Установка шкафа с однофазным прибором учета на классе напряжения 0,4 кВ на стене здания, сооружения 1 точка учета43,00

А1-12 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с неизолированными проводами 1 точка учета61,77

А1-13 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на опоре ВЛ и подключение к питающей ВЛ 0,4 кВ с изолированными проводами 1 точка учета60,16

А1-14 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 0,4 кВ на стене здания, сооружения 1 точка учета49,19

А1-15 Установка однофазного прибора учета в распределительном устройстве 0,4 кВ 1 точка учета45,31

А1-16 Установка трехфазного прибора учета в распределительном устройстве 0,4 кВ 1 точка учета48,65

А1-17 Установка шкафа с однофазным прибором учета с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета42,98

А1-18 Установка шкафа с однофазным прибором учета с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета41,93

А1-19 Установка шкафа с несколькими однофазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета42,80

А1-20 Установка шкафа с несколькими однофазными приборами учета с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета42,36

А1-21 Установка однофазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета58,02

А1-22 Установка однофазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета46,65

А1-23 Установка нескольких однофазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета78,09

А1-24 Установка нескольких однофазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета72,29

А1-25 Установка шкафа с трехфазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета50,03

А1-26 Установка шкафа с трехфазными приборами учета с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета49,68

А1-27 Установка шкафа с несколькими трехфазными приборами учета с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета51,02

А1-28 Установка шкафа с несколькими трехфазными приборами учета с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета50,58

А1-29 Установка трехфазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета61,44

А1-30 Установка трехфазного прибора учета в существующем шкафу с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета56,02

А1-31 Установка нескольких трехфазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по последовательному интерфейсу 1 точка учета94,03

А1-32 Установка нескольких трехфазных приборов учета в существующем шкафу с организацией связи по радиоинтерфейсу 1 точка учета56,02

А1-33 Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения с ТТ в распределительном устройстве 0,4 кВ. 1 точка учета517,48

А1-34 Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения с ТТ на опоре 1 точка учета111,97

А1-35 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 учета97,99

А1-36 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на опоре ВЛ 1 точка учета271,56

А1-37

Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на опоре ВЛ с выносными датчиками тока и напряжения 1 точка учета841,03

А1-38 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 6 - 15 кВ на проводах ВЛ 1 точка учета585,56

А1-39 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на опоре ВЛ 1 точка учета988,81

А1-40 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на опоре ВЛ с выносными датчиками тока и напряжения 1 точка учета1 090,23

А1-41 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 20 - 35 кВ на проводах ВЛ 1 точка учета1 100,64

А1-42 Установка пункта коммерческого учета электрической энергии класса напряжения 110 кВ 1 точка учета1 970,75

А1-43 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 учета47,35

А1-44 Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения в шкафу в ТП (СП, РП, РТП) 6 - 20 кВ с передачей данных в ИВКЭ 1 точка учета47,14

А1-45 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 учета45,12

А1-46 Установка трехфазного прибора учета трансформаторного включения в шкафу учета с ТТ и ТН (без догрузочных резисторов) 1 точка учета172,63

А1-47 Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения с ТТ и ТН (с догрузочными резисторами) 1 точка учета561,29

А1-48 Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения в ячейке распределительного устройства с ТТ и ТН (без догрузочных резисторов) 1 точка учета233,31

А1-49 Установка шкафа с трехфазным прибором учета трансформаторного включения в ячейке распределительного устройства с ТТ и ТН (с догрузочными резисторами) 1 точка учета627,28

А1-50 Установка шкафа с трехфазным прибором учета непосредственного включения в ячейке распределительного устройства (с выносными датчиками тока и напряжения) 1 точка учета769,39

А1-51 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 6 - 35 кВ (ячейки закрытого исполнения) для ПС 35 - 750 кВ 1 точка учета656,55

А1-52 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 35 - 110 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 35 - 110 кВ 1 точка учета1 235,33

А1-53 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 110 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 220 кВ 1 точка учета1 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 учета2 465,45

А1-55 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 220 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 220 кВ 1 точка учета3 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 учета5 417,97

А1-57 Установка шкафа с трехфазным прибором учета на классе напряжения 330 - 750 кВ (ячейки открытого исполнения) для ПС 330 - 750 кВ 1 точка учета10 653,74

А1-58 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 учета1 467,12

А1-59 Организация однофазного ввода от прибора учета, установленного в разрыв несущего провода на опоре ВЛ, к потребителю 1 точка учета5,77

А1-60

Организация однофазного ввода от питающей ВЛ с неизолированными проводами к потребителю, для установки прибора учета в разрыв несущего провода на данном вводе 1 точка учета7,06

А1-61 Организация однофазного ввода от питающей ВЛ с изолированными проводами для установки прибора учета в разрыв несущего провода на данном вводе 1 точка учета7,79

А1-62 Организация однофазного ввода к потребителю от шкафа учета, устанавливаемого на опоре ВЛ 1 точка учета8,33

А1-63 Организация трехфазного ввода от прибора учета, установленного в разрыв несущего провода на опоре ВЛ, к потребителю 1 точка учета7,67

А1-64 Организация трехфазного ввода от шкафа учета, устанавливаемого на опоре ВЛ, к потребителю 1 точка учета10,30

А1-65 Организация однофазного ввода от опоры ВЛ с неизолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения 1 точка учета7,60

А1-66 Организация однофазного ввода от опоры ВЛ с изолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения 1 точка учета6,87

А1-67 Организация трехфазного ввода от опоры ВЛ с неизолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения 1 точка учета8,66

А1-68 Организация трехфазного ввода от опоры ВЛ с изолированными проводами до шкафа учета, устанавливаемого на стене здания, сооружения 1 точка учета7,93

А1-69 Организация однофазного ввода к потребителю в многоквартирном доме 1 точка учета3,84

А1-70 Организация трехфазного ввода к потребителю в многоквартирном доме 1 точка учета4,52

А1-71 Прокладка силовых цепей в трубе гофрированной, для резервного питания счетчиков 1 точка учета3,22

А1-72 Прокладка силовых цепей в существующих кабельных лотках, каналах и конструкциях, для резервного питания счетчиков 1 точка учета2,03

А1-73 Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в трубе гофрированной, для организации связи на основе последовательного интерфейса 1 погонный метр0,39

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 метр0,28

А1-75 Организация прокладки кабеля типа медная витая пара в трубе гофрированной, для организации связи на основе локальной компьютерной сети 1 погонный метр0,39

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 метр0,28

А1-77 Установка программно-технического комплекса системы мониторинга и управления качеством электрической энергии 1 точка учета5 342,21

А1-78 Установка автоматизированного рабочего места АИИС КУЭ на ПС 35 - 750 кВ (без прикладного ПО) 1 точка учета570,68

А1-79 Установка трехфазного прибора учета полукосвенного включения без замены ТТ на классе напряжения 6 - 10 кВ 1 точка учета196,42

А1-80 Установка или замена ТТ 0,4 кВ 1 точка учета17,18

А1-81 Установка трехфазного прибора учета полукосвенного включения с установкой ТТ в распределительном устройстве 0,4 кВ 1 точка учета94,69

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

В расценках А1-01 - А1-16, А1-79 и А1-81 из таблицы А1 при установке приборов учета 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 учета, 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 расценокНаименованиеНорматив цены, тыс. руб

А2-01ИВКЭ для ТП (СП, РП, РТП), РУ 6 - 20 кВ325,60

А2-02ИВКЭ для ПС (ЗПС) 35 кВ и выше1128,80

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.

Таблица А3. УНЦ АСУ ТП ПС и ТМ

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокНаименованиеНорматив 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 выше: 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 13 7210,07

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 расценокНапряжениеНорматив цены, тыс. руб

А4-016 - 20 кВ330,05

А4-0235 кВ и выше1 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 расценокНаименованиеНорматив 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.

Таблица А6. УНЦ системы ВЧ-связи 35 - 750 кВ

Измеритель: 1 ед.

Номер расценокНаименованиеНорматив цены, тыс. руб

А6-01-1ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 35 кВ3 776,32

А6-01-2ВЧ-заградитель на ЛЭП 35 кВ2 631,35

А6-01-3Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 35 кВ1 247,31

А6-02-1ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 110 (150) кВ5 334,69

А6-02-2ВЧ-заградитель на ЛЭП 110 (150) кВ3 578,67

А6-02-3Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 110 (150) кВ1 858,48

А6-03-1ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 220 кВ6 780,86

А6-03-2ВЧ-заградитель на ЛЭП 220 кВ4 026,80

А6-03-3Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 220 кВ2 856,39

А6-04-1ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 330 кВ8 790,48

А6-04-2ВЧ-заградитель на ЛЭП 330 кВ4 124,05

А6-04-3Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 330 кВ4 774,48

А6-05-1ВЧ-обработка и присоединение на ЛЭП 500 кВ12 259,46

А6-05-2ВЧ-заградитель на ЛЭП 500 кВ4 275,82

А6-05-3Устройства присоединения ВЧ-связи на ЛЭП 500 кВ8 085,73

А6-07Комбинированная аппаратура по ВЧ (ВОЛС)3 657,51

А6-08Опора 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.