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 варианта42. Производствометаллургия3. Расход ЭЭ на общезаводские и вспомогательные нужды %124. Расход ЭЭ на освещение %55. Отпуск ЭЭ сторонним потребителям %26. Потери ЭЭ % (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;)47. Средний cosф предприятия. 0,918. Длина питающей ЛЭП, км. 309. Район строительства. 3 (Средняя Волга) 10. Условия строительства8 (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, МВтНапряжение, кВВыбранное напряжение, кВДлина линии, кмпо кривым института Энергосетьпроектпо формуле Г.А. Илларионова50115112,5411030

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 трансформатораНом. напряжение, кВПределы регулирования, % DРх, кВт DРк, кВт Uk, % Ixx, % Стоим., тыс. руб. ТРДН-63000/110115/10,5±9´1,53417010,5-0,6578

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 Эi = Э удi · Пi, кВт*ч

п/пЦехи-потребители электроэнергииОбъем выпускаемой продукции (П) тыс. тонУдельный расход ЭЭ кВт*ч/тыс. т. (э) Активная энергия, кВт. ч1Доменный420013546002Мартеновский300015450003Конверторный27215674Электроплавильный220068515070005Прокатный590021123900Итого: 1731067

Таблица 5

Расход электроэнергии на общезаводские и вспомогательные нужды

расход электроэнергии Доля от общего потребления, %Активная энергия, кВт. чЭотп=?Эуд i · Пi расход электроэнергии на основной технологический процесс771731067Эовн= Эотп · ?овн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды; 12207728,04Эосв= (Эотп+ Эовн) ?осв расход электроэнергии на освещение; 596939,752Эст= (Эотп+Эовн+Эосв) · ?ст - электропотребление сторонних потребителей,240714,6958Эп - потери электроэнергии; (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;) 481429,3917Эпотр=Эотп+Эовн+Эосв+ Эп+Эст, 2157878,88

Суммарная потребность предприятия в электроэнергии:

Эпотр=Эотп+Эовн+Эосв+ Эп+Эст,

где Эотп=?Эуд i · Пi расход электроэнергии на основной технологический процесс;

Эовн= Эотп · ?овн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды;

Эосв= (Эотп+ Эовн) · ?осв расход электроэнергии на освещение;

Эст= (Эотп+Эовн+Эосв) · ?ст - электропотребление сторонних потребителей,

Эп - потери электроэнергии;

Эп рассчитываются аналогично расчету Эст.

Таблица 6

Расход электроэнергии на общезаводские и вспомогательные нужды

расход электроэнергии Доля от общего потребления, %Активная энергия, кВт. чЭотп=?Эуд i · Пi расход электроэнергии на основной технологический процесс771731067Эовн= Эотп · ?овн - расход электроэнергии на общезаводские вспомогательные нужды; 12207728,04Эосв= (Эотп+ Эовн) ?осв расход электроэнергии на освещение; 596939,75Эст= (Эотп+Эовн+Эосв) · ?ст - электропотребление сторонних потребителей,240714,69Эп - потери электроэнергии; (Потери заданы в процентах от общего электропотребления на основной технологический процесс, вспомогательные нужды и освещение;) 481429,39Эпотр=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 статейСтатья балансаЕдиница измеренияКоличество% > на 25%летозимаРасходная часть: 1Основной техн. процессМВт*ч1731,070,1865,53865,532Вспомогательные нуждыМВт*ч207,730,0103,86103,863ОсвещениеМВт*ч96,940,036,3560,594Сторонние потребители (столовые, клубы, магазины, и. т.д.) МВт*ч40,710,015,2725,455Потери МВт*ч81,430,040,7140,71 Всего расходная частьМВт*ч2157,88100,01061,731096,15 Приходная часть: 1Получено со стороныМВт*ч1726,3080,0849,39876,922Выработано собственными генерирующими установкамиМВт*ч431,5820,0212,35219,23 Всего приходная частьМВт*ч2157,88100,01061,731096,15

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:

Клэп=Ктр · Куд·L · Кту,

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:

Кп/с= (Кру+Ктп+Кдр.) ·Ктр,

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 элементаЕдиница измерения КоличествоСтоимость единицы с учетом поправочных коэффициентовСуммарная стоимость, тыс. руб. 1) ЛЭП 110кВ на ж/б опорахТыс. руб2696,9456 1393,891 2) ПодстанцияТыс. руб784001568002хТРДН-63000/110/10Шт. 2БМК-110Шт. 5ВВ-10 TELШт. 48Всего по п/п 1,2Тыс. руб158193,9

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/пНаименования оборудованияСтоимость Тыс. руб. Нормы отчисления, %Сумма отчисления, тыс. руб. На амортизациюНа обслуживаниеНа амортизациюНа обслуживание1ЛЭП1393,892,40,433,455,582Подстанция78400,006,445017,603136,00Итого79793,89 5051,053141,58

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, профессийЧислен-ностьЗаработная платаМесячный фонд заработной платы, руб. Всего годовой фонд оплаты труда, руб. Отчисления в социальные фонды за год, руб. МесячныйПремияоклад, руб. %Руб1Главный энергетик12200020440026400316800833182Зам. гл. энергетика11600020320019200230400605953Ведущий инженер11400020280016800201600530214Инженер11200020240014400172800454465Ст. техник180002016009600115200302986Техник170002014008400100800265107Мастер312000202400432005184001363398Бригадир311000202200396004752001249789Эл. Монтер 4 разряда3100002020003600043200011361610Эл. Монтер 3 разряда6950020190068400820800215870Всего21 2820003384000889992

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 = Зам + Зэкс + Ззп + Зсоц. ф. + Зээ + Зсоб. 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)

Зээ = (Эпотр (получ. со стороны) х ?факт) х ТРЭК + (Эпотр (получ. со стороны) х (100 - ?факт))) * Тсвоб. цена (факт), тыс. руб.;

где Эпотр (получ. со стороны) - потребление предприятия электроэнергии (получено со стороны), кВт. ч; ТРЭК - тарифы, утвержденные комиссия по государственному регулированию цен и тарифов; Тсвоб. цена (факт) - фактическое значение свободных цен. ?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 ?факт) х ТРЭК + (Эпотр (получ. со стороны) х (100 - ?факт))) * Тсвоб. цена (факт), тыс. руб.; 257350144,65Эпотр (получ. со стороны) - потребление предприятия электроэнергии (получено со стороны), кВт. ч; 1726,30ТРЭК - тарифы, утвержденные комиссия по государственному регулированию цен и тарифов; руб/МВтч1660Тсвоб. цена (факт) - фактическое значение свободных цен.; руб/МВтч1361,04?факт,% фактическое значение, сайт www.belsbyt.ru/43,39

Зсоб. ст = Эпотр (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 электроэнергиитыс. руб. 1Амортизационные отчисленияЗам5051,052Затраты на обслуживание электрооборудованияЗэкс3141,583Затраты на заработную плату работников энергохозяйстваЗзп2494008,004Затраты в социальные фондыЗсоц. ф. 889992,005Плата за потребленную электроэнергиюЗээ257350,146Плата за выработку электроэнергии собственными установкамиЗсоб. ст 0,037Итого3649542,81

Себестоимость полезно потребленного киловатт - часа электроэнергии на предприятии,

S=?З / Эпп, руб. /кВт*ч

Где Эпп = Эпотр - Эп - 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/пНаименование показателейЕдиница измеренияОбозначениеВеличина1Количество электроэнергии, получаемой от энергоносителейМВт*чЭпотр2157 2Капитальные вложения в строительство участка сети (ЛЭП)тыс. рубКлэп1393,8913Капитальные вложения в строительство подстанции предприятиятыс. рубКп/с79793,894Потери электроэнергии МВт*чЭп81,4295Затраты на заработную плату работников энергохозяйстватыс. рубЗзп3384000 6Плата за потребленную электроэнергию по тарифу РЭКтыс. рубЗээ (РЭК) 257350,147Плата за потребленную электроэнергию по свободной ценетыс. рубЗээ своб. цена (факт),8Годовые эксплуатационные затраты предприятия по передаче и распределению электроэнергиитыс. руб?З3649542,81 9Количество полезно используемой электроэнергииМВт*чЭпп2076449,4910Себестоимость кВт. ч полезно потребленной электроэнергиируб. /кВт. чS1,75758805

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 страныКоэффициент к базовой стоимостиВЛПС1. Центральные и южные районы европейской части112. Северо-Запад1,031,033. Район Средней Волги1,021,014. Урал1,071,055. Северный Кавказ1,021,016. Закавказье1,061,027. Северный Казахстан1,121,18. Средняя Азия1,11,089. Центральная Сибирь1,221,210. Дальний восток1,351,311. Магаданская, Якутская, Камчатская область2,11,75

Таблица 5

Поправочные коэффициенты на усложняющие условия

Условия строительства линийМатериал опордеревоМеталлЖелезобетон1. При ветре 31…35 м/с1,081,061,062. При ветре 36…40 м/с1,11,151,113. В горных условиях-1,81-4. В условиях городской и промышленной застройки1,41,61,75. На болотах и в поймах рек1,81,51,46. В прибрежных и загрязненных районах1,11,031,127. Вдоль действующей ВЛ1,021,021,028. В барханных песках1,051,041,049. В местности, покрытой валунами1,051,041,0410. В особых районах по гололеду по отношению к 4-му району климатических условий1,11,151,11

Примечание к исходным данным:

1. Принять материал опор - железобетон.

Таблица 6

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

Характеристика и материал опорРайон по гололедуМарка провода при напряжении, кВ110220АС-70АС-95АС-120АС-150АС-185АС-240АС-300АС-400Железобетонные одноцепные111,011,411,211,912,914,318,720,6212,512,411,812,113,314,318,720,6315,214,813,513,814,816,019,021,2417,216,115,016,016,018,320,123,3Железобетонные двухцепные116,217,418,020,822,824,8218,218,218,720,822,824,8322,121,421,923,12126423,923,924,325,722,628,0

Таблица 7

Показатели стоимости ПС

Количество, тип силовых трансформаторов, сочетание напряжения Высшее напряжениеНизшее напряжениеТип выключателяКоличество линейных ячеекТип выключателяКоличествоСтоимость, тыс. руб. 2хТМН-6300/110/10БМК-1102-12274002хТОДН-25000/110/10БМК-1105-32530002хТРДН-63000/110/10БМК-1105-48784002хТРДН-40000/110/35/10БМК-1107-48859002хАТДЦТН-125000/220/110/10У-2202-46820002хАТДЦТН-32000/220/110/35У-2205-497700

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. *)

Расчетфактических уровней свободных цен по интегральному учету, сентябрь 2009г. ?прог эл эн 43,39%Группы потребителейПлата за мощность Тарифы, утвержденные Индикативная цена электроэнергии, учтенная в регулированииСвободная цена электроэнергии, текущего месяцаРасчетруб/МВтруб/МВтчруб/МВтчруб/МВтчСмСАВБазовые потребители электрической энергии: - рассчитывающиеся по двухставочному тарифу467 300 1 100,00 369,29706,81 Рэ=С-А+В=1100-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=467300-339922,83+346411,64 - рассчитывающиеся по одноставочному тарифу 1 660,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=1660-979,45+1361,04Потребители, рассчитывающиеся по двухставочному тарифу: из них: Водоканал, предприятия ЖКХ, бюджетные потребители186 550 1 160,00 369,29706,81 Рэ=С-А+В=1160-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=max{186550-339922,83; 0}+346411,64Остальные потребители высокое напряжение576 420 1 370,00 369,29706,81 Рэ=С-А+В=1370-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=576420-339922,83+346411,64 среднее напряжение 578 870 1 580,00 369,29706,81 Рэ=С-А+В=1580-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=578870-339922,83+346411,64низкое напряжение578 870 1 600,00 369,29706,81 Рэ=С-А+В=1600-369,29+706,81 Рм=max{См-Ам; 0}+Вм=578870-339922,83+346411,64Потребители, рассчитывающиеся по одноставочному тарифу: из них: Водоканал, предприятия ЖКХ, бюджет-ные потребители, электрофицированный городской транспорт 1 530,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=1530-979,45+1361,04Остальные потребители (с/х потребители, и пр.) высокое напряжение 2 100,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2100-979,45+1361,04среднее напряжение 2 270,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2270-979,45+1361,04низкое напряжение 2 310,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2310-979,45+1361,04Остальные потребители - дифференцированные тарифы по числу часов использования заявленной мощности высокое напряжениеот 7000 часов и более2 290,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2290-979,45+1361,04среднее напряжение 2 500,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2500-979,45+1361,04низкое напряжение2 520,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2520-979,45+1361,04высокое напряжениеот 6000 до 7000 часов2 440,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2440-979,45+1361,04среднее напряжение 2 650,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2650-979,45+1361,04низкое напряжение2 680,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2680-979,45+1361,04высокое напряжениеот 5000 до 6000 часов2 630,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2630-979,45+1361,04среднее напряжение 2 840,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2840-979,45+1361,04низкое напряжение2 870,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2870-979,45+1361,04высокое напряжениеот 4000 до 5000 часов2 910,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=2910-979,45+1361,04среднее напряжение 3 120,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04низкое напряжение3 120,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04Все уровни напряжениядо 4000 часов3 120,00 979,451 361,04 Рэ=С-А+В=3120-979,45+1361,04Потребители, рассчитывающиеся по зонным тарифам: ночная зона 1 980,00 979,45632,74 Рэ=С-А+В=1980-979,45+632,74полупиковая зона 2 250,00 979,451 440,85 Рэ=С-А+В=2250-979,45+1440,85пиковая зона 3 270,00 979,452 495,72 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.

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

Больше работ по теме: