Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии (∑З), тыс. руб., определяются как:
∑З = Зам + Зэкс + Ззп+ Зсоц.ф.+ Зээ+Зсоб.ст.,
где Зам - амортизационные отчисления, тыс. руб.;
Зэкс - затраты на обслуживание электрооборудования, тыс. руб.;
Ззп - затраты на заработную плату работников энергохозяйства, тыс.руб.;
Зсоц.ф.- затраты на обязательные страховые платежи, тыс. руб.;
Зээ - плата за потребленную электроэнергию, тыс. руб.;
Зсоб.ст. - плата за выработку электроэнергии собственными установками.
Плата за потребленную электроэнергию (Зээ) тыс. руб., рассчитывается по формуле:
Зээ = (Эпотр (получ. со стороны)* βфакт)*Трэк + (Эпотр (получ. со стороны) *(100- βфакт))*Тсвобод.цена(факт),
где Эпотр (получ. со стороны) - потребление предприятия электроэнергии (получено со стороны), кВт ч;
Трэк - тарифы, утвержденные комиссией по государственному регулированию цен и тарифов;
Тсвобод.цена(факт) - фактическое значение свободных цен;
βфакт - фактическое значение, %, согласно приложению 8.
В дальнейшем βфакт должно быть скорректировано в связи с либерализацией цен. В 2012г. согласно законодательства РФ плана за потребленную электроэнергию по свободной цене составит 100 %.
Зсобст = Эпотр (собствен) * С,
где Эпотр (собствен)- потребление предприятия электроэнергии (собственными установками), кВт ч;
С - стоимость выработки электроэнергии собственными установками, принимается 1,2 руб./кВтч.
В дальнейшем стоимость выработки электроэнергии собственными установками будет увеличиваться на 9 % ежегодно.
Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии необходимо представить в таблице 6.
Таблица 6 - Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии
| № п/п | Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии | Тыс. руб. | |
| Амортизационные отчисления | Зам | ||
| Затраты на обслуживание электрооборудования | Зэкс | ||
| Затраты на заработную плату работников энергохозяйства | Ззп | ||
| Затраты на обязательные страховые платежи | Зсоц.ф. | ||
| Плата за потребленную электроэнергию | Зээ | ||
| Плаза за выработку электроэнергии собственными установками | Зсоб.ст. | ||
| Итого |
Себестоимость полезно потребленного киловатт-часа электроэнергии на предприятии (S), руб./кВт ч. рассчитывается по формуле:
S=∑З/Эпп,
где Эпп - полезно потребленная энергия, Эпп = Эпотр - Эп.
Заключение
В выводах по курсовой работе дается оценка плановых технико-экономических показателей электроснабжения предприятия (табл. 8), краткий анализ полученных результатов, намечаются перспективные планы по снижению себестоимости электроэнергии, экономии электроэнергии, повышению производительности труда и т.д.
Таблица 7 – Технико-экономические показатели электроснабжения предприятия
| № п/п | Наименование показателей | Ед.изм. | Величина |
| Количество электроэнергии, получаемой от энергоносителей | МВт ч. | Эпотр | |
| Капитальные вложения в строительство участка сети (ВЛ) | Тыс.руб. | Клэп | |
| Капитальные вложения в строительство подстанции предприятия | Тыс.руб. | Кп/с | |
| Потери электроэнергии | МВт ч. | Эп | |
| Затраты на заработную плату работников энергохозяйства и страховые платежи | Тыс.руб. | Ззп+ Зсоц.ф. | |
| Плата за потребленную электроэнергию по тарифу РЭК | Тыс.руб. | Зээ (РЭК) | |
| Плата за потребленную электроэнергию по свободной цене | Тыс.руб. | Зээ свобод.цена (факт) | |
| Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергии | Тыс.руб. | ∑З | |
| Количество полезно используемой электроэнергии | МВт ч. | Эпп | |
| Себестоимость 1 кВТ ч. полезно потребленной электроэнергии | Руб./кВт ч. | S |
Приложение 4
Поправочные коэффициенты к базовой стоимости воздушных линий электропередачи (ВЛ) и подстанции (ПС) для различных районах страны
| № п/п | Наименование укрупненного района страны | Коэффициент к базовой стоимости | |
| ВЛ | ПС | ||
| Центральные и южные районы европейской части | |||
| Северо-Запад | 1,03 | 1,03 | |
| Район Средней Волги | 1,02 | 1,01 | |
| Урал | 1,07 | 1,05 | |
| Северный Кавказ | 1,02 | 1,01 | |
| Закавказье | 1,06 | 1,02 | |
| Северный Казахстан | 1,12 | 1,1 | |
| Средняя Азия | 1,1 | 1,08 | |
| Центральная Сибирь | 1,22 | 1,2 | |
| Дальний Восток | 1,35 | 1,3 | |
| Магаданская, Якутская, Камчатская область | 2,1 | 1,75 |
Приложение 5
Поправочные коэффициенты на усложняющие условия
| № п/п | Условия строительства линий | Материал опор | ||
| дерево | металл | железобетон | ||
| При ветре 31-35 м/с | 1,08 | 1,06 | 1,06 | |
| При ветре 36-40 м/с | 1,1 | 1,15 | 1,11 | |
| В горных условиях | - | 1,81 | - | |
| В условиях городской и промышленной застройки | 1,4 | 1,6 | 1,7 | |
| На болотах и в поймах рек | 1,8 | 1,5 | 1,4 | |
| В прибрежных и загрязненных районах | 1,1 | 1,03 | 1,12 | |
| Вдоль действующей ВЛ | 1,02 | 1,02 | 1,02 | |
| В барханных песках | 1,05 | 1,04 | 1,04 | |
| В местности, покрытой валунами | 1,05 | 1,04 | 1,04 | |
| В особых районах по гололеду по отношению к 4-му району климатических условиях | 1,1 | 1,15 | 1,11 |
Приложение 6
Показатели стоимости ВЛ 110 и 220 кВ, тыс. руб./км
| Характеристика и материал опор | Район по гололеду | Марка провода при напряжении, кВ | |||||||
| АС-70 | АС-95 | АС-120 | АС-150 | АС-185 | АС-240 | АС-300 | АС-400 | ||
| Железобетонные одноцепные опоры | 11,0 | 11,4 | 11,2 | 11,9 | 12,9 | 14,3 | 18,7 | 20,6 | |
| 12,5 | 12,4 | 11,8 | 12,1 | 13,3 | 14,3 | 18,7 | 20,6 | ||
| 15,2 | 14,8 | 13,5 | 13,8 | 14,8 | 16,0 | 19,0 | 21,2 | ||
| 17,2 | 16,1 | 15,0 | 16,0 | 16,0 | 18,3 | 20,1 | 23,3 | ||
| Железобетонные двухцепные опоры | 16,2 | 17,4 | 18,0 | 20,8 | 22,8 | 24,8 | |||
| 18,2 | 18,2 | 18,7 | 20,8 | 22,8 | 24,8 | ||||
| 22,1 | 21,4 | 21,9 | 23,1 | ||||||
| 23,9 | 23,9 | 24,3 | 25,7 | 22,6 | 28,0 |
Примечание: С 2010 г. необходимо уточнять стоимость ВЛ согласно рыночным ценам.
Приложение 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 | - | |||
| 2хТОДН 25000/110/10 | БМК-110 | - | |||
| 2хТРДН 3000/110/10 | БМК-110 | - | |||
| 2хТРДН 40000/110/35/10 | БМК-110 | - | |||
| 2хАТДЦТН 125000/220/110/10 | У-220 | - | |||
| 2хАТДЦТН 32000/220/110/35 | У-220 | - |
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 прил.4 С 2010 г. необходимо уточнять стоимость оборудования согласно рыночным ценам.
Приложение 8
Тарифы по группам потребителей
| Группы потребителей | Плата за мощность, руб/Мвт | Тарифы, утвержденные РЭК ТРЭК, руб./Мвт ч | Фактическое значение свободных цен Тсвоб.цена(факт), руб./Мвт ч |
| Потребители, рассчитывающиеся по двухставочному тарифу | |||
| Из них: Водоканал, предприятия жилищно-коммунального хозяйства, бюджетные потребители | 186 550 | 1453,00 | |
| Остальные потребители | |||
| Высокое напряжение | 576 420 | 1 663,00 | |
| Среднее напряжение | 578 870 | 1 873,00 | |
| Низкое напряжение | 578 870 | 1 893,00 | |
| Потребители, рассчитывающиеся по одноставочному тарифу | |||
| Из них: Водоканал, предприятия жилищно-коммунального хозяйства, бюджетные потребители, электрифицированный городской транспорт | 1 943,69 | ||
| Остальные потребители (сельскохозяйственные потребители, электрифицированный железнодорожный транспорт) | |||
| высокое напряжение | 2 513,69 | ||
| среднее напряжение | 2 683,69 | ||
| низкое напряжение | 2723,69 | ||
| Остальные потребители, рассчитывающиеся по дифференцированному тарифу по числу часов использования заявленной мощности | |||
| высокое напряжение | от 7000 часов и более | 2 703,69 | |
| среднее напряжение | 2 913,69 | ||
| низкое напряжение | 2 933,69 | ||
| высокое напряжение | от 6000 до 7000 часов | 2 853,69 | |
| среднее напряжение | 3 063,69 | ||
| низкое напряжение | 3 093,69 | ||
| высокое напряжение | от 5000 до 6000 часов | 3 043,69 | |
| среднее напряжение | 3 253,69 | ||
| низкое напряжение | 3 283,69 | ||
| высокое напряжение | от 4000 до 5000 часов | 3 323,69 | |
| среднее напряжение | 3 533,69 | ||
| низкое напряжение | 3 533,69 |
Окончание прил.8
| Все уровни напряжения | до 4000 часов | 3 533,69 | ||||
| Потребители, рассчитывающиеся по зонным тарифам | ||||||
| Ночная зона | 1 587,90 | |||||
| полупиковая зона | 2 656,71 | |||||
| пиковая зона | 4 600,48 | |||||
Примечание: ßфакт= 62,73% фактическое значение. Для расчетов в период с 2010 и далее тарифы по группам потребителей, утвержденные РЭК и фактический уровень свободных цен по интегральному учету брать с сайта гарантирующего поставщика (www.belsbyt.ru).