методички по подстанциям (Автосохраненный)


МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ВСЕРОССИЙСКИЙ ЗАОЧНЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ (ВЗЭК)
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
для экономической части дипломного проекта
РАСЧЕТЫ СРЕДНЕГОДОВЫХ
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАБОТЫ ПОДСТАНЦИИ
для студентов-заочников специальностей :
1001 «Электрооборудование электрических станций и сетей»
2102 «Автоматическое управление электроэнергетическими системами»
(ПОДЛЕЖИТ ВОЗВРАТУ)
Иваново 2002
Технико-экономические показатели работы подстанции определяются на основании данных задания на дипломный проект или по результатам расчетов в разделах, предшествующих экономической части дипломного проекта. Технико-экономические показатели включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы подстанции.
Технические показатели подстанции
Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции
SПСТ=i=1nSном.Тi МВ*А, (1)
где Sном.Тi - мощность i-го трансформатора (автотрансформатора) установленного на подстанции, МВ*А.
1.2. Объем подстанции в условных единицах
Производственная мощность предприятий электрических сетей определяется объемом работ, который зависит от уровня напряжения сети, типа и количества оборудования и других факторов, измеряемых в условных единицах.
Система условных единиц составлена с учетом фактической средней обеспеченности электросетей средствами механизации и транспорта и ремонтно-производственными базами.
Номенклатура позиций условных единиц ограничена наиболее существенными и трудоемкими.
Трудозатраты по обслуживанию и ремонту зданий и сооружений не выделяются отдельно и учтены по всей номенклатуре позиций условных единиц.
Объем подстанции в условных единицах определяется суммированием условных единиц отдельных элементов.
Расчет следует вести в форме таблицы 1.1, пользуясь приложением 1.
Таблица 1.1. расчет объема оборудования подстанции
Наименование оборудования ПС Уровень напряжения, кВ Количество ед. оборудования Норматив, у.е. Объем у.е.
1.Подстанция 2.Силовой трансформатор 3.Воздушный выключатель 4.Масляный выключатель и т.д. Итого по всей ПС Nу.е.ПС=
Энергетические показатели подстанции
Суммарный максимум активной нагрузки потребителей
Рмах ПС =i-1nPмах i МВт, (2)
где Pмах i - максимальная активная нагрузка i-го потребителя на соответствующем напряжении подстанции, МВт (по заданию). Здесь и далее индексом «мах» обозначены величины, относящихся к режиму максимальной нагрузки.
Годовой полезный отпуск электроэнергии
WотпПС=i=1n(РмахiТмахi) МВт*ч, (3)
где Тмахi - годовое число часов использования максимума активной нагрузки i-го потребителя, питающегося с шин подстанции, ч (по заданию).
Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов потери мощности определяются по следующим формулам:
в двухобмоточных трансформаторах
РмахiТ= nPXXi + 1nPki (SнагрSном.Ti)2 МВт, (4)
где n – количество параллельно включенных трансформаторов на подстанции, шт.;
PXxi – потери холостого хода в i-м трансформаторе (потери в стали), МВт;
Pki – потери короткого замыкания в i-и трансформаторе, МВт;
Sнагр – суммарная максимальная нагрузка всех трансформаторов, МВ*А;
Sном.Тi – номинальная мощность i-го трансформаторов, МВ*А;
в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах)
РмахiТ= nPXXi + 1n∆Pк.Вi Sнагр.В2Sном.Тi2+ ∆Pк.CiSнагр.C2Sном.Тi2+∆Pк.НiSнагр.Н2Sном.Тi2 МВт, (5)
где ∆Pк.Вi, ∆Pк.Ci, ∆Pк.Нi - потери мощности короткого замыкания (КЗ) в обмотках соответственно высшего, среднего и низкого напряжения i-го трансформатора (автотрансформатора) подстанции, МВт. Здесь и далее индексами В, С, Н обозначены величины, относящиеся соответственно обмоткам трансформатора (автотрансформатора) высшего, среднего и низшего напряжения (ВН, СН, НН);
Sнагр.В, Sнагр.С, Sнагр.Н –максимальная нагрузка соответственно на стороне ВН, СН и НН подстанции, МВ*А.
Если в каталогах для трехобмоточных трансформаторов даны потери КЗ пары обмоток ВН и СН (Рк.В - С), тогда при мощности каждой обмотки, равной 100% Sном.Т, потери отдельных обмоток равны:
Рк.В=Рк.С=Рк.Н=0,5Рк.В – С, МВт.
Для трехобмоточных трансформаторов 220 кВ в каталогах приводятся потери КЗ для каждой пары обмоток, тогда потери КЗ отдельных обмоток определяются так:
Рк.В=0,5(Рк.В – С+Рк.В – Н - Рк.С – Н) МВт; (6)
Рк.С=0,5(Рк.В – С+Рк.С – Н - Рк.В – Н) МВт; (7)
Рк.Н=0,5(Рк.В – Н+Рк.С – Н - Рк.В – С) МВт; (8)
Потери мощности в трехфазных автотрансформаторах при условии, что мощность обмотки НН составляет
Sном.Н=kвыгSном.Т, (9)
определяются по формуле (5), где потери КЗ в обмотках ВН,СН,НН отнесены к номинальной мощности автотрансформатора:
Рк.В=0,5Рк.В – С+ Рк.В – Нkвыг2-Рк.С – Нkвыг2 МВт; (10)
Рк.С=0,5Рк.В – С+ Рк.С – Нkвыг2-Рк.В – Нkвыг2 МВт; (11)
Рк.Н=0,5 Рк.В – Нkвыг2+Рк.С – Нkвыг2-Рк.В – С МВт; (12)
Если номинальная мощность обмотки НН Sном.Н≠kвыг Sном.Т, то в формулы (10) – (12) вместо kвыг следует подставить значение Sном.НSном.Т, где Sном.Н- номинальная мощность обмотки низкого напряжения, МВ*А.
Коэффициент выгодности автотрансформатора
kвыг=UВ-UCUB, (13)
где UВ, UC- номинальные напряжения обмоток ВН и СН автотрансформатора, кВ.
При выполнении дипломного проекта подстанции на четыре напряжения суммарные потери мощности в трансформаторах РмахПС и суммарные потери энергии в трансформаторах WПС определяются суммирование потерь в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах подстанции для варианта, принятого на основании технико-экономического расчета к проектированию.
Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции
Для двух и более однотипных параллельно работающих трансформаторов среднегодовые потери электроэнергии определяются по следующим формулам:
в двухобмоточных трансформаторах ПС
WiТ=nPXXi + 1nРк.iSнагрSном.Тi2 i МВт*ч, (14)
где i – годовое время максимальных потерь (сокращенно – время потерь) в i-м трансформаторе линии, которое находится в зависимости от числа часов использования максимума активной нагрузки Тmax i и коэффициент мощности заданной нагрузки cos i, ч (см. приложения 2). Величина i может быть определена и по эмпирической формуле
i = 0,124+Тмах i10002*8760 ч; (15)
Тi – продолжительность работы i-го трансформатора, ч; обычно принимается Тi=8700-8760 ч;
в трехобмоточных трансформаторах (автотрансформаторах) ПС
WiТ= nPXXi Тi+1n∆Pк.Вi Sнагр.В2Sном.Тi2 Вi+ ∆Pк.CiSнагр.C2Sном.Тi2Ci+∆Pк.НiSнагр.Н2Sном.Тi2Нi МВт*ч, (16)
где Вi, Сi, Нi определяются по соответствующим Тмах Вi, Тмах Сi, Тмах Нi и cosВi, cosСi, cosНi аналогично описанному выше. Часто для упрощения принимают Вi=Сi=Нi.
Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией
РпотрПС= Рмах ПС + Рмах ПС МВт; (17)
где Рмах ПС - суммарные потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч,
(18)
Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией
WпотрПС= WоптПС +w ПС МВт*ч, (18)
где w ПС - суммарные потери электрической энергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции, МВт*ч.
Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок
cosср.взв =Рмах ПСi=1nрмахicosi (19)
Значение cos принимаются по исходным данным для дипломного проекта.
Коэффициент полезного действия в режиме максимальных нагрузок
=Рмах ПСРпотрПС*100% (20)
Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год
ср.взвПС=Ротп ПСРпотрПС*100% (21)

Экономические показатели подстанции
К экономическим показателям подстанции относятся:
- капитальные вложения в подстанцию;
- численность персонала, обслуживающего подстанцию;
- себестоимость трансформации и распределения электроэнергии.
Капитальные вложения в подстанцию
Расчет капитальных вложений ведется по укрупненным показателям стоимости, составленным на основе прейскуранстов и ценников на материалы и оборудование, а также нормативных документов и типовых проектов. Показатели учитывают типизацию проектирования, прогрессивную технологию строительства, его механизацию с максимальным использованием унифицированных элементов и конструкций заводского изготовления.
В приложениях к данным методическим указаниям приведены укрупненные показатели стоимости элементов подстанций в ценах 1984 года. поэтому при определении капитальных вложений на момент расчета следует ввести коэффициент переоценки kп (его значение согласовывается с преподавателем при выполнении расчетов).
Все показатели стоимости соответствуют средним условиям строительства на территории европейской части России. Для оценки капитальных вложений в строительство подстанций в других регионах страны применяются поправочные зональные коэффициенты (таблица 3.1.)
Таблица 3.1. Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости строительства подстанций
Объединенные энергосистемы Коэффициент
Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги, Закавказья 1,0
Урала 1,1
Сибири 1,2
Дальнего Востока 1,3
Для удаленных районов Севера и Севера- Востока России ориентировочная стоимость строительства подстанции может быть уточнена введением коэффициента 1,5 – 2,0 (в отдельных случаях для мощных подстанций со сложной схемой доставки оборудования и тяжелыми условиями строительства – до 3,0).
Определение капитальных вложений в подстанции по приведенным в настоящих методических указаниях укрупненным показателям производится суммированием капиталовложений по следующим составляющим: распределительные устройства всех напряжений, трансформаторы (автотрансформаторы), компенсирующие устройства, реакторы и постоянная часть затрат.
Стоимость указанных элементов приведена в приложениях 3 – 17 и зависит от уровня напряжения, мощности оборудования и других факторов.
По всем показателям стоимости приведены расчетные значения, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования и строительно-монтажных работ.
Распределительные устройства
Стоимость ОРУ 35 -330 кВ по блочным и мостиковым схемам без выключателей, а также с выключателями в количестве не более трех, изображенным на рисунке 1, приведена в приложении 3 в целом по ОРУ.
Стоимости ОРУ 35 – 1150 кВ с количеством выключателей более трех указаны в приложении 4 в расчете на одну ячейку с выключателем. В этом случае для определения стоимости ОУР в целом необходимо стоимости ячеек умножить на их количество. Расчетная стоимость ячейки учитывает стоимости выключателя (отделителя, короткозамыкателя), разьединителей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.
Затраты на оборудование высококачественной связи учитываются при необходимости для линейных ячеек дополнительно по приложению 5.
Стоимости закрытых распределительных устройств 6 – 10 кВ даны в приложении 6.
Трансформаторы и автотрансформаторы
В приложениях 7 – 12 приведены стоимости силовых трансформаторов (автотрансформаторов) напряжением 35 – 1150 кВ, а в приложении 13 – стоимости регулировочных трансформаторов. В приложениях дана расчетная стоимость с выделением стоимости собственно трансформатора. Расчетная стоимость включает, кроме стоимости трансформатора , затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные констркуции и строительно-монтажные работы.
Компенсирующие устройства и реакторы
Стоимости синхронных компенсаторов приведены в приложении 14. Расчетная стоимость включает, кроме стоимости собственно компенсатора, затраты на систему охлаждения, газовое и масляное хозяйства, РУ 10 – 20 кВ, силовые и контрольные кабели, а также строительно-монтажные работы по сооружению зданий, фундаментов и монтажу оборудования.
Стоимости токоограничивающих, заземляющих дугогасящих ректоров даны соответственно в приложениях 15,16.
Постоянная часть затрат
Постоянная часть затрат по подстанции приведена в приложении 17 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН. Приведенные показатели учитывают полную расчетную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы, подготовку и благоустройство территории, общеподстанционный пункт управления, устройства расхода на собственные нужды, аккумуляторы батареи, подъездные и внутриплощадочные дороги, компрессорную, связи и телемеханики, маслохозяйство, канализацию, водопровод, наружное освещение и прочие общеподстанционные элементы).
Стоимости подъездных дорог учтены при их длине до 500 м. при необходимости строительства более протяженных дорог следует учесть дополнительные затраты.
Закрытые подстанции
Стоимость закрытых подстанций приведена в приложении 18. В РУ 110 кВ с системами шин предусматривается применение элегазового оборудования.
Расчет капиталовложений в подстанции, комплектуемые из элементов, выпускаемых разными заводами-изготовителями, рекомендуется вести в форме таблицы 3.2.
Таблица 3.2. Расчет капиталовложений в подстанцию
Наименование и тип элементов подстанции (статьи затрат) Ед.измерения Количество единиц измерения Стоимость тыс. руб
единицы всего
1.Трансформатор (автотрансформатор) шт. 2.РУ высшего напряжения шт.или ячейки 3.РУ среднего напряжения ячейки 4.РУ низкого напряжения ячейки 5.Компенсирующее устройство шт. 6.Реактор шт. 7.Постоянная часть затрат 8.Увеличение стоимости ячеек за счет высококачественной связи Итого подстанции Итого по подстанциям с учетом коэффициента переоценки (х kπ) КПС=
После расчета капиталовложений в подстанцию рассчитываются удельные капиталовложения:
КудПС=КПСSТПС тыс. руб./МВ*А, (22)
где SТПС – суммарная установленная мощность трансформаторов (автотрансформаторов) подстанции, МВ*А; определяется в п. 1.1 по формуле (1.)
Выбор формы обслуживания подстанции
Оперативное, техническое обслуживание и ремонт групп электроустановок электрических сетей (линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше, подстанции напряжением 35 кВ и выше, распределительные сети 0,4 – 20 кВ) могут осуществляться по трем формам организации - функциональной, территориальной и смешанной.
При функциональной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт каждой группы электроустановок осуществляется соответствующей производственной службой. При функциональной форме организации оперативного, технического обслуживания и ремонта всех трех групп электроустановок районы электрических сетей не создаются.
При территориальной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт одной или нескольких групп электроустановок осуществляют районы электрических сетей. Функции планирования, контроля и технического руководства районами электрических сетей по данной группе электроустановок возлагаются на производственно-технический отдел (по распределительным сетям – на службу распределительных сетей, при отсутствии – на производственно- технический отдел,) в котором организуются соответствующие группы специалистов.
При смешенной форме организации оперативное, техническое обслуживание и ремонт группы электроустановок или их части может осуществляться как по функциональной, так и по территориальной формам. Функции планирования, контроля и технического руководства деятельностью районов электрических сетей в части линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и подстанций напряжением 35 кВ и выше возлагаются на соответствующие службы.
Выбор форм организации о оперативного, технического обслуживания и ремонта должен осуществляться в зависимости от местных условий электрических сетей.
В качестве основных применяются следующие формы организации:
для оперативного и технического обслуживания подстанций напряжением 35 кВ и выше – территориальная или смешанная;
для ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше – функциональная.
Для рассматриваемых в дипломных проектах электрических подстанций необходимо выбрать форму их оперативного обслуживания. В настоящее время в соответствии с приказом Минэнерго СССР №420 от 04.11.85 оперативное обслуживание подстанций осуществляется по трем формам, а именно:
круглосуточное активное дежурство на щите управления;
дежурство на дому;
дежурство оперативно-выездных бригад (ОВБ).
Оперативное обслуживание подстанций 750 -500 кВ и мощных системных подстанций 330 – 220 кВ осуществляется круглосуточно двумя электромонтерами в смене. Только для подстанций 500 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения предусматривается дежурство одного электромонтера в смене. Обслуживание остальных подстанций 330 – 220 кВ и мощных системных подстанций 110 кВ осуществляется круглосуточно одним электромонтерам в смене.
Круглосуточное оперативное обслуживание подстанций одним электромонтерам в смене производится с правом отдыха в ночное время.
При расположении диспетчерского пункта района электрических сетей (РЭС) на подстанции 35 – 110 кВ осуществляется совмещение диспетчерских функций по РЭС с оперативным обслуживанием подстанции.
Оперативное обслуживание подстанций 35 -110 кВ с дежурством на дому осуществляется только на подстанциях 35 – 110 кВ, которые удалены от других подстанций на расстояние более 30 – 40 км и составляют не более 25% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше по энергосистеме.
Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35 - 110 кВ, питающих в основном сельскохозяйственных потребителей, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие подстанции совместно с распределительными сетями 0,4 – 20 кВ (ОВБ РС и ПС). Этой формой обслуживания в энергосистеме охватывается не менее 40% общего количества подстанций напряжением 35 кВ и выше.
Оперативное и техническое обслуживание подстанций 35 – 110 кВ и ПС 220 кВ с отделителями и короткозамыкателями, расположенных в промышленных районах, производят оперативно-выездные бригады, обслуживающие только подстанции (ОВБ ПС).
Работа ОВБ ПС, в зависимости от местных условий, организуется круглосуточной, круглосуточной с правом отдыха в ночное время или в одну-две дневные смены с передачей обслуживания подстанций в остальное время ОВБ ПС, работающей круглосуточно.
Количество подстанций 35 -220 кВ, закрепляемых за ОВБ ПС, обеспечивает проезд между наиболее удаленными ПС за время, не превышающее 1 час.
Полная загрузка электромонтеров ОВБ ПС обеспечивается работами по техническому обслуживанию ПС, выполняемыми в свободное от оперативной работы время.
Техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и СДТУ осуществляется подразделениями специализированных служб РЗАИ и СДТУ, территориально размещенных с целью сокращения непроизводственных затрат на проезды в нескольких пунктах территории энергосистемы.
Капитальный ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше осуществляется комплексно, т.е. одновременно с ремонтом силового электротехнического оборудования производятся работы на устройствах РЗАИ, СДТУ и строительные работы.
Работы по комплексному ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше производятся с применением предварительно составленных и утвержденных для каждой подстанции графиков работ, определяющих последовательность работ всех подразделений, участвующих в комплексном ремонте. Выполнение капитального и текущего ремонта подстанций напряжением 35 кВ и выше осуществляется специализированными бригадами централизованного ремонта (БЦР), территориально расположенными в нескольких пунктах территории энергосистемы.

Расчет нормативной численности промышленно-производственного персонала
Нормативная численность промышленно-производственного персонала (ППП) электрических сетей должна определяться суммирование:
нормативной численности рабочих по электросетевому хозяйству;
нормативной численности руководителей, специалистов и служащих (РСС) по отраслевому хозяйству;
нормативной численности персонала других подразделений, входящих в состав энергосистемы (электростанций, тепловых сетей, котельных и др.)
Определенная суммированием нормативная численность промышленно-производственного персонала по электросетевому хозяйству для учета возможных изменений продолжительности рабочей недели и отпусков и специальной подготовки оперативного персонала в рабочее время должна быть увеличена на 8%.
Для электрических сетей, расположенных в районах Крайнего Севера, нормативная численность персонала, кроме того, должна быть увеличена на 8%; для расположенных в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, - на 5%, а в остальных районах севера, где установленные районные коэффициенты и процентная надбавка к зарплате, - на 2%.
Пределы числовых показателей, в которых указано «до», следует понимать «включительно». Округлению до целого числа в сторону увеличения подлежит только нормативная численность ППП подстанции.
Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше
Нормативная численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше, Чн.опПС должна определяться по приложению 19 в зависимости от уровня напряжения на высшей стороне ПС и от количества присоединений с выключателями напряжением 6кВ и выше.
Рассчитанная нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции должна быть откорректирована в соответствии с условиями эксплуатации (коэффициент k1опПС определяется по приложению 22) и объемом по группам устройств (коэффициент k3опПС определяется по приложению 24), т.е.
ЧопПС=Чн.опПСk1опПСk3опПСчел. (23)
Численность рабочих, осуществляющих ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше
Нормативные численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше приведены в приложении 20 и зависят от уровня напряжения, количества устройств, их вида и сложности (выключатели воздушные или масляные, присоединения с отделителями и короткозамыкателями и т. д.). Расчет удобно вести в виде таблицы 3.3 с учет присоединений всех уровнях напряжений.
Таблица 3.3. Расчет нормативной численности рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше
Наименование устройств ПС Напряжение, кВ Нормативная численность на 100 устройств, шт. Количество устройств, шт. Нормативная численность рабочих, чел.
1.Силовой автотрансформатор 2.Силовой трансформатор 3.Присоединения с воздушными выключателями на:
ВН
СН 4.Присоединения с масляными выключателями на:
ВН
СН
НН 5.Присоединение с отделителям и короткозамыкателем 6.Синхронных компенсатор до 50 Мвар 7. Синхронных компенсатор до 50 Мвар и более 8.Компенсатор (только для ПС с воздушными выключателями) Итого по ПС Чн.ремПС=
К нормативной численности рабочих по ремонту подстанций должны быть применены коэффициенты k1ремПС (см. приложение 22), k3ремПС (см. приложение 24) и коэффициент, учитывающий трудозатраты на проезд k2ремПС (определяется по приложению 23), т.е.
ЧремПС=Чн.ремПСk1ремПСk2ремПСk3ремПС чел. (24)
Обратите внимание, что коэффициент k1и k3 для рабочих по оперативному и техническому обслуживанию и для рабочих по ремонту ПС находится в одних и тех же приложениях, но в разных столбцах и, как правило, отличающихся друг от друга.
Значение элемента k2ремПС зависит от среднего расстояния от базы ремонтного персонала до подстанции (в км.). Это расстояние определяется для ремонтной бригады делением суммы расстояний от базы бригада всех подстанций, на которых в текущем году данной бригадой должен выполняться капитальный ремонт, на количество этих подстанций. В расчет должны включаться только те подстанции, работа на которых организуется с ежедневным возвращением на базу.
В проекте можно принять k2ремПС= 1 для системных подстанций, учитывая, что ремонтная база расположена на данной подстанции.
Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств РЗАИ и проведение электроизмерений
Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики и проведение электроизмерений, ЧнРЗАИ рекомендуется рассчитать, используя приложение 21. показатель «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» определяется по согласованию с консультантом по разделу «Релейная защита» дипломного проекта после его выполнения путем суммирования всех устройств РЗАИ подстанции. «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» должно быть откорректировано в зависимости от количества сложных и простых защит на подстанции. К простым защитам и устройствам должны относиться МТЗ (кроме направленных) и токовые отсечки; защиты минимального и максимального напряжения без контроля перетока мощности; дифференциальные токовые отсечки и защиты от замыкания на землю. Все остальные устройства РЗАИ должны быть отнесены к разряду сложных. По полученным данным подсчитывается соотношение kд=NcNп, где Nc и Nп - количество соответственно сложных и простых устройств. Если kдkо 1, где kо - оптимальное соотношение между простыми и сложными устройствами РЗАИ, принятое равным 0,15, то значение показателя «Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики» рассчитывается по формуле
N=0,55Nп+4Nc ед. (25)
С учетом корректирующего коэффициента k1РЗАИ, определенного по приложению 22, получим
ЧрабРЗАИ=ЧнРЗАИk1РЗАИ чел. (26)
3.3.4.Суммарная численность всех рабочих подстанции
ЧрабПС=ЧопПС+ЧремПС+ЧрабРЗАИ чел. (27)
К нормативной численности рабочих должна быть добавлена численность рабочих для материально-технического снабжения в размере 1,2% от указанной нормативной численности рабочих.
Численность руководитель, специалистов и служащих подстанции
Суммарная нормативная численность РСС по энергосистеме определяется суммированием нормативной численности по терм составляющим:
управление энергосистемой (общее руководство, производственно-техническая деятельность, технико-экономическое планирование, организация труда и заработной платы, материально-техническое снабжение, подготовка кадров и т. д.);
производственные службы (оперативно-диспетчерское управление; диспетчеры ПС; мастера и старшие мастера по обслуживанию и ремонту ПС напряжением 35 кВ и выше, ВЛ 35 кВ и выше, средств релейной защиты, автоматики, электроизмерений, средств диспетчерского и технологического управления и т.д.);
районы электрических сетей (начальник района, главный инженер, инженеры ПТГ, диспетчеры, мастера и старшие мастера по ремонту ВЛ, ТП, КТП, МТП, РП, кабельных линий).
Нормативы численности РСС энергосистемы представлены по функциям.
По ряду производственных функций нормативы установлены для руководителей и специалистов (без диспетчеров и мастеров), диспетчеров и мастеров, в том числе старших.
Численность РСС для конкретной подстанции определяется путем суммирования численности РСС по оперативному, техническому обслуживанию и ремонту подстанций ЧРССОП, численности диспетчеров ЧРССдисп, численности мастеров ЧРССм и численности руководителей и специалистов по функции «Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ» ЧРССРЗАИ. Все эти величины рассчитываются путем умножения соответствующей нормативной численности на корректирующие коэффициенты:
ЧРССОП=ЧРССОП + ЧРССдисп+ЧРССм +ЧРССРЗАИ=
=Чн РССопk1РССоп + Чн Р ССдисп+Чн Р ССмk1РССмk2РССм +Чн РССРЗАИk1РССРЗАИ чел., (28)
где Чн РССоп - нормативная численность РСС по оператиному, техническому обслуживанию и ремонту подстанции; определяется по приложению 25 с учетом примечания;
Чн Р ССдисп – нормативная численность диспетчеров подстанции напряжением 330 кВ и выше; определяется по приложению 26;
Чн Р ССм - нормативная численность мастеров, включая старших мастеров, по техническому обслуживанию и ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше; определяется по приложению 27;
Чн РССРЗАИ - нормативная численность руководителей и специалистов по функции «Техническое обслуживание и ремонт средств РЗАИ»;
k1РССоп, k1РССм, k1РССРЗАИ – коэффициенты, учитывающие природные условия (условия эксплуатации); определяются по приложению 22;
k2РССм – коэффициент, учитывающий проезды до станции; определяется по примечанию к приложению 27.
Численность промышленно-производственного персонала (ППП) подстанции
Численность ППП ПС будет составлять, например, с учетом замечаний со с. 9,
ЧППППС=1,08Чраб ПС+ЧРССПС чел. (29)
Расчет себестоимости трансформации электрической энергии
Себестоимость – полные издержки на производство продукции, работ, услуг, включая затраты на потребление средств производства и оплату труда.
Проектные расчеты по себестоимости трансформации электрической энергии рекомендуется производить по экономическим элементам. Затраты, образующие себестоимость продукции, группируются в соответствии с их следующим элементам:
Материальные затраты.
Затраты на оплату труда.
Страховые взносы.
Амортизация основных фондов.
Прочие затраты.
3.4.1. Материальные затраты
В элементе «Материальные затраты» отражаются:
стоимость покупки вспомогательных материалов, смазочных и фильтрующих материалов, масел и т.д.;
стоимость работ и услуг производственного характера, выполняемых сторонними предприятиями и хозяйствами и хозяйствами предприятия, не относящимися к основному виду деятельности (проведение испытаний, пуско-наладочные работы, транспортные услуги и др.);
стоимость опор, проводов, тросов, горюче-смазочных материалов, бензина, дизельного топлива;
стоимость энергии для целей тепло- и электроснабжения подстанции, для хозяйственных целей предприятия по тарифам, установленным энергоснабжающей организацией.
Стоимость материальных ресурсов, отражаемая по элементу «Материальные затраты», формируются исходя из цен их приобретения, наценок, комиссионных вознаграждений, уплачиваемых снабженческим, внешнеэкономическим организациям, стоимости услуг товарных бирж, включая брокерские услуги, таможенные пошлины, плату за транспортировку, осуществляемую сторонним организациями, и ориентировочно рассчитывается по формуле
Им з=(0,02 ÷ 0,07) (Ио т+Ис н +Иарен + Ипр ) тыс. руб./год,(30)
где - Ио т - затраты на оплату труда ППП подстанции;
Ис н - страховые взносы;
Иарен – стоимость амортизации основных фондов;
Ипр - прочие затраты.
Все перечисленные составляющие материальных затрат определяются ниже.
3.4.2. Затраты на оплату труда
В элементе «Затраты на оплату труда» отражаются все затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала. В состав этих затрат включаются: выплата заработной платы за фактически выполненную работу, исходя из расценок, тарифных ставок, должностных окладов в соответствии с принятой на предприятии системой и формой оплаты труда: все виды доплат, надбавок, премий, стоимость льгот; оплата очередных и дополнительных отпусков.
Затраты на оплату труда определяются как произведение средней заработной платы на ПС с учетом региона ее расположения на нормативную численность промышленно-производственного персонала. Учитывая, что средняя заработная плата зависит от многих факторов и постоянно меняется, в расчетах целесообразно затраты на оплату труда увязывать с месячной тарифной ставкой первой ступени оплаты труда Ст(1) работников, занятых на эксплуатации, ремонте и строительстве объектов электроэнергетической промышленности. Она принимается по отраслевому тарифному соглашению между РАО «ЕЭС России» (или его подразделениями) и объединенным комитетом «Электропрофсоюз». Так как по окончании каждого квартала должно производиться увеличение месячной тарифной ставки первой ступени оплаты труда на величину фактического роста индекса потребительских цен по набору товаров, то при выполнении дипломного проекта Ст(1) рекомендуется принимать в соответствии с действующим на момент расчета отраслевым тарифным соглашением или по согласованию с консультантом.
Исходя из вышеизложенного, фонд оплаты труда на одного человека в год определяется следующим образом:
ФОТчелг=ЗПчелср.мес*12 *10-3 тыс. руб./год,(31)
где ЗПчелср.мес – среднемесячная заработная плата одного работника
ЗПчелср.мес= Ст(1)ktсрkр рсрkпрсрkрЗП руб./мес.,(32)
где ktср - средний тарифный коэффициент по промышленно-производственному персоналу энергосистемы. Принять ktср=1,4 – 1,6;
kр рср - средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда, условия труда и другие компенсационные выплаты. Принять kр рср=1,25-1,29;
kпрср -средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат (текущее пермирование, за экономию электроэнергии, индивидуальные вознограждения, за выслугу лет, по итогам года и т.д.). Принять kпрср=1,15 – 1,5;
kрЗП - районный коэффициент к заработной плате, определяемые по приложению 29.
Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости трансформации электрической энергии, определяются по формуле
Ио т= ФОТчелгЧППППС тыс. руб./год,(33)
где ЧППППС - численность промышленно-производственного персонала подстанции, чел,; определена по формуле (29).
Важным экономическим показателям работы подстанции являются:
коэффициент обслуживания
Kобс=Nу.еПСЧППППС у.е./чел.;(34)
удельная численность промышленно-производственного персонала
Nуд=ЧППППСNу.еПС (35)
3.4.3.Страховые взносы
Ис н=Нс н %100Ио т тыс. руб./год, (36)
где Нс н % - ставка страховых взносов, %. Устанавливается централизованно и включает отчисления по установленным законодательством нормам в Пенсионный фонд РФ, Фонд социального страхования РФ, Фонды обязательного медицинского страхования (федеральный и территориальный).
3.4.4. Амортизация основных фондов
В элементе «Амортизация основных фондов» отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление основных производственных фондов (на реновацию), исчисленная исходя из балансовой стоимости и утвержденных норм амортизации на реновацию,
Иарен= На ПС рен%100Со фПС тыс. руб./год,(37)
где На ПС рен% - средняя норма амортизации на реновацию силового оборудования ПС. Принять На ПС рен%=4,4%;
Со фПС - стоимость основных фондов подстанции, тыс. руб. Составляет 90% капитальных вложений в подстанцию (КПС), т.е. Со фПС=0,9 КПС.
Прочие затраты
В элементе «Прочие затраты» в составе себестоимости продукции отражаются:
отчисления в ремонтный фонд;
обязательные страховые платежи ;
плата за землю;
другие отчисления.
Ир ф=Ир ф+Ис и+Ипз+Идр тыс. руб./год,(38)
а) Отчисления в ремонтный фонд. Они определяются исходя из балансовой стоимости основных производственных фондов и нормативов отчислений, утверждаемых самими предприятиями ежегодно (по состоянию основных производственных фондов):
Ир ф=Нр ф %100Со фПС тыс. руб./год, (39)
где Нр ф % - средний норматив отчислений в ремонтный фонд в целом по энергосетевому предприятию, %. При выполнении дипломного проекта можно принять Нр ф % =8,7% или в зависимости от уровня высшего напряжения подстанции: Ир ф=Иарен тыс. руб./год,
где - доля ремонтного фонда от величины амортизационных отчислений, определяемая в зависимости от уровня напряжения по таблице 3.4.
Таблица 3.4
Напряжение, кВ 35 110 220 330 5000 -1 150
1,05 1,1 1,2 – 1,4 1,4 – 1,5 1,5 – 1,6
б) обязательные страховые платежи (отчисления в фонд страхования имущества) осуществляется по установленному нормативу от стоимости имущества. Стоимость имущества включает стоимость основных и оборотных средств, финансовых активов. В расчетах стоимость имущества принимается равной стоимости вложения капитала в строительство подстанции:
Ис и= Нс и %100КПС тыс. руб./год,(40)
где Нс и % - норматив обязательного страхования имущества, % Нс и %=0,15%.
в) Плата за землю. Согласно инструкции по применению закона РСФСР «О плате за землю» Министерства финансов РСФСР от 17.04.92. №21 использование земли в России является плановым. Так как подстанциям земли предоставляются в пользование, то они, как и другие землепользователи, облагаются ежегодным земельным налогом. Земельный налог исчисляется исходя из площади земельного участка, облагаемого налогом, и утвержденных ставок земельного налога:
Ип с=Сз н FПСkпз н*10-3 тыс.руб./год,(41)
где FПС - площадь земли, отводимой под сооружение подстанции. определяется по соответствующим планам ПС. Ориентировочно величина FПС может быть определена по приложению 30, где приводятся площади для сооружения открытых подстанций согласно генеральным планом типовых проектов. При отсутствии данных о размерах площади ПС можно ее определить как сумму площадей под ОРУ и зданиям и сооружениям. Причем территория открытых РУ подстанций занимает до 80% общей площади ПС. Размеры одной типовой ячейки ОРУ можно принять:
ОРУ 35 кВ – 0,03 га;
ОРУ 110 кВ – 0,1 га;
ОРУ 220 кВ – 0,15 га;
ОРУ 330 кВ – 0,8 га;
ОРУ 500 кВ – 0,8 га.
Остальные 20% территории ПС занимают здания и сооружения:
установка синхронных компенсаторов – 0,3 га;
башня для ревизии трансформаторов – 0,3 га;
склад масла – 0,15 га;
- насосная, аппаратная маслохозяйства и др. сооружения – 0,2-0,5 га;
Сз н - ставка земельного налога, руб./га. Зависит от района расположения подстанции и приводится в приложении 31;
kпз н - коэффициент переоценки ставки земельного налога, учитывающий изменение величины налога к ставке, приведенной в приложении 31; в централизованном порядке повышающей коэффициент дается по отношению к базовой ставке. При выполнении дипломного проекта kпз н принимается по указанию консультанта.
г) Другие отчисления. Учитываются отчисления средств в НИОКР, в инвестиционные фонды, налоги в составе себестоимости, абонентская плата за услуги по организации функционирования и развития ЕЭС России, расходы на связь, командировки, на содержание вневедомственной охраны, расходы на охрану труда, на подготовку кадров и т.д., предусмотренные законодательством в составе себестоимости:
Идр =Ндр%100КПС тыс. руб./год, (42)
где Ндр% - норматив других отчислений, %. Ндр% = 0,5 – 0,6%.
Годовые издержки подстанции по экономическим элементам затрат
В годовые издержки по трансформации электрической энергии проектируемой подстанцией включаются все рассчитанные затраты:
ИПС= Им з + Ио т + Ис н + Иарен+ Ипр тыс. руб./год. (43)
Проектная себестоимость трансформации единицы электрической энергии
Себестоимость трансформации единицы продукции подстанцией определяется отношением годовых издержек к количеству полезно отпущенной потребителям электроэнергии, т.е.
Sтр =ИПСWотпПС*103 руб./МВт*ч, (44)
где WотпПС - годовой полезный отпуск электроэнергии, МВт*ч; определяются по формуле (3).
Необходимо также привести Sтр в коп./кВт*ч.
Структура годовых затрат (себестоимости)
Структура затрат (себестоимости) отражает удельный вес каждого элемента в общих издержках подстанции:
Иi%= ИiИПС* 100%, (45)
где Иi - элементы затрат по передаче и распределению электроэнергии ( материальные затраты, оплата труда, страховые взносы, амортизация, прочие затраты), тыс. руб./год.
ИПС%= Им з %+ Ио т %+ Ис н% + Иарен%+ Ипр % = 100%. (46)
Результаты расчетов заносятся в таблицу 3.5.
Далее рассчитываются составляющие себестоимости по материальным затратам, оплате труда, единому социальному налогу, амортизации и прочим затратам:
Si = ИiWотпПС *103 руб./МВт*ч.(47)
Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.5.
Таблица 3.5. Структура себестоимости трансформации электрической энергии подстанцией
Наименование статей затрат Годовые издержки передачи и распределения энергии Иi, тыс. руб./год Структура затрат, % Структура себестоимости Si , руб./МВт*ч
1.Материальные затраты 2.Затраты на оплату труда 3.Страховые взносы 4.Амортизация основных фондов 5.Прочие затраты Итого ИПС= 100% Sтр =Среднегодовые технико-экономические показатели работы проектируемой подстанции
Наименование показателей Ед. измерения Абсолютная величина
1. Технические показатели
1.1. Установленная мощность всех трансформаторов и автотрансформаторов подстанции МВ*А 1.2. Объем подстанции у.е. 2. Энергетические показатели
2.1. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей МВт 2.2. Годовой полезный отпуск электроэнергии тыс. МВт*ч 2.3. Суммарные среднегодовые потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции тыс. МВт*ч 2.4. Среднегодовой потребление электроэнергии подстанцией тыс. МВт*ч 2.5. Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок 2.6. КПД в режиме максимальных нагрузок % 2.7. КПД средневзвешенный за год % 3. Экономические показатели
3.1.Капитальные вложения в подстанцию тыс. руб. 3.2. Удельные капитальные вложения в подстанцию тыс. руб./МВ*А 3.3. Нормативная численность рабочих
по оперативному т техническому обслуживанию ПС
по ремонту ПС
по обслуживанию и ремонту устройств РЗАИ чел.
чел.
чел. 3.4.Нормативная численность РСС чел. 3.5. Коэффициент обслуживания у.е./ чел. 3.6. Удельная численность ППП чел. /у.е. 3.7. Годовые издержки по трансформации электроэнергии тыс. руб./год 3.8. Себестоимость трансформации электроэнергии коп./кВт*ч По результатам расчетов нужно сделать вывод.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Объем подстанций 35 – 1150 кВ в условных единицах
Наименование Ед.
измерения Количество условных единиц на единицу измерения
1150 кВ 750 кВ 400-500 кВ 300 кВ 220 кВ 110-150 кВ 35 кВ 1-20кВ
1. Подстанция ПС 1000 600 500 250 210 105 75 -
2. Силовой трансформатор или реактор (однофазный или трехфазный) или вольтодобавочный трансформатор Ед. оборудования 60 43 28 18 14 7,8 2,1 1,0
3. Воздушный выключатель 3
фазы 180 130 88 66 43 26 11 5,5
4. Масляный выключатель 3
фазы - - - - 23 14 6,4 3,1
5. Отделитель с короткозамыкателем Ед. оборудования - - 35 24 19 9,5 4,7 -
6.Выключатель нагрузки Ед. оборудования - - - - - - - 2,3
7.Синхронный компенсатор мощностью до 50 Мвар Ед. оборудования - - - - - - - 26
8. То же, 50 Мвар и более Ед. оборудования - - - - - - - 48
Примечания:
В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала подстанций напряжением 35 -1150 кВ.
Условные единицы по пунктам 2 – 5 учитывают трудозатраты по обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру условных единиц (трансформаторы напряжения, разрядники, аккумуляторы батареи, сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Значениями условных единиц по п. 2 «Силовые трансформаторы 1-20 кВ» учитываются только трансформаторы собственных нужд подстанций 35-1150 кВ.
По пунктам 3-6 учтены дополнительно трудозатраты на обслуживание и ремонт устройств РЗАИ, а для воздушных выключателей (п.3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и ремонту компрессорных установок.
Значения условных единиц по пунктам 4 и 6 «Масляные выключатели 1-20 кВ» и «Выключатели нагрузки 1-20 кВ» относятся к коммутационным аппаратам, установленным в РУ 1-20 кВ ПС 35-1150 кВ.
Объем подстанции в условных единицах определяется суммированием условных единиц по пп. 1-8 таблицы 1.1.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Зависимость времени потерь от годового числа часов использования максимума активной нагрузки Тмах
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Открытые распределительные устройства 35-330 кВ по оболочным и мостиковым схемам
Схема ОРУ Номер типовой схемы на рис.1 Стоимость, тыс. руб., при напряжении, кВ
35 110 220 330
Блок линия-трансформатор:
с разъединителем 1 2,4 11,5 18,9 21,0
с отделителем 3 4,1 12,7 26,4 -
с выключателем 3Н 5,4 36,0 79,0 -
Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой 4 13 36,3 83 -
Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов 5 18,5 75,0 180 -
Мостик с выключателями в перемычке и в цепях трансформаторов 5Н, 5АН - 120 280 -
Мостик с отделителями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя 6 - 98 - -
Рисунок 1. Схемы.





Схема 1 Схема 2 Схема 3
Схема 4 Схема 5




Схема 5АН Схема 5Н



Схема 6
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 Ячейки ОРУ 35 – 1150 кВ с выключателями
(для схем с количеством выключателей более трех)
Напряжение, кВ Расчетная стоимость ячейки с выключателем, тыс.руб.
воздушным масляным
при отключаемом токе, кА
До 40 более 40 до 30 более 30
35 14 29 9 20
110 42 57 35 43
220 85 130 90 105
220* 110 - 115 -
330 160 300 - -
500 260 308 - -
750 700 850 - -
750** 810 - - -
1150 1280 - - -
1150** 1600 - - -
*Для схемы расширенного четырехугольника
** Для ячеек с выключателями
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 Оборудование высококачественной связи линейной ячейки
Напряжение, кВ 35 110 220 330 500
Увеличение стоимости линейной ячейки, тыс. руб. 4 6 14 31 52
ПРИЛОЖЕНИЕ 6 Закрытие распределительные устройства 6-10 кВ
Схема Расчетная стоимость, тыс. руб.
Две секции:
14 отходящих линий
26 отходящих линий
48 отходящих линий 70
95
144
Четыре секции:
42 отходящие линии
48 отходящих линий
52 отходящие линии 155
173
186
Ячейка КРУ с выключателем 2,3
Примечания: 1. Расчетная ведомость ЗРУ приведена с учетом стоимости задания. Стоимость ячейки КРУ не учитывает строительной части здания.
2. В стоимости ЗРУ не учтены токоограничивающие реакторы
ПРИЛОЖЕНИЕ 7 Трансформаторы 35 кВ
Мощность, МВ*А Трансформаторы двухобмоточные с РПН
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора расчетная
4,0 18 25,7
6,3 21 30,5
10 30 41,8
16 49 61,2
25 62 77
32 70 86
40 79 96
63 107 130
ПРИЛОЖЕНИЕ 8 Трансформаторы 110 кВ
Мощность, МВ*А Трансформаторы двухобмоточные Трансформаторы трехобмоточные с РПН
без РПН с РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН Стоимость, тыс. руб.
Трансформатора расчетная Трансформаторы расчетная Трансформаторы расчетная Трансформаторы расчетная
2,5 - - 2,6 35 - - - -
6,3 - - 36 49 - - 42 57
10 - - 40 54 - - 51 67
16 - - 48 63 - - 62 79
25 - - - - 66 84 72 91
40 - - - - 88 109 94 117
63 - - - - 110 136 126 154
80 114 144 - - 126 157 137 166
125 140 171 - - 196 2444 - -
200 222 263 - - - - - -
250 255 302 - - - - - -
400 373 438 - - - - - -
ПРИЛОЖЕНИЕ 9 Трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
Мощность, МВ*А Трансформаторы Автотрансформаторы с РПН
двухобмоточные трехобмоточные без РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН Стоимость, тыс. руб.
трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная
25 - - - - 115 148 - -
40 - - 140 169 130 165 - -
63 - - 157 193 - - 159 201
80 152 189 - - - - - -
100 - - 220 265 - - - -
125 186 231 - - - - 200 253
160 - - 269 323 - - - -
200 253 307 - - - - 270 332
250 284 343 - - - - 324 396
400 389 469 - - - - - -
360 574 692 - - - - - -
1000 740 892 - - - - - -
ПРИЛОЖЕНИЕ 10 Трансформаторы и автотрансформаторы 330 кВ
Мощность, М*А Трансформаторы двухобмоточные Автотрансформаторы с РПН
без РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН 330/220 330/150 330/110
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная
40 - - 156 194 - - - - - -
63 - - 215 267 - - - - - -
125 220 273 - - - - - - 239 320
200 295 362 - - - - - - 291 370
250 306 378 - - 209* 297 305 400 - -
400 399 488 - - 558** 966 430 564 - -
630 579 718 - - - - - - - -
1000 746 922 - - - - - - - -
1250 910 1128 - - - - - - - -
* 240 МВ*А; **3х133 МВ*А
ПРИЛОЖЕНИЕ 11 Трансформаторы и автотрансформаторы 550 кВ
Мощность, М*А трансформаторы двухобмоточные без РПН Автотрансформаторы с РПН
550/330 500/220 500/110
Стоимость, тыс. руб.
трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная
250 340 400 - - - - 376 453
400 418 493 - - - - - -
500 - - - - 490 609 - -
630 585 705 - - - - - -
1000 800 932 - - - - - -
3х167 - - 606 913 618 970 - -
3х267 - - - - 876 1260 - -
3х533 1443 1720 - - - - - -
ПРИЛОЖЕНИЕ 12 Трансформаторы и автотрансформаторы 750 и 1150 кВ
Мощность, МВ А Трансформаторы двухобмоточные без РПН Автотрансформаторы
750/20 1150/20 750/220 750/330 750/500 1150/500
трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная трансформатора расчетная
3*267 - - - - 1170 1750 - - - - - -
3*330 - - - - - - 1230 2100 - - - -
3*417 1350 1980 1550 2550 - - - - 1150 2150 - -
3*667 - - - - - - - - - - 3200 4300
ПРИЛОЖЕНИЕ 13 Линейные и последовательные регулировочные трансформаторы
Тип Мощность, М*А Стоимость, тыс. руб.
трансформатора расчетная
ЛТМН-16000/10 16 25,5 45
ЛТДН-40000/10 40 33,8 60
ЛТЦН-40000/10 40 36,7 62
ЛТДН-63000/35 63 40,6 66
ЛТДН-100000/35 100 61 99
ВРТДНУ-240000/35/35 240 58 99
ПРИЛОЖЕНИЕ 14 Синхронные компенсаторы
Тип Номинальная мощность, Мвар Номинальное напряжение, кВ Стоимость, тыс. руб.
компенсатора расчетная
КСВБ-50-11
КСВБ -50-11 50 11 188 330/520
250 390/650
КСВБ-100-11
КСВБО-100-11 100 11 345 670/1020
410 740/1150
КСВБ-160-15 160 15,75 670 1200/1900
КСВБО-160-15 830 1600/2500
КСВБ-320/20 320 20 1600 2400/40000
Примечание. В числителе приведена стоимость установки оного компенсатора, в знаменателе – двух синхронных компенсаторов.
ПРИЛОЖЕНИЕ 15 Токоограничивающие реакторы 6-10 кВ (комплект- три фазы)
Одинарные реакторы Сдвоенные реакторы
Тип Номинальный ток, А Стоимость, тыс. руб. тип Номинальный ток, А Стоимость, тыс. руб.
реактора расчетная реактора расчетная
Наружная установка
РБНГ 1000 5,4 10,8 РБСНГ 2х1000 10,2 15,2
1600 5,7 11,1 2х1600 10 15
2500 8,8 14,2 2х2500 11,8 16,6
Внутренняя установка
РБ,
РБГ,
РБУ
1000 2,2 12,3 РБС,
РБСГ,
РБСД,
РБСДУ,
РБСУ 2х1000 3,2 15,5
1600 3,5 13,6 То же и РБСДГ 2х1600 5,2 17,5
РБГ,
РБД,
РБДГ,
РБДУ 2500 4,6 15,1 РБСДГ 2х2500 6,5 18
РБДГ 4000 8,8 19,3 Примечание. Стоимость реакторов внутренней установки дана с учетом стоимости здания.
ПРИЛОЖЕНИЕ 16 Реакторы масляные заземляющие дугогасящие типа РЗДСОМ
Напряжение, кВ Мощность, М*А
Стоимость, тыс. руб.
реактора расчетная
35 310 2,1 4
620 2,8 5,5
1240 3,8 7
20 155 1,2 2,1
10 190 1,3 2,5
380 1,7 3,2
760 2,4 4,5
1520 3,9 7
6 115 1,0 2
230 1,3 2,5
460 1,7 3,2
920 2,4 4,5
ПРИЛОЖЕНИЕ 17 Постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ, тыс.руб.
Напряжение, кВ Электрическая схема подстанции на стороне ВН Всего (постоянная часть затрат) Составляющие затрат
подготовка и благоустройство территории общеподстанционный пункт управления, собственные нужды компрессорная Подъездные и внутри-площадочные дороги Средства связи и водоснабжение, канализациятелемеханики Внешние сети (водоснабжение, канализация). Прочие затраты

35/10 без выключателей 60 10 4 - 5 30 3 8
с выключателеми (на переменном оперативном токе) 70 10 12 - 5 30 3 10
с выключателями (на постоянном оперативном токе) 105 15 30 - 5 35 5 15
110/
10 без выключателей 130 25 35 - 20 30 5 15
мостик 210 35 60 - 25 50 10 30
сборные шины 290 50 80 - 30 75 20 35
110/
35/10 без выключателей 170 25 45 - 25 45 10 20
мостик 250 40 70 - 30 55 20 35
сборные шины 320 50 90 - 35 80 25 40
220/
10
или
220/
35/10 без выключателей 240 30 40 - 30 80 25 35
мостик 360 50 70 20 25 110 25 60
четырехугольник, сборные шины 460 60 90 25 40 135 30 80
220/
110 без выключателей 400 70 90 - 35 100 35 70
мостик, четырехугольник 520 80 115 35 45 120 40 85
сборные шины 750 110 185 35 70 190 60 100

330 четырехугольник 1160 200 220 55 130 240 175 140
трансформаторы-шины 1750 260 290 70 210 360 300 260
полуторная 2100 280 320 70 260 540 340 290
500 четырехугольник 2400 340 380 80 400 430 440 330
трансформаторы-шины 2800 380 420 80 450 640 460 370
полуторная 4100 560 600 100 640 900 700 600
750 полуторная 6800 1000 1250 110 1170 1110 1270 890
1150 трансформаторы-шины 17000 950 4050 240 2650 530 850 7730
ПРИЛОЖЕНИЕ 18 Стоимостные показатели подстанций
Напряжение, кВ Схема на стороне ВН Количество и мощность трансформаторов, шт.хМВ*А Расчетная стоимость, тыс. руб.
35/10(6) Два блока линия-трансформаторов с автоматической перемычкой 2х16 300
110/10(6) Два блока линия-трансформаторов с отделителями 2х63 850
2х25 750
Мостик с выключателем в перемычке с отделителями в цепях трансформаторв 2х63 900
2х25 800
Две рабочие секционированные выключателями и обходная система шин (семь элегазовых ячеек) 2х63 5000
220/110/10 РУ 220 кВ: два блока две линии-трансформатор (четыре элегазовые ячейки) 2х200 13000
РУ 110 кВ: две рабочие секционированные выключателями и обходная системы шин (девять элегазовых ячеек) ПРИЛОЖЕНИЕ 19 Нормативы численности рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанций напряжением 35 кВ и выше
Количество присоединений с выключателями напряжением 6 кВ и выше на подстанции, ед. Численность рабочих на одну подстанцию, чел.
при напряжении подстанций, кВ
35 110-150 220 330 400-500 750
до 20 0,66 1,22 2,6 3,7 8,99 10,79
21-50 0,74 1,35 2,01 4,01 9,44 10,99
более 50 0,87 1,59 3,16 4,07 9,91 11,91
Примечания: 1. К данной таблице должны применяться коэффициенты k1 и k3, приведены соответственно в приложениях 22,24.
2. В нормативных учтены трудозатраты на проезд к месту производства работ и обратно.
ПРИЛОЖЕНИЕ 20 Нормативная численность рабочих по ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше
Наименование устройств Численность рабочих на 100 устройств, чел.
6-20 35 110-150 220 330 400-500 750
Силовой трансформатор 1,17 3,97 8,08 14,44 15,94 19,49 35,11
Присоединение с воздушным выключателем 3,97 4,86 7,18 8,05 14,2 26,5 47,73
Присоединение с масляным выключателем 0,88 1,45 3,85 5,87 Присоединение с отделителем и короткозамыкателем 0,50 1,38 1,64 2,15 Синхронный компенсатор мощностью до 30 Мвар 8,76 Синхронный компенсатор мощностью 30 Мвар и более 16,81 Компрессор 5,37 Примечание. К таблице должны применяться коэффициенты k1, k2, k3, значения которых приведены соответственно в приложениях 22,23,24.
ПРИЛОЖЕНИЕ 21 Нормативы численности рабочих по техническому обслуживанию и ремонту релейной защиты, автоматики и проведению электроизмерений
Суммарное количество устройств релейной защиты и автоматики на ПС, ед. Численность рабочих, чел., при суммарной мощности трансформаторов напряжением 6 кВ и выше на ПС, тыс. кВ*А
до 700 701-2170 2171-3640 3641-5110 2111-6580
до 600 6 7 8 9 10
601-1750 7 8 9 10 11
1751-2900 8 9 10 11 12
2901-4050 9 10 11 12 13
4051-5200 10 11 12 13 14
5201-6350 11 12 13 14 15
6351-7500 12 13 14 15 16
Примечания. 1. К таблице должен быть применен коэффициент k1, применяемый по приложению 22.
2. В нормативах учтены трудозатраты на проезд к месту работ и обратно.
ПРИЛОЖЕНИЕ 22 Перечень республик, и соответствующих им коэффициентов условий эксплуатации k1

Наименование республик, краев и областей
Российской Федерации Значение коэффициента k1 для приложений
20,21,27,28 19,25
Республика Адыгея 1,01 1,01
Республика Алтай 1,09 1,05
Республика Башкортостан 1,08 1,04
Республика Бурятия.
Баунтовский и Северо-байкальский районы 1,18 1,09
Республика Бурятия. Остальная часть 1,09 1,05
Республика Дагестан 1,01 1,01
Ингушская республика 1,01 1,01
Кабардино-Балкарская республика 1,01 1,01
Республика Калмыкия 1,03 1,02
Карачаево-Черкасская республика 1,01 1,01
Республика Карелия 1,06 1,03
Республика Коми. Города: Воркута и Инта 1,18 1,09
Республика Коми. Ижемский, Печорский, Усинский и Усть-Цилемский районы 1,09 1,05
Республика Коми. Остальная часть 1,08 1,04
Республика Марий Эл 1,08 1,04
Республика Мордовия 1,08 1,04
Республика Саха (Якутия) 1,18 1,09
Республика Северная Осетия 1,01 1,01
Республика Татарстан 1,08 1,04
Республика Тува 1,09 1,05
Удмуртская республика 1,08 1,04
Республика Хакасия 1,09 1,05
Чеченская республика 1,01 1,01
Республика Чувашия 1,08 1,04
Алтайский край 1,09 1,05
Краснодарский край. Город Сочи 1,01 1,01
Краснодарский край. Красноармейский, Славянский и Темрюкский районы 1,01 1,01
Краснодарский край. Остальная часть 1,01 1,01
Красноярский край. Богучанский, Кежемский, Мотыгинский, Северо-Енисейский, Туруханский районы, Таймырский (Долгано-Ненецкий) и Эвенкийский автономные округа 1,18 1,09
Красноярский край. Остальная часть 1,09 1,05
Приморский край. Кавалеровский, Лазовский, Ольгинский и Тернейский районы 1,05 1,03
Приморский край. Остальная часть 1,08 1,04
Ставропольский край. Георговский, Кировский, Кочубеевский, Курсавский, Предгорный, Шлаковский районы 1,01 1,01
Ставропольский край. Остальная часть 1,03 1,02
Хабаровский край. Аяно-Майский, Охотский и Тугуро-Чумиканский Районы 1,18 1,09
Хабаровский край. Остальная часть 1,07 1,04
Амурская область. Тындинский и Сковородинский районы 1,18 1,09
Амурская область. Остальная часть 1,09 1,05
Архангельская область. Лешуконский, Мезенский районы; Ненецкий автономный округ 1,09 1,05
Архангельская область. Остальная часть 1,08 1,04
Астраханская область 1,03 1,02
Белгородская область 1,06 1,03
Брянская область 1,06 1,03
Владимирская область 1,05 1,03
Волгоградская область 1,08 1,04
Воронежская область 1,06 1,03
Ивановская область 1,06 1,03
Иркутская область. Бодайбинский, Братский, Казачинско-Ленский, Катантский, Киренский, Мамско-Чуйский, Нижне-Илимский, Усть-Кутский, Усть-Илимский районы 1,18 1,09
Иркутская область. Остальная часть 1,09 1,05
Калининградская область 1,01 1,01
Калужская область 1,06 1,03
Камчатская область. Алеутский, Елизовский, Усть-Большерецкий районы 1,06 1,03
Камчатская область. Корякский автономный округ 1,18 1,09
Камчатская область. Остальная часть 1,08 1,04
Кемеровская область 1,09 1,05
Кировская область 1,08 1,04
Костромская область 1,08 1,04
Курганская область 1,06 1,03
Ленинградская область 1,06 1,03
Липецкая область 1,06 1,03
Магаданская область 1,18 1,09
Московская область 1,06 1,03
Мурманская область 1,08 1,04
Нижегородская область 1,08 1,04
Новгородская область 1,06 1,03
Новосибирская область 1,09 1,05
Омская область 1,09 1,05
Оренбургская область 1,08 1,04
Орловская область 1,06 1,03
Пензенская область 1,08 1,04
Пермская область. Красновишевский, Лысьвенский, Соликамский, Чердынский и Чусовской районы 1,09 1,05
Пермская область. Остальная часть 1,08 1,04
Псковская область 1,06 1,03
Ростовская область 1,03 1,02
Рязанская область 1,06 1,03
Самарская область 1,08 1,04
Саратовская область 1,06 1,03
Сахалинская область. Курильский, Северо-Курильский и Южно-Курильские районы 1,03 1,02
Сахалинская область. Анивский, Корсаковский, Невельский и Холмский районы 1,06 1,03
Сахалинская область. Александровск-Сахалинский, Доменский, Макаровский, Тамаринский и Углегорский районы 1,08 1,04
Сахалинская область. Остальные части 1,09 1,05
Свердловская область 1,09 1,05
Смоленская область 1,06 1,03
Тамбовская область 1,06 1,03
Тверская область 1,06 1,03
Томская область 1,09 1,05
Тульская область 1,06 1,03
Тюменская область. Березовский, Нижневартовский, Октябрьский, Сургутский, Ханты-Мансийский районы; Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа 1,18 1,09
Тюменская область. Остальная часть 1,09 1,05
Ульяновская область 1,08 1,04
Челябинская область 1,08 1,04
Читинская область. Каларский, Могочунский. Тунгиро-Олекминский и Тунгоноченский районы 1,18 1,09
Читинская область. Остальная часть 1,06 1,03
Ярославская область 1,06 1,03
ПРИЛОЖЕНИЕ 23 Коэффициент k2, учитывающий трудозатраты на проезд для рабочих по ремонту ПС напряжением 35 кВ и выше
Среднее расстояние от базы ремонтного персонала до подстанций, км Значение коэффициента k2,
до 5 1,02
5-10 1,06
10-15 1,10
15-20 1,14
20-25 1,18
более 25 1,22
Примечание. Среднее расстояние от базы ремонтного персонала до ПС определяется делением суммы расстояний от базы бригады до всех ПС, на которых в текущем году должен выполняться капитальный ремонт, на количество этих ПС.
ПРИЛОЖЕНИЕ 24 Коэффициент k3, учитывающий объем по групп устройств подстанций напряжением 35 кВ и выше
Номера приложений нормативов численности рабочих Суммарная расчетная численность рабочих по указанным приложениям, чел. Значения коэффициента k3прилож. 20 прилож. 19
приложения 19,20 до 40 1,1 1,05
50-50 1,08 1,04
50-60 1,05 1,03
60-70 1,02 1,01
более 70 1,0 1,0
ПРИЛОЖЕНИЕ 25 Нормативы численности руководителей и специалистов (без мастеров и диспетчеров) по функции «Оперативное, техническое обслуживание и ремонт подстанций напряжением 35 кВ и выше»
Объем подстанций напряжением 35 кВ и выше в ЭС, у.е. Численность РСС, чел.
при количестве подстанций напряжением 35, 110 кВ в ЭС
3-40 41-90 91-150 151-300
1000-3500 1 2 3 4
3501-6000 2 3 4 5
6001-9000 3 4 5 6
9001-12000 4 5 6 7
12001-15000 5 6 7 8
15001-18000 6 7 8 9
18001-22000 7 8 9 10
22001-28000 8 9 10 11
Примечание. К нормативной численности РСС, определенной по приложению 25, устанавливаются дополнительный норматив руководителей и специалистов на обслуживание подстанций в соответствии с таблицей:
Напряжение подстанций, кВ Численность руководителей и специалистов на одну подстанцию, чел.
750-115000 3
400-500 2
330 1
220 1
Для напряжения 220 должно учитываться не более двух подстанций напряжением 220 кВ системного значения.
К нормативам численности РСС, определенной по приложению 25 с учетом таблицы примечания, вводится коэффициент k1, учитывающий природные условия энергосистемы в соответствии с приложением 22.
ПРИЛОЖЕНИЕ 26 Нормативы численности диспетчеров подстанций
Напряжение подстанций, кВ Численность диспетчеров на одну подстанцию, чел.
750-1150 5
330-500 1
Приложение. Оперативное обслуживание подстанций напряжением 330-500 кВ могут осуществлять как диспетчеры, так и электромонтеры.
ПРИЛОЖЕНИЕ 27 Нормативы численности мастеров, включая старших мастеров, по техническому обслуживанию и ремонту подстанций напряжением 35 кВ и выше
Суммарное количество присоединений 6 кВ и выше с выключателями на подстанциях 35, 110 кВ в энергосистеме, ед., Численность мастеров, чел.
При суммарной мощности трансформаторов на подстанциях 35-110 кВ в энергосистеме, тыс. кВ*А
100-1000 1001-2000 2001-4000 4001-7000 7001-10000
100-300 1 2 3 4 5
301-500 2 3 4 5 6
601-1000 3 4 5 6 7
1001-1500 4 5 6 7 8
1501-2000 5 6 7 8 9
2001-2500 6 7 8 9 10
2501-3000 7 8 9 10 11
Примечание. К нормативной численности мастеров, определенной по таблице 27, устанавливается дополнительный норматив для подстанций напряжением 220 кВ и выше в соответствии с нижеследующей таблицей:
Напряжение подстанций, кВ Численность мастеров на одну подстанцию, чел.
750-1150 5
400-500 2
330 1
220 1 на две подстанции
К нормативной численности, определенной по приложению 27 с учетом таблицы примечания, к ней вводятся коэффициенты:
учитывающие проезды до подстанций напряжением 35 кВ и выше в соответствии с нижеследующей таблицей:
Среднее по ЭС расстояние от баз ремонтного персонала до подстанций напряжением 35 кВ и выше, км Значение коэффициента k2РССм20-35 1,1
35,1-60 1,2
более 60,1 1,35
учитывающий расположение основного количества (более 50%) подстанций ЭС в зоне загрязнения металлургических и химических заводов (перечень таких подстанций утверждается главным инженером энергообъединения) и равный 1,2;
учитывающий расположение основного количества (более 50%) подстанций в пределах городов и равный 1,1;
учитывающий природные условия ЭС в соответствии с приложением 22.
ПРИЛОЖЕНИЕ 28 Нормативы численности руководителей и специалистов
по функции «»Техническое обслуживание и ремонт средств релейной защиты, электроавтоматики и электроизмерений»
Суммарное количество устройств РЗА в ЭС, ед. Численность РСС, чел.
При суммарном количестве присоединений напряжением 6 кВ и выше с выключателями на подстанциях напряжением 35 кВ и выше в ЭС, ед.
до300 301-600 601-1000 1001-1500 1501-2100 2101-2800
до 500 2 3 4 5 6 7
501-1000 3 4 5 6 7 8
1001-1200 4 5 6 7 8 9
1701-2600 5 6 7 8 9 10
2601-3700 6 7 8 9 10 11
3701-5000 7 8 9 10 11 12
Примечания. 1. К нормативной численности РСС, определяемой по приложению 28, устанавливается дополнительная численность:
при напряжении 330-500 кВ – 1 чел.;
750 кВ – 2 чел.;
1150 кВ – 3 чел.
2. К нормативной численности РСС, определенной по приложению 28 с учетом примечания 1, вводится коэффициент, учитывающий природные условия ЭС в соответствии с приложением 22.
ПРИЛОЖЕНИЕ 29 Районные коэффициенты к заработной плате kрЗПНаименование экономических районов, республик, краев, областей России Районный коэффициент
Экономические районы: Северо-Западный, Центральный, Волго-Вятский, Центральночерноземный, Поволжский, Северо-Кавказский 1,0
Алтайский край, Башкортостан, Вологодская, Кемеровская, Кировская, Курганская, Новосибирская, Омская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Челябинская области 1,15
Иркутская обл. (южная часть), Красноярский край, Тюменская обл. (южнее 60-й параллели), Хабаровский край (южная часть), Читинская обл., Амурская обл., Приморский край (Южная часть) 1,2
Республика Коми, Архангельская обл., Приморский край (северный район) 1,3-1,4
Сахалинская обл. (южные районы), Хабаровский край (северные районы), Иркутская обл. (северные районы), Братск 1,4-1,6
Тюменская обл., Сургут, Ханты-Мансийский национальный округ, Магаданская обл. и другие районы, приравненные к северным со сложными климатическими условиями, и особо отдаленные трудные районы 1,7-2,0
Примечание. Перечень районных коэффициентов неполный. При наличии дополнительных данных по регионам страны необходимо применять действующие на данный период времени районные коэффициенты к заработной плате.
ПРИЛОЖЕНИЕ 30 Ориентировочные размеры площадок подстанций
с высшим напряжением 35-750 кВ
Сочетание напряжений, кВ Номер типовой схемы Количество ячеек на стороне ВН Площадь ПС, м2
110/10(2 тр-рах63 МВ*А) 110-4Н 2 4200
110/35/10(2тр-рах63МВ*А) 110-4Н 2 4800
35-9 4 110/10 110-6 2 6912
110/10 110-4 2 6251
110/10 110-12 8 9729
110/10 110-12 11 10933
110/35/10 110-12 9 14107,5
35-9 8 110/35/10 110-12 12 15902
35-9 8 220/10 220-7
(220-8) 4 20592
220/110/10 220-12 9 27212
110-12 9 220/110/10 220-12 9 35272
110-12 11 220/35/10 220-5АН 2 30000
35-9 8 330/110/10 330-7 2 50000
110-12 10 500/220/10 500-15 4 150000
220-12 10 750/330/10 750-16 4 42000
330-17 6-8 ПРИЛОЖЕНИЕ 31 Средние размеры земельного налога с 1 га, руб.
Экономические районы, республики в составе РФ, края, области, автономные области, округа Ставка земельного налога базовая (1992 г.)
Северный экономический район
Республики: Камелия, Коми
Области: Архангельская, Вологодская, Мурманская 30
Северо-Западный экономический район
Области: Ленинградская 189
Новгородская, Псковская 30
Центральный экономический район
Области: Московская 237
Орловская 183
Рязанская 93
Тульская 141
Брянская, Владимирская, Ивановская, Тверская, Калужская, Смоленская, Ярославская 30
Волго-Вятский экономический район
Республики: Чувашия 81
Мордовия, Марийская (Марий Эл)
Области: Нижегородская, Кировская 30
Центральночерноземный экономический район
Области: Белгородская 351
Воронежская 321
Курская 309
Липецкая 228
Тамбовская 258
Поволжский экономический район
Республики: Калмыкия 30
Татарстан 108
Области: Архангельская 84
Волгоградская 198
Пензенская 174
Самарская 180
Саратовская 126
Ульяновская 150
Северо-Кавказский экономический район
Республики: Адыгея 519
Карачаево-Черкессия 414
Дагестан 51
Кабардино-Балкария 357
Осетия 273
Чечня, Ингушетия 222
Края: Краснодарский 552
Ставропольский 219
Область: Ростовская 339
Уральский экономический район
Республики: Башкортостан (Башкирия) 162
Удмуртия 30
Области: Курганская 168
Оренбургская 90
Пермская 30
Свердловская 39
Челябинская 168
Западно-Сибирский экономический район
Республика: Горно-Алтайская 30
Округа: Ханты-Мансийский, Ямало-Ненецкий 30
Край: Алтайский 63
Области: Кемеровский 36
Новосибирская 60
Омская 84
Томская, Тюменская 30
Восточно-Сибирский экономический район
Республики: Бурятия, Тува, Хакасия 30
Округа: Таймырский, Эвенкийский, Усть-Ордынский, Бурятский, Агинский Бурятский Край: Красноярский
Области: Иркутский, Читинская 45
Дальневосточный экономический район
Республика: Саха (Якутия)
Округа: Корякский, Чукотский, Еврейский
Края: Приморский, Хабаровский
Области: Амурская, Магаданская, Сахалинская,
Камчатская 30
Область: Калининградская 195

Приложенные файлы

  • docx 6848430
    Размер файла: 161 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий