Составление электробаланса и расчёт годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Тема: Составление электробаланса и расчёт годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии.

Содержание

 

Введение

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети

3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на подстанции металлургического завода

4. Планирование электропотребления предприятия. Составление электробаланса предприятия

5. Определение стоимости основных производственных фондов участка электросети (ЛЭП) и ГПП, издержек на амортизацию и обслуживание

5.1 Стоимость строительства участка сети (ЛЭП)

5.2 Стоимость строительства подстанции предприятия

5.3 Издержки на амортизацию и обслуживание

5.4 Расчет фонда оплаты труда производственных рабочих, ИТР и служащих

5.5 Расчет годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Учитываю, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, опираясь на которые и произвожу выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому стремлюсь к снижению капитальных затрат на строительство сети и также к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учёт капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведён с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценку экономичности варианта электрической сети произвожу по приведенным затратам.

При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов.

В частности сюда входят:

изыскание трасс и линий электрической сети;

разработка схемы сети;

выбор номинальных напряжений;

расчеты сечений проводов;

определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

электрический расчёт сети в основных нормальных и аварийных режимах;

выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

расчёт конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий;

определение технико-экономических показателей электрической сети;

организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

электробаланс потребитель электроэнергия трансформатор

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

Краткая характеристика предприятия дана в задании на проектирование и представлена в виде таблицы №1:

Постановка задачи по 4 варианту.

 

Таблица 1. Исходные данные для проектирования

1. Номер варианта	4
2. Производство	металлургия
3. Расход ЭЭ на общезаводские и вспомогательные нужды %	12
4. Расход ЭЭ на освещение %	5
5. Отпуск ЭЭ сторонним потребителям %	2
6. Потери ЭЭ % (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;)	4
7. Средний cosф предприятия.	0,91
8. Длина питающей ЛЭП, км.	30
9. Район строительства.	3 (Средняя Волга)
10. Условия строительства	8 (барханные пески)

На основе приведённой характеристики промышленного предприятия обосную схему его внешнего электроснабжения: напряжение питающей сети; определю характеристики линии электропередачи и трансформаторов; вариант схемы питающей подстанции.

Определяю необходимые климатические параметры, характеризующие заданный район.

Район характеризуется:

Умеренной пляской проводов (1 раз в 5-10 лет);

Различными скоростными напорами ветра;

Невысоким числом грозовых часов (не более 20 в год);

Различной толщиной стенки гололеда. (3й гололёдный район)

Взаимное расположение отдельных потребителей (в соответствии с заданием) изображено на рисунке 1

Рисунок 1 Схема расположения потребителей заданного района

2. Выбор конструкции и номинального напряжения линий сети

Так как потребители имеют незначительное удаление от источника питания, то все линии электропередач будут воздушными.

В соответствии с требованиями ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно-резервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения одного из источников может быть допущен лишь на время включения автоматического восстановления питания.

Двухцепная линия, выполненная на одной опоре не удовлетворяет требованиям надёжности электроснабжения потребителей I категории. Для них целесообразно предусматривать две отдельные двухцепные линии. При выполнении требований надежности электроснабжения потребители I категории должны обеспечиваться 100-процентным резервом, который должен включаться автоматически.

Для определения напряжения ЛЭП (U) использую формулу Г.А. Илларионова:

,

где l - длина линии, км;

р - передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2

Таблица 2. Выбор питающих напряжений для рассматриваемых вариантов.

Мощность на одну цепь, МВт	Напряжение, кВ		Выбранное напряжение, кВ	Длина линии, км
	по кривым института “Энергосетьпроект”	по формуле Г.А. Илларионова
50	115	112,54	110	30

Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время недостатком является большое разнообразие напряжений ЛЭП в пределах электрической сети одного района. Поэтому в качестве уровня напряжения выбираю ближайший к расчётному - 110кВ.

3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на подстанции металлургического завода

Для условий нормальной работы на подстанции устанавливают два трехфазных трансформатора с номинальной мощностью каждого, рассчитанной в пределах от 60 до 70% максимальной нагрузки т.е. Sн. тр. = (0,6¸0,7) Smax. Несмотря на то, что отключения трансформаторов довольно редки, однако с такой возможностью следует считаться и при наличии потребителей I категории выбираю на ГПП два трансформатора. При аварии любой из трансформаторов, оставшийся в работе, должен обеспечить бесперебойное питание потребителей нагрузки.

Согласно ПУЭ, при наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены поврежденного трансформатора за время не более 1 суток допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта и замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают одних суток. Опыт показывает, что за это время возможна замена одного трансформатора мощностью не более 80 МВА, независимо от номинального напряжения.

Ряд номинальных напряжений трансформаторов и автотрансформаторов, рекомендуемых для современных проектов регламентирован ГОСТом 9680-77.

Характеристики выбранных типов трансформаторов, согласно приложению представлены в таблице 3

Таблица 3. Характеристики выбранных типов трансформаторов

Тип трансформатора	Ном. напряжение, кВ	Пределы регулирования, %	DРх, кВт	DРк, кВт	Uk, %		Ixx, %	Стоим., тыс. руб.
ТРДН-63000/110	115/10,5	±9´1,5	34	170	10,5	-	0,65	78

В соответствии с ПУЭ перегрузка трансформаторов в послеаварийном режиме не должна превышать 40%, что выполняется для выбранных типов трансформаторов.

Выбранная электрическая сеть за счёт взаиморезервирования линий и применения двух трансформаторов на подстанции, подключенных к разным секциям источника питания, обеспечивает надежное электроснабжение завода, как потребителя 1й категории, а также удовлетворяет всем требованиям ПУЭ. Все двухцепные линии смонтированы на двух опорах (одна цепь на одну опору), что также повышает надежность электроснабжения.

4. Планирование электропотребления предприятия. Составление электробаланса предприятия

Электробаланс определяет потребность предприятия в электроэнергии и источники покрытия этой потребности (разрабатывается расходная и приходная часть электробаланса).

Расходная часть электробаланса (план потребления электроэнергии) включает:

планирование потребности основного и вспомогательного производства в электроэнергии на технологические нужды, а также расходы энергии на:

освещение,

отопление,

вентиляцию,

хозяйственные и бытовые нужды,

потери

и прочие.

Расчёты по расходу электроэнергии сведены в таблицы 4 и 5.

За основу определения потребности предприятия в электроэнергии принимаются:

производственные программы основных и вспомогательных цехов предприятия;

нормы расхода электроэнергии по цехам, отдельным участкам производства и энергоемким агрегатам;

нормы и лимиты расхода электроэнергии на освещение, отопление, вентиляцию, хозяйственно-бытовые нужды и на потери;

плановые задания по снижению удельных расходов и лимиты расхода электроэнергии.

Потребность в электроэнергии по цехам определяется как:

Эi = Э удi · Пi, кВт*ч

где Э удi - удельный расход электроэнергии на производство единицы продукции цеха i;

Пi - объем производственной программы цеха i.

Расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды задан в процентах от суммарного электропотребления основными производственными цехами.

Разнесение электропотребления по объектам производится приближенно, с ориентировкой на конкретное производство. Количество объектов и структура общезаводских вспомогательных нужд также зависит от конкретного производства.

Расход электроэнергии на освещение задан в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс и общезаводские вспомогательные нужды.

Таблица 4

Расход электроэнергии основными производственными цехами Э_i = Э _удi · П_i, кВт*ч

п/п	Цехи-потребители электроэнергии	Объем выпускаемой продукции (П) тыс. тон	Удельный расход ЭЭ кВт*ч/тыс. т. (э)	Активная энергия, кВт. ч
1	Доменный	4200	13	54600
2	Мартеновский	3000	15	45000
3	Конверторный	27	21	567
4	Электроплавильный	2200	685	1507000
5	Прокатный	5900	21	123900
			Итого:	1731067

Таблица 5

Расход электроэнергии на общезаводские и вспомогательные нужды

расход электроэнергии	Доля от общего потребления, %	Активная энергия, кВт. ч
Эотп=∑Эуд i · Пi расход электроэнергии на основной технологический процесс	77	1731067
Эовн= Эотп · αовн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды;	12	207728,04
Эосв= (Эотп+ Эовн) αосв расход электроэнергии на освещение;	5	96939,752
Эст= (Эотп+Эовн+Эосв) · αст - электропотребление сторонних потребителей,	2	40714,6958
Эп - потери электроэнергии; (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;)	4	81429,3917
Эпотр=Эотп+Эовн+Эосв+ Эп+Эст,		2157878,88

Суммарная потребность предприятия в электроэнергии:

Э_потр=Э_отп+Э_овн+Э_осв+ Э_п+Э_ст,

где Э_отп=∑Э_{уд i} · П_i расход электроэнергии на основной технологический процесс;

Э_овн= Э_отп · α_овн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды;

Э_осв= (Э_отп+ Э_овн) · α_осв расход электроэнергии на освещение;

Э_ст= (Э_отп+Э_овн+Э_осв) · α_ст - электропотребление сторонних потребителей,

Э_п - потери электроэнергии;

Э_п рассчитываются аналогично расчету Э_ст.

Таблица 6

Расход электроэнергии на общезаводские и вспомогательные нужды

расход электроэнергии	Доля от общего потребления, %	Активная энергия, кВт. ч
Эотп=∑Эуд i · Пi расход электроэнергии на основной технологический процесс	77	1731067
Эовн= Эотп · αовн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды;	12	207728,04
Эосв= (Эотп+ Эовн) αосв расход электроэнергии на освещение;	5	96939,75
Эст= (Эотп+Эовн+Эосв) · αст - электропотребление сторонних потребителей,	2	40714,69
Эп - потери электроэнергии; (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;)	4	81429,39
Эпотр=Эотп+Эовн+Эосв+ Эп+Эст,		2157878,88

Летний максимум освещения промышленных цехов и общественных зданий принимается на 25 % ниже, чем зимний (таблица 7).

Таблица 7

Электробаланс предприятия

Номера статей	Статья баланса	Единица измерения	Количество	%		> на 25%
					лето	зима
	Расходная часть:
1	Основной техн. процесс	МВт*ч	1731,07	0,1	865,53	865,53
2	Вспомогательные нужды	МВт*ч	207,73	0,0	103,86	103,86
3	Освещение	МВт*ч	96,94	0,0	36,35	60,59
4	Сторонние потребители (столовые, клубы, магазины, и. т.д.)	МВт*ч	40,71	0,0	15,27	25,45
5	Потери	МВт*ч	81,43	0,0	40,71	40,71
	Всего расходная часть	МВт*ч	2157,88	100,0	1061,73	1096,15
Приходная часть:
1	Получено со стороны	МВт*ч	1726,30	80,0	849,39	876,92
2	Выработано собственными генерирующими установками	МВт*ч	431,58	20,0	212,35	219,23
	Всего приходная часть	МВт*ч	2157,88	100,0	1061,73	1096,15

5. Определение стоимости основных производственных фондов участка электросети (ЛЭП) и ГПП, издержек на амортизацию и обслуживание

5.1 Стоимость строительства участка сети (ЛЭП)

Ориентировочно размер капитальных вложений в ЛЭП можно определить по следующей форме:

К_лэп=К_тр · К_уд·L · К_ту,

где Куд - удельная стоимость 1 км ЛЭП (табл. П.6);

Кту - поправочные коэффициенты к стоимости сооружения линии в зависимости от условий прохождения трассы (горные условия, городская и промышленная застройка, болота и т.п.) (табл. П.5);- длина участка ЛЭП, соответствующая определенным условиям прохождения трассы;

Ктр - поправочные коэффициенты к стоимости сооружения линии в зависимости от района страны (табл. П.4).

Клэп=Ктр КудL Кту = 1,02*21,9*30*1,04= 696,9456 тыс. руб.

5.2 Стоимость строительства подстанции предприятия

Оценка капитальных вложений в подстанцию по укрупненным показателям стоимости производится суммированием следующих составляющих: распределительные устройства, трансформаторы, другие затраты. Значения укрупненных показателей приведены в таблице 7 приложения. При составе основного оборудования, отличающегося от указанного, корректировку стоимости следует производить по таблице 8 приложения:

К_п/с= (К_ру+К_тп+К_др.) ·К_тр,

Где

Кру - стоимость распределительного устройства в зависимости от схемы электрических соединений и напряжения высокой стороны;

Ктп - стоимость трансформаторов;

Кдр - другие затраты по подстанции, зависящие от напряжения и схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения.

Расчеты капитальных вложений по каждому энергетическому объекту выполняются отдельно и оформляются в виде таблицы 4.

Примечание: При сооружении ПС с металлическими порталами под ошиновку применяется К=1,13, а при сооружении ПС в сейсмических районах К=1,03.

Таблица 8

Стоимость основных производственных фондов участка электросети (ЛЭП) и подстанций предприятий

Наименование и характеристика оборудования или элемента	Единица измерения	Количество	Стоимость единицы с учетом поправочных коэффициентов	Суммарная стоимость, тыс. руб.
1) ЛЭП 110кВ на ж/б опорах	Тыс. руб	2	696,9456	1393,891
2) Подстанция	Тыс. руб		78400	156800
2хТРДН-63000/110/10	Шт.	2
БМК-110	Шт.	5
ВВ-10 TEL	Шт.	48
Всего по п/п 1,2	Тыс. руб			158193,9

5.3 Издержки на амортизацию и обслуживание

Отчисления на амортизацию определяются по стоимости элементов схемы электроснабжения и годовым нормам отчисления. Результаты расчетов свожу в таблицу 9.

Таблица 9

Расчет ежегодных издержек на амортизацию и обслуживанию

№ п/п	Стоимость Тыс. руб.	Нормы отчисления, %		Сумма отчисления, тыс. руб.
			На амортизацию	На обслуживание	На амортизацию	На обслуживание
1	ЛЭП	1393,89	2,4	0,4	33,45	5,58
2	Подстанция	78400,00	6,4	4	5017,60	3136,00
Итого		79793,89			5051,05	3141,58

5.4 Расчет фонда оплаты труда производственных рабочих, ИТР и служащих

Для расчета годового фонда оплаты труда выбираю организационную структуру энергохозяйства, которая представлена виде схемы:

Рисунок 2.1 Организационная структура энергохозяйства

Расчет годового фонда заработной платы производственных рабочих, ИТР и служащих провизведён в таблице 10

Таблица 10

Расчет годового фонда заработной платы производственных рабочих, ИТР и служащих

№ п/п	Наименование должностей, профессий	Числен-ность	Заработная плата			Месячный фонд заработной платы, руб.	Всего годовой фонд оплаты труда, руб.	Отчисления в социальные фонды за год, руб.
			Месячный	Премия
			оклад, руб.	%	Руб
1	Главный энергетик	1	22000	20	4400	26400	316800	83318
2	Зам. гл. энергетика	1	16000	20	3200	19200	230400	60595
3	Ведущий инженер	1	14000	20	2800	16800	201600	53021
4	Инженер	1	12000	20	2400	14400	172800	45446
5	Ст. техник	1	8000	20	1600	9600	115200	30298
6	Техник	1	7000	20	1400	8400	100800	26510
7	Мастер	3	12000	20	2400	43200	518400	136339
8	Бригадир	3	11000	20	2200	39600	475200	124978
9	Эл. Монтер 4 разряда	3	10000	20	2000	36000	432000	113616
10	Эл. Монтер 3 разряда	6	9500	20	1900	68400	820800	215870
Всего		21				282000	3384000	889992

Примечание:

Размер премии принимается 20%, отчисления в социальные фонды в среднем по отрасли принимаются 26,3 %.

5.5 Расчет годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии:

∑З = З_ам + З_экс + З_зп + З_{соц. ф.} + З_ээ + З_{соб. ст,} тыс. руб.

где Зам - амортизационные отчисления, тыс. руб.;

Зэкс - затраты на обслуживание электрооборудования, тыс. руб.;

Ззп - затраты на заработную плату работников энергохозяйства с отчислениями на соц. страхование, тыс. руб.;

Зсоц. ф. - затраты в социальные фонды, тыс. руб.;

Зээ - плата за потребленную электроэнергию, тыс. руб.;

Зсоб. ст - плата за выработку электроэнергии собственными установками.

Плата за потребленную электроэнергию рассчитывается:

Для расчетов с 2009 г. тарифы по группам потребителей, утвержденные РЭК и фактический уровень свободных цен по интегральному учету взяты с сайта www.belsbyt.ru (Таблица с сайта скопирована в приложение к проекту)

З_ээ = (Э_{потр (получ. со стороны)} х β_факт) х Т_РЭК + (Э_{потр (получ. со стороны)} х (100 - β_факт))) * Т_{своб. цена (факт),} тыс. руб.;

где Э_потр (_{получ. со стороны) -} потребление предприятия электроэнергии (получено со стороны), кВт. ч; Т_РЭК - тарифы, утвержденные комиссия по государственному регулированию цен и тарифов; Т_{своб. цена (факт) -} фактическое значение свободных цен. β_факт,% фактическое значение, согласно приложению.

Таблица 11

Расчёт Платы за потребленную электроэнергию:

Расчёт Платы за потребленную электроэнергию:	Тыс. руб
Зээ = (Эпотр (получ. со стороны) х βфакт) х ТРЭК + (Эпотр (получ. со стороны) х (100 - βфакт))) * Тсвоб. цена (факт), тыс. руб.;	257350144,65
Эпотр (получ. со стороны) - потребление предприятия электроэнергии (получено со стороны), кВт. ч;	1726,30
ТРЭК - тарифы, утвержденные комиссия по государственному регулированию цен и тарифов; руб/МВтч	1660
Тсвоб. цена (факт) - фактическое значение свободных цен.; руб/МВтч	1361,04
βфакт,% фактическое значение, сайт www.belsbyt.ru/	43,39

З_{соб. ст} = Э_{потр (собствен.)} х С

где, С - стоимость выработки электроэнергии собственными установками принимается 0,8 руб. /кВт. ч

Результат расчёта годовых эксплуатационных затрат предприятия по передаче и распределению электроэнергии представлены в таблице 12.

Таблица 12

Годовые эксплуатационные затраты предприятия о передаче и распределению электроэнергии

№ п. п.	Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии		тыс. руб.
1	Амортизационные отчисления	Зам	5051,05
2	Затраты на обслуживание электрооборудования	Зэкс	3141,58
3	Затраты на заработную плату работников энергохозяйства	Ззп	2494008,00
4	Затраты в социальные фонды	Зсоц. ф.	889992,00
5	Плата за потребленную электроэнергию	Зээ	257350,14
6	Плата за выработку электроэнергии собственными установками	Зсоб. ст	0,03
7	Итого		3649542,81

Себестоимость полезно потребленного киловатт - часа электроэнергии на предприятии,

S=∑З / Э_пп, руб. /кВт*ч

Где Э_пп = Э_потр - Э_{п -} полезно потребленная энергия.

=∑З / Эпп, руб. /кВт*ч

,75758805

Эпп = Эпотр - Эп - полезно потребленная энергия

,49

Технико-экономические показатели электроснабжения предприятия (ТЭП) сведены в таблицу 13

Таблица 13

Технико-экономические показатели электроснабжения предприятия (ТЭП)

№ п/п	Наименование показателей	Единица измерения	Обозначение	Величина
1	Количество электроэнергии, получаемой от энергоносителей	МВт*ч	Эпотр	2157
2	Капитальные вложения в строительство участка сети (ЛЭП)	тыс. руб	Клэп	1393,891
3	Капитальные вложения в строительство подстанции предприятия	тыс. руб	Кп/с	79793,89
4	Потери электроэнергии	МВт*ч	Эп	81,429
5	Затраты на заработную плату работников энергохозяйства	тыс. руб	Ззп	3384000
6	Плата за потребленную электроэнергию по тарифу РЭК	тыс. руб	Зээ (РЭК)	257350,14
7	Плата за потребленную электроэнергию по свободной цене	тыс. руб	Зээ своб. цена (факт),
8	Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии	тыс. руб	∑З	3649542,81
9	Количество полезно используемой электроэнергии	МВт*ч	Эпп	2076449,49
10	Себестоимость кВт. ч полезно потребленной электроэнергии	руб. /кВт. ч	S	1,75758805

Заключение

В результате проделанной курсовой работы мною приобретены навыки самостоятельного решения практических задач по экономике электроэнергетики, применение теоретических знаний, полученных при изучении дисциплины, получили развитие умения самостоятельно анализировать фактический материал, приобретены умения практически составлять электробаланс, проводить расчёт годовых эксплуатационных затрат и себестоимости передачи и распределения электроэнергии.

Список литературы

1.       Реут М.А. Справочник по сооружению линий электропередачи напряжением 35 - 750 В.

2.      Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектировании

.        Быстрицкий Г.Ф. Энергосиловое оборудование промышленных предприятий: учебное пособие/ Г.Ф. Быстрицкий, 2-е изд. - М.: AKADEMA, 2005. - 303 с.

.        Волков О.В. Экономика предприятия: курс лекций/ О.В. Волков, В.К. Скляренко. - М.: ИНФРА-М, 2007. - 280 с.

.        Грибов В.Д. Экономика предприятия: учебник + практикум/ Грибов В.Д., 3-е изд., пераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 2006. - 335 с.

.        Горемыкин В.А. Планирование на предприятии: учебник - 4-е изд., пераб. и доп. - М.: Высшее образование, 2007. - 609 с.

.        Ильин А.И. Планирование на предприятии: учебное пособие - 7-е изд., пераб. и доп. - Минск: ООО Новое знание, 2006. - 667 с.

.        Любимова Н.Г. внутрифирменное планирование: учебник/ Любимова Н.Г. - М.: ИУЭ ГУУ, 2006. - 391 с.

.        Раппопорт А.Н. Реструктуризация российской электроэнергетики: методология, практика, инвестирование/ А.Н. Раппопорт. - М.: Экономика, 2005 - 211 с.

.        Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебник/ В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. - М.: Высшая школа, 2001. - 416 с.

.        Сергеев И.В. Экономика организаций: учебник/ И.В. Сергеев, И.И. Веретенников. Изд.3-е, пераб. и доп. М.: Проспект, 2005. - 553 с.

.        Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии до конкуренции/ А.А. Тукенов. - М.: Экономиздат, 2005. - 413 с.

.        Фомина В.Н. экономика электроэнергетики: Учебник/ В.Н. Фомина. - М.: ИУЭ ГУУ, 2005. - 390 с.

.        Экономика организации (предприятия): учебник/ под. ред. Н.А. Сафронова. М.: Экономистъ, 2005. - 617 с.

Приложения

Приложения (П)

 

Таблица 4

Поправочные коэффициенты к базовой стоимости воздушных линий электропередачи (ВЛ) и подстанции (ПС) для различных районов страны

Наименование укрупненного района страны	Коэффициент к базовой стоимости
	ВЛ	ПС
1. Центральные и южные районы европейской части	1	1
2. Северо-Запад	1,03	1,03
3. Район Средней Волги	1,02	1,01
4. Урал	1,07	1,05
5. Северный Кавказ	1,02	1,01
6. Закавказье	1,06	1,02
7. Северный Казахстан	1,12	1,1
8. Средняя Азия	1,1	1,08
9. Центральная Сибирь	1,22	1,2
10. Дальний восток	1,35	1,3
11. Магаданская, Якутская, Камчатская область	2,1	1,75

Таблица 5

Поправочные коэффициенты на усложняющие условия

Условия строительства линий	Материал опор
	дерево	Металл	Железобетон
1. При ветре 31…35 м/с	1,08	1,06	1,06
2. При ветре 36…40 м/с	1,1	1,15	1,11
3. В горных условиях	-	1,81	-
4. В условиях городской и промышленной застройки	1,4	1,6	1,7
5. На болотах и в поймах рек	1,8	1,4
6. В прибрежных и загрязненных районах	1,1	1,03	1,12
7. Вдоль действующей ВЛ	1,02	1,02	1,02
8. В барханных песках	1,05	1,04	1,04
9. В местности, покрытой валунами	1,05	1,04	1,04
10. В особых районах по гололеду по отношению к 4-му району климатических условий	1,1	1,15	1,11

Примечание к исходным данным:

1. Принять материал опор - железобетон.

Таблица 6

Показатели стоимости ВЛ 110 и220 кВ, тыс. руб. /км

Характеристика и материал опор	Район по гололеду	Марка провода при напряжении, кВ
		110						220
		АС-70	АС-95	АС-120	АС-150	АС-185	АС-240	АС-300	АС-400
Железобетонные одноцепные	1	11,0	11,4	11,2	11,9	12,9	14,3	18,7	20,6
	2	12,5	12,4	11,8	12,1	13,3	14,3	18,7	20,6
	3	15,2	14,8	13,5	13,8	14,8	16,0	19,0	21,2
	4	17,2	16,1	15,0	16,0	16,0	18,3	20,1	23,3
Железобетонные двухцепные	1	16,2	17,4	18,0	20,8	22,8	24,8
	2	18,2	18,2	18,7	20,8	22,8	24,8
	3	22,1	21,4	21,9	23,1	21	26
	4	23,9	23,9	24,3	25,7	22,6	28,0

Таблица 7

Показатели стоимости ПС

Количество, тип силовых трансформаторов, сочетание напряжения	Высшее напряжение		Низшее напряжение
	Тип выключателя	Количество линейных ячеек	Тип выключателя	Количество	Стоимость, тыс. руб.
2хТМН-6300/110/10	БМК-110	2	-	12	27400
2хТОДН-25000/110/10	БМК-110	5	-	32	53000
2хТРДН-63000/110/10	БМК-110	5	-	48	78400
2хТРДН-40000/110/35/10	БМК-110	7	-	48	85900
2хАТДЦТН-125000/220/110/10	У-220	2	-	46	82000
2хАТДЦТН-32000/220/110/35	У-220	5	-	4	97700

Примечание: При сооружении ПС с металлическими порталами под ошиновку применяется К=1,13, а при сооружении ПС в сейсмических районах К=1,03.

Для использования этих цен в других территориальных районах, отличных от центрального и южного района европейской части, следует применять коэффициенты таб. П 4

 

Таблица 8

Тарифы по группам потребителей, утвержденные РЭК и фактический уровень свободных цен по интегральному учету (для сентября 2009 г. *)

Расчет
фактических уровней свободных цен по интегральному учету, сентябрь 2009г.
			βпрог эл эн	43,39%
Группы потребителей	Плата за мощность	Тарифы, утвержденные	Индикативная цена электроэнергии, учтенная в регулировании	Свободная цена электроэнергии, текущего месяца	Расчет
	руб/МВт	руб/МВтч	руб/МВтч	руб/МВтч
	См	С	А	В
Базовые потребители электрической энергии:
- рассчитывающиеся по двухставочному тарифу	467 300	1 100,00	369,29	706,81	Рэ=С-А+В=1100-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=467300-339922,83+346411,64
- рассчитывающиеся по одноставочному тарифу		1 660,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=1660-979,45+1361,04
Потребители, рассчитывающиеся по двухставочному тарифу:
из них: Водоканал, предприятия ЖКХ, бюджетные потребители	186 550	1 160,00	369,29	706,81	Рэ=С-А+В=1160-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=max{186550-339922,83; 0}+346411,64
Остальные потребители
высокое напряжение	576 420	1 370,00	369,29	706,81	Рэ=С-А+В=1370-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=576420-339922,83+346411,64
среднее напряжение	578 870	1 580,00	369,29	706,81	Рэ=С-А+В=1580-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=578870-339922,83+346411,64
низкое напряжение	578 870	1 600,00	369,29	706,81	Рэ=С-А+В=1600-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=578870-339922,83+346411,64
Потребители, рассчитывающиеся по одноставочному тарифу:
из них: Водоканал, предприятия ЖКХ, бюджет-ные потребители, электрофицированный городской транспорт		1 530,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=1530-979,45+1361,04
Остальные потребители (с/х потребители, и пр.)
высокое напряжение		2 100,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2100-979,45+1361,04
среднее напряжение		2 270,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2270-979,45+1361,04
низкое напряжение		2 310,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2310-979,45+1361,04
Остальные потребители - дифференцированные тарифы по числу часов использования заявленной мощности
высокое напряжение	от 7000 часов и более	2 290,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2290-979,45+1361,04
среднее напряжение		2 500,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2500-979,45+1361,04
низкое напряжение		2 520,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2520-979,45+1361,04
высокое напряжение	от 6000 до 7000 часов	2 440,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2440-979,45+1361,04
среднее напряжение		2 650,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2650-979,45+1361,04
низкое напряжение		2 680,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2680-979,45+1361,04
высокое напряжение	от 5000 до 6000 часов	2 630,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2630-979,45+1361,04
среднее напряжение		2 840,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2840-979,45+1361,04
низкое напряжение		2 870,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2870-979,45+1361,04
высокое напряжение	от 4000 до 5000 часов	2 910,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=2910-979,45+1361,04
среднее напряжение		3 120,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04
низкое напряжение		3 120,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04
Все уровни напряжения	до 4000 часов	3 120,00	979,45	1 361,04	Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04
Потребители, рассчитывающиеся по зонным тарифам:
ночная зона		1 980,00	979,45	632,74	Рэ=С-А+В=1980-979,45+632,74
полупиковая зона		2 250,00	979,45	1 440,85	Рэ=С-А+В=2250-979,45+1440,85
пиковая зона		3 270,00	979,45	2 495,72	Рэ=С-А+В=3270-979,45+2495,72

* Плата за 1 кВт. ч установлена за электрическую энергию, учтенную на стороне первичного напряжения головного абонентского трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторичного напряжения, то указанная плата умножается на коэффициент 1,025.

** Принимаем, что присоединенная мощность - мощность подстанции.