Организационно-экономическое обоснование модернизации электроснабжения пос. Апраксино Костромской области Костромского района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Департамент научно-технологической политики и образования

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Костромская государственная сельскохозяйственная академия

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине «Организация и управление производством»

На тему:

Организационно-экономическое обоснование модернизации электроснабжения пос. Апраксино Костромской области Костромского района

Караваево 2016



Содержание

• Введение
• Глава 1. Организационно-экономическая характеристика предприятия
• 1.1 Общие сведения о предприятии
• 1.2 Основные показатели производственной, экономической и финансовой деятельности предприятия
• 1.3 Данные об энергетических ресурсах и их структуре. Характеристика активов
• Глава 2. Организационно-экономическое обоснование модернизации электроснабжения поселка Апраксино
• 2.1 Значение модернизации электроснабжения поселка Апраксино
• 2.2 Преимущества линий с СИП по сравнению с линиями, выполненными неизолированными проводами
• Глава 3. Экономическая оценка выбора средств электрификации
• 3.1 Расчет затрат на проведение необходимых работ в рамках задачи
• 3.2 Определение общей суммы капитальных вложений. Расчет годовых эусплуатационных затрат
• 3.3 Расчет экономического эффекта от реальзации проетка
• Заключение
• Список использованной литературы

• Глава 1. Организационно-экономическая характеристика предприятия

1.1 Общие сведения о предприятии

МРСК «Центра» - это ведущая электросетевая компания России. Компания ведет бизнес на территории 11 областей Центральной части России, обеспечивая электроэнергией население, крупные промышленные компании и предприятия транспорта и сельского хозяйства, социально значимые объекты, осуществляя технологическое присоединение новых потребителей к электрическим сетям.

Компания была основана в 2004 г. в процессе реформирования российской электроэнергетики и разделения энергокомпаний по видам деятельности, их последующей региональной интеграции. Сегодня МРСК Центра - одна из 11 таких межрегиональных сетевых компаний.

Свою деятельность Компания ведет в регионах с устойчивыми перспективами экономического роста, что является одним из конкурентных преимуществ.

Компания осуществляет свою деятельность на территории площадью 457,7 тыс. кв. км. Передачу и распределение электроэнергии, а также подключение клиентов к электрическим сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ обеспечивают 11 филиалов Компании (Рис. 1.1.1).

В группу МРСК Центра входят 4 компании - АО "Ярославская электросетевая компания" и ЗАО "Центр инноваций и энергоэффективности", В г. Ярославле, АО "Санаторий "Энергетик" в г. Тамбове и ОАО "Энергосервисная компания" в г. Липецке.

Под управлением МРСК Центра по состоянию на 31.12.2014 находятся:

ь 2 363 подстанции 35-110 кВ общей мощностью 33 936 МВА;

ь 95 183 трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ и распределительных пункта 6-10 кВ общей мощностью 17 592 МВА;

ь 379 144 км воздушных линий (по трассе);

ь 14 259 км кабельных линий.

Численность сотрудников в Компании по состоянию на 31.12.2014 [4] составила 29 657 человек (Таблица 1.1.1)

Таблица 1.1.1

Распределение среднесписочной численности персонала в 2014 году по филиалам МРСК «Центра», %.

Название филиала	Среднесписочная численность
Белгородэнерго	13
Брянскэнерго	7
Воронежэнерго	11
Костромаэнерго	6
Кусркэнерго	9
Липецкэнерго	8
Орелэнерго	6
Смоленскэнерго	12
Тамбовэнерго	7
Тверьэнерго	11
Ярэнерго	7

«Филиал ПАО «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» является основной электросетевой организацией на рынке услуг по передаче электрической энергии Костромской области. Основные потребители Костромаэнерго - население, предприятия машиностроения, металло- и деревообработки, сельского хозяйства. Чтобы удовлетворить растущие потребности региона в электроэнергии, филиал на протяжении последних десяти лет планомерно наращивает объемы инвестиционной и ремонтной программ, совершенствует оборудование, внедряет в свою повседневную работу новейшие технологии и инновационные разработки. А реализуемые в области крупные и значимые инвестиционные проекты обязательно находят свое отражение в инвестпрограмме «Костромаэнерго».



1.2 Основные показатели производственной, экономической и финансовой деятельности предприятия

Финансово-экономические показатели деятельности компании МРСКА «Центра» за 2012-2014 гг. представлены в таблице 1.2.1 (млрд. руб.).

Таблица 1.2.1

Финансово-экономические показатели деятельности компании.

Показатель	2012	2013	2014	Отклонение 2014/2013
				млрд. руб.	%
Выручка	69,4	92,9	86,7	-6,2	-6,7
Себестоимость	(57,3)	(78,1)	(73,9)	-4,2	-5,4
Валовая прибыль	12,1	14,8	12,8	-2,0	-13,5
Управленческие расходы	(2,09)	(2,14)	(2,11)	-0,03	-1,4
Коммерческие расходы	-	(1,19)	(0,65)	-0,54	-45,4
Прибыль от продаж	10,01	11,5	10,0	-1,5	-13,0
Чистая прибыль	3,5	0,3	3,3	3,0	1 000,0

По итогам 2014 г. выручка Компании составила 86,7 млрд. руб. Снижение доходов на 6,2 млрд. руб. (-6,7%) связано с передачей в 2014 г. функции гарантирующего поставщика организациям - победителям конкурсов Министерства энергетики Российской Федерации.

Объемы оказанных услуг по передаче электроэнергии в 2012-2014 гг. представлены в таблице 1.2.2.

Таблица 1.2.2

Объем оказанных услуг по передаче электроэнергии в 2012-2014 гг.

Показатель	Ед. изм.	2012	2013	2014	Отклонение 2014/2013
					млрд кВтч.	%
Отпуск электроэнергии в сеть	Млрд. кВт/ч	64	63,6	62,8	-0,8	-1,3
Полезный отпуск электроэнергии		57,9	57,8	57	-0,8	-1,4
Потери электроэнергии		6.1	5,83	5,76	-0,07	-1,2
Объем оказанных услуг по передаче электроэнергии в сеть		54,1	55,2	54,4	-0,8	-1,4

Средневзвешенные «котловые» тарифы на услуги по передаче электроэнергии в 2012-2014 гг. представлены в таблице 1.2.3.

Таблица 1.2.3

Средневзвешенные «котловые» тарифы на услуги по передаче электроэнергии в 2012-2014 гг.

Показатель	Ед. изм.	2012	2013	2014
Средний тариф на услуги по передачи электроэнергии в сеть	Коп./кВтч	128,37	141,52	146,57
Прирост	%	1,4	10,2	3,6

Исходя из предоставленных исходных данных, приведем примеры расчета некоторых экономических показателей.

Выручку (ДВ, млрд. Руб.) можно найти по следующей формуле:

ДВ = Тариф * Z_общ(1.2.1)

Где Тариф - Средний тариф на услуги по передачи электроэнергии в сеть, руб./кВтч;

Z_общ - Объем оказанных услуг по передаче электроэнергии в сеть, млрд. кВтч.

Для 2012 года денежная выручка будет равна:

Себестоимость электрической энергии (Себест, млрд. руб.) состоит из подконтрольных (Р_подк, млрд. руб.) и неподконтрольных (Р_неподк, млрд. руб.) расходов. Неподконтрольные расходы составляют 39,6 млрд. руб. Они включают в себя затраты на компенсацию потерь, амортизацию основных средств, услуги ТСО и услуги ОАО «ФСК ЕЭС». Подконтрольные расходы равны 17,7 млрд. руб. и состоят из материальных затрат, услуг производственного характера, затрат на персонал и прочих затрат.

(1.2.2)

Валовая прибыль (ВП, млрд. руб.) можно найти по формуле:

(1.2.3)

Прибыль от продаж (П_пр, млрд. руб.)можно найти по формуле:

(1.2.4)

Где Р_у - управленческие расходы, млрд. руб.;

Р_к - коммерческие расходы, млрд. руб.

В связи с особенностями бухгалтерского учета доходы от продажи электроэнергии фактически включают часть выручки Компании за услуги по передаче электроэнергии. По итогам 2014 г. получена чистая прибыль в размере 3,3 млрд руб., что выше показателя 2013 г. на 3,0 млрд руб. На рост чистой прибыли Компании в большей степени повлияли сокращение прочих расходов на 3,3 млрд руб., рост прочих доходов на 1,6 млрд руб., а также снижение коммерческих расходов на 0,54 млрд руб. Структура чистой прибыли в 2012-2014 гг. представлена в таблице 1.2.4.

Таблица 1.2.4

Структура чистой прибыли в 2012-2014 гг.

Показатель	2012	2013	2014	Отклонение 2014/2013
				млрд.. руб	%
Чистая прибыль, в том числе:	3,5	0,3	3,3	3,0	1000,0
От передачи электроэнергии	2,4	-1,0	2,8	3,8	-
От технологического присоединения	0,7	0,5	0,9	0,4	80,0
От продажи электроэнергии	-	0,4	-0,8	-1,2	-
прочая	0,31	0,35	0,40	0,05	14,3



Показатели, характеризующие финансовое состояние Общества в 2012-2014 гг., представлены в таблице 1.2.5.

Таблица 1.2.5

Финансовое состояние в 2012-2014 гг., млрд. руб.

Показатель	Ед. изм.	2012	2013	2014	Отклонение 2014/2013, п./пп../%
Денежные средства	млрд. руб.	0,9463	1,0304	0,3673	35,6%
Краткосрочные обязательства	млрд. руб.	14,148	13,867	19,933	143,7%
Краткосрочные финансовые вложения	млрд. руб.	-	-	-	-
Дебиторская задолженность	млрд. руб.	13,459	13,024	16,713	128,3%
Общая величина оборотных активов	млрд. руб.	16,419	16,458	19,219	116,8%
Собственный капитал	млрд. руб.	53,545	52,975	56,231	106,1%
Внеоборотные активы	млрд. руб.	82,694	88,529	92,173	104,1%
Валюта баланса	млрд. руб.	99,113	104,98	111,392	106,1%
Долгосрочные обязательства	млрд. руб.	31,419	38,145	35,227	92,4%
Показатели ликвидности
Коэффициент абсолютной ликвидности	-	0,07	0,07	0,02	-0,05
Коэффициент срочной ликвидности	-	1,06	1,04	0,87	-0,17
Коэффициент текущей ликвидности	-	1,16	1,19	0,96	-0,23
Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами	-	0,14	0,16	-0,04	-0,2
Показатели финансовой устойчивости
Коэффициент автономии	-	0,54	0,50	0,50	-
Коэффициент финансовой устойчивости	-	0,86	0,87	0,82	-0,05
Соотношение заемного и собственного капиталов (плечо финансово рычага)	-	0,85	1,001	0,98	-0,021
Коэффициент концентрации заемного капитала	-	0,46	0,49	0,5	0,01

Коэффициент абсолютной ликвидности (Л_аб) определяется по формуле:

(1.2.5)

Где ДС - Денежные средства, млрд. руб.;

КФС - Краткосрочные финансовые вложения, млрд. руб.

ТО - текущие обязательства, млрд. руб.

Этот коэффициент характеризует возможность погашения краткосрочных обязательств за счет свободных денежных средств и краткосрочных финансовых вложений. Для 2014 года коэффициент абсолютной ликвидности будет равен:

Коэффициент абсолютной ликвидности в 2014 составил 0,02, что ниже значения в 2013 на 0,05 п. Рекомендуемое значение данного коэффициента от 0,2 до 0,5. На снижение показателя повлияло уменьшение размера денежных средств и их эквивалентов по итогам 2014 г.

Коэффициент срочной (критической) ликвидности (Л_ср) определяется по формуле:

(1.2.6)

Где КДЗ - краткосрочная дебиторская задолженность, млрд. руб.

Коэффициент срочной ликвидности отражает степень покрытия краткосрочных обязательств за счет высоколиквидных и среднеликвидных оборотных активов.

Для 2014 года коэффициент срочной ликвидности будет равен:

Коэффициент срочной ликвидности в 2014 составил 0,87, что ниже значения в 2013 на 0,17 п. Этот коэффициент находится рекомендуемом пределе от 0,8 до 1.

Коэффициент текущей ликвидности (Л_тек) определяется по формуле:

(1.2.7)

Где ОА - общая величина оборотных активов, млрд. руб.;

Для 2014 года коэффициент текущей ликвидности будет равен:

Коэффициент текущей ликвидности в 2014 составил 0,96, что ниже значения в 2013 на 0,23 п. Этот коэффициент находится ниже рекомендуемого предела (1,5…2).

Коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами (К_осс) определяется по формуле:

(1.2.8)

Где СК - собственный капитал, млрд. руб.;

ВА - внеоборотные активы, млрд. руб.

Коэффициент обеспеченности собственными средствами показывает долю оборотных активов компании, финансируемых за счет собственных средств предприятия. Для 2014 года коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами равен:

Коэффициент автономии (К_а) определяется по формуле:

(1.2.9)

Где ВБ - Валюта баланса, млрд. руб.;

Данный коэффициент показывает долю собственных средств в общей сумме активов Компании. Для 2014 года коэффициент автономии будет равен:

В течение 2012-2014 гг. коэффициент автономии практически не менялся и находился на границе рекомендуемого уровня ().

Коэффициент финансовой устойчивости (К_фу) определяется по формуле:

(1.2.10)

Где ДО - долгосрочные обязательства, млрд. руб.;

Для 2014 года коэффициент финансовой устойчивости будет равен:

Данный коэффициент снизился на 0,05 п. с 2013 по 2014 гг. но остался в рекомендуемых пределах (0,8…0,9).

1.3 Данные об энергетических ресурсах и их структуре. Характеристика активов

ПАО «МРСК Центра» осуществляет деятельность по передаче электроэнергии на территории 11 регионов и обеспечивает электроэнергией крупные предприятия промышленности, транспорта, сельского хозяйства, а также население регионов.

В каждом регионе расчет за услуги по передаче электроэнергии осуществляется по единым тарифам, вне зависимости от того, к электрическим сетям какой сетевой компании присоединен потребитель. Расчеты между сетевыми компаниями производятся по индивидуальным тарифам, установленным для взаиморасчетов пары сетевых организаций.

Под управлением ПАО «МРСК Центра» находятся активы, представленные в таблице 1.3.1.



Таблица 1.3.1

Активы, находящиеся под управлением ПАО «МРСК Центра»

Наименование актива	Ед. изм.	2012	2013	2014
Подстанции 0,4-110 кВ	шт.	95 262	96 849	98 288
Установленная мощность	МВА	50 413	51 312	52 008
ПС 35-110 кВ	шт.	2 358	2 359	2 363
	МВА	33 104	33 562	33 936
ПС 6-35/0,4 кВ	шт.	92 904	94 490	95 925
	МВА	17 310	17 749	18 072
Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ	шт.	92 214	93 793	95 183
	МВА	16 696	17 227	17 592
Распределительные пункты 6-10 кВ	шт.	690	697	742
	МВА	613	522	479
Протяженность воздушных линий 0,4-110 кВ по трассе	км	376 008	378 118	379 144
ВЛ 110 кВ и выше	км	21 570	21 596	21 601
ВЛ 35 кВ	км	30 392	30 378	30 390
ВЛ 6-10 кВ	км	169 942	170 645	171 230
ВЛ 0,4 кВ	км	154 105	155 498	155 923
Протяженность кабельных линий 0,4-110 кВ	км	13 033	13 846	14 259
КЛ 110 кВ и выше	км	15	35	36
КЛ 35 кВ	км	11	20	26
КЛ 6-10 кВ	км	6 943	7 322	7 552
КЛ 0,4 кВ	км	6 064	6 469	6 645

Удельная аварийность в 2012-2014 гг. представлена в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2

Удельная аварийность в 2012-2014 гг.

Показатель	Ед. изм.	2012	2013	2014
Количество технологических нарушений	шт.	41 659	29 265	20 797
Удельная аварийность	шт. на 1000 ед. оборудования	26,2	18,1	12,4

По таблице 1.3.2 видно, что с 2012 по 2014 гг. удельная аварийность значительно снизилась. Количество технологических нарушений уменьшилось более, чем на 50%.



Таблица 1.3.3

Уровень износа в 2012-2014 гг.

Наименование актива	Уровень износа, %
Воздушные линии 0,4-110 кВ	74,5 %
Кабельные линии 0,4-110 кВ	58,8 %
Трансформаторное оборудование 3-110 кВ	77,3 %
Коммутационные аппараты 3-110 кВ	65,9 %
Оборудование подстанций 3-110 кВ	72,4 %
Общий износ организационной единицы	73,2 %

Уровень износа объектов электросетевого хозяйства ПАО «МРСК Центра» по состоянию на 31.12.2014 составляет 73,2% (Табл. 1.3.3). Это весьма высокий показатель.

При расчете износа активов учитывается нормативный срок службы объектов:

- 25 лет для подстанций и кабельных линий;

- 35 лет для воздушных линий.

Высокий уровень износа объектов электросетевого хозяйства ставит перед компанией вопрос о необходимости повышения эффективности управления производственными активами. В этой связи в 2006 г. ПАО «МРСК Центра» приняло решение о создании Системы управления активами (далее - СУА). Развитие СУА Общества потребовало разработки новых подходов к управлению производственными активами электросетевых компаний. На сегодняшний день СУА полностью внедрена.

экономический электроснабжение самонесущий изолированный



Глава 2. Организационно-экономическое обоснование модернизации электроснабжения поселка Апраксино

2.1 Значение модернизации электроснабжения поселка Апраксино

Одним из современных требовании, предъявляемым к строительству новых и реконструкции старых воздушных линий электропередачи (ВЛ). является применение самонесущих изолированных проводов (СИП). Самонесущий изолированный провод - это многожильный провод для воздушных линий электропередачи, содержащий изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для крепления или подвески провода.

В Российской Федерации активное внедрение данных технологий началось с 2002 года, когда собственные кабельные предприятия смогли освоить качественный провод СИП по конкурентным ценам. На сегодня протяженность распределительных сетей 0,4х10 кв с применением СИП составляет тысячи километров. Накопленный за эти годы опыт эксплуатации показывает бесспорные преимущества изолированных проводов перед неизолированными (марки А и АС).

Для такого большого поселка, как Апраксино, замена голых проводов на СИП повысит качество передаваемой электрической энергии, снизит ее стоимость и уменьшит среднее количество аварийных отключений.

2.2 Преимущества линий с СИП по сравнению с линиями, выполненными неизолированными проводами

В результате эксплуатации линий с СИП отмечаются их следующие преимущества по сравнению с линиями, выполненными неизолированными проводами:

1) Снижение потери напряжения благодаря значительно меньшему реактивному сопротивлению (в среднем 0,1 Ом/км вместо 0,35 Ом/км), что увеличивает нагрузку в кВт при аналогичной линии и такой же потере напряжения с соответственно повышает качество переданной энергии при той же нагрузке.

2) Улучшение рабочих условий за счет устранения возможности контакта с посторонними предметами.

3) Уменьшение необходимой ширины вырубки в лесистой местности.

4) Снижение риска возникновения пожаров в лесистой или покрытой кустарником местности при падении провода на землю.

5) Уменьшение допустимого расстояния до строений и других воздушных (например, телефонных) линий, что обеспечивает большую гибкость при прокладке.

6) Возможность использования более коротких опор- допустимое расстояние до поверхности земли для изолированных проводов составляет 4 м, для неизолированных - 6 м.

7) Возможность установки дополнительных СИП параллельно существующим для увеличения пропускной способности сети (что недопустимо при использовании неизолированных проводов).

8) Возможность совместной прокладки на одних и тех же опорах одновременно СИП 0,38 кВ и высоковольтных воздушных линий 6-20 кВ с неизолированными или защищенными проводами.

9) Упрощение процесса прокладки новой линии, относительная простота переоборудования существующих линии с неизолированными проводами на линии ВЛИ с самонесущими изолированными проводами.

10) Возможность одновременного монтажа на одних и тех же опорах телефонных линий (на 0,5 м ниже линии с СИП).

11) Снижение вероятности разрыва фазных проводов посторонними механизмами. Обеспечение бесперебойного электроснабжения в случае срыва СИП с опор.

12) Полное устранение опасности контакта с проводом, в том числе для птиц.

13) Безопасность и экономичность подключения потребителей (разводки), которое можно проводить под напряжением.

14) Полная защищенность от воздействия влаги и коррозионная устойчивость благодаря изоляции проводов и наличию современных нержавеющих и водозащищенных монтажных изделий и разъемов.

15) Устранение опасности замыкания фазы на землю из-за поломки изолятора или контакта провода с ветками деревьев.

16) Полностью исключается возможность схлёстывания проводов из-за ветра или атмосферной неустойчивости, что является причиной 40 % аварий в сетях с применением неизолированных воздушных проводов.

17) Мелкие повреждения изоляционного материала не требуют немедленного ремонта.

18) Уменьшение числа аварий более чем в 5 раз.



Глава 3. Экономическая оценка выбора средств электрификации

3.1 Расчет затрат на проведение необходимых работ в рамках задачи

Правильная организация строительно-монтажных работ предусматривает применение передовых методов в строительстве энергетических объектов:

- сборные конструкции, однотипных блоков и средств комплексной механизации, а также организацию труда при ведении строительно-монтажных работ.

- Необходимо определить перечень работ, их последовательность и продолжительность. Все данные по строительству занесены в таблицу 3.2.1.

Таблица 3.2.1

Характеристика строительно-монтажных работ

Наименование оборудования	Продолжительность работ	Количество занятых	Трудоёмкость
	час.	чел.	чел*час
1. Покупка электрооборудования и материалов	24	4	96
2. Подготовка и проведение ознакомительных работ	4	4	16
3. Демонтаж проводов ВЛ	12	10	120
4. Скатка проводов	5	4	20
5. Доставка проводов	4	4	16
6. Размотка проводов	8	4	32
7. Подъем проводов на опоры	5	10	50
8. Регулирование проводов	2	5	10
9. Монтаж проводов	5	10	50
10. Подключение ВЛ к подстанции	3	3	9
11. Испытание оборудования под нагрузкой	7	8	56
12. Выявление дефектов	2	3	6
13. Исправление дефектов	4	4	16
14. Сдача сети в эксплуатацию	2	3	6
Итого			443

3.2 Определение общей суммы капитальных вложений. Расчет годовых эксплуатационных затрат

Воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ) напряжением до 1 кВ представляют собой линии электропередач, выполненные на опорах с применением железобетонных, деревянных или металлических стоек, фасадах зданий и сооружений. Железобетонные опоры используют в качестве концевых и ответвительных. К таким опорам подвешиваются СИП, крепление которых к опорам осуществляется с помощью специальной арматуры, в основном с помощью крюков, бандажных лент и других металлоконструкций, а также поддерживающих и натяжных зажимов, а их соединения и ответвления - с помощью соединительных и ответвительных зажимов.

Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция) и перечня необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект (Табл. 3.3.1). Расчет стоимости выполнен на участках магистральных линий электропередачи поселка Апраксино протяженностью 4,64 км со следующими параметрами: число опор - 103 штуки; сечение фазных проводов - 70 мм². Предполагается, что для строительства используется типовая арматура (Табл. 3.3.2). Ее стоимость берется в соответствии со среднерыночной ценой.

Капитальные вложения на покупку провода (КВ_П)можно найти по формуле:

(3.2.1)

где Ц - цена провода за 1 метр, руб.

Л - длина участков ВЛ, м

Для провода АС-70 учтем, что нам необходимо провести три фазных провода и один нулевой:

Для провода СИП-2:

Таблица 3.2.1

Капитальные вложения

Наименование показателя	Капитальные вложения для неизолированного провода (4хА-70), руб.	Капитальные вложения для СИП2-3х70+54,6, руб.	Экономический результат
Капитальные вложения на покупку проводов для ВЛ 0,4 кВ	928000	1057920	Стоимость ВЛИ с СИП увеличивается на 14%
Строительно-монтажные работы на возведение ВЛ 0,4 кВ	3193592	2987986	Стоимость строительно-монтажных работ уменьшается на 6,9%
Итого:	4121592	4045906

Таблица 3.2.2

Перечень необходимых материалов и их стоимость

Конструктивное исполнение ВЛ
Неизолированные провода 4хАС-70	СИП2-3х70+54,6
Арматура	Кол-во	Стоимость, руб.	Арматура	Кол-во	Стоимость, руб.
Изолятор ТФ 12.01	464	123192	Анкерный кронштейн	56	168432
Хомут Х10	232	377000	Анкерный зажим	56	437088
Траверса ТН2	232	893200	Поддерживающий кронштейн	84	261000
ЖБ опора	162	972000	Поддерживающий зажим	84	388368
			Ленточный хомут	278	285360
			Скрепа для хомута	278	48952
			Монтажный ремешок	348	28536
			Соединительная гильза	20	49764
			Ответвительный зажим	40	150336
			ЖБ опора	103	618000
Итого		2365392	Итого		2435836



Таблица 3.2.3

Затраты на установку одной ЖБ опоры

Наименование работ	Цена, руб.
Установка ЖБ опор ЛЭП	2000
Установка узла крепления У1; У2; У3	750
Разгрузка опор ЛЭП	400
Развоз опор ЛЭП по территории	400
Итого	3550

Строительно-монтажные работы включают в себя:

(3.2.2)

где М - затраты на покупку материалов, руб.

МО - затраты на монтаж опор, руб.

От - отчисления на социальные нужды, руб.

ЗП - заработная плата рабочим, руб.

Минимальный размер оплаты труда:

(3.2.3)

Учитывая 40-часовую рабочую неделю (289 рабочих дней в году)

Отчисления на социальные нужды в 2015 году берутся в размере 30% от фонда заработной платы [8] (22% -Пенсионный фонд; 5,1% - Фонд обязательного медицинского страхования; 2,9% - Фонд социального страхования).

Затраты на строительно-монтажные работы с неизолированными проводами будут равны:

Затраты на строительно-монтажные работы с СИП будут равны:

Составим смету эксплуатационных расходов.

Таблица 3.2.4

Смета эксплуатационных расходов

Статьи затрат	Затраты
	Неизол. провода, руб	СИП, руб
1. КВ на покупку провода	928000	1057920
2. Покупка материалов	2365392	2435836
3. Заработная плата	265880	265880
4. Монтаж опор	585750	365650
2. Отчисления на социальные нужды (30%)	79764	79764
3. Эксплуатационные затраты	164863 (4%)	60688 (1,5%)
4. Текущий ремонт	412159 (10%)	129468 (3,2%)
5. Амортизационные отчисления	577022 (14%)	190156 (4,7)
Итого:	5378830	4585362

Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от многих факторов:

- цен на строительство электрических линий и удельных показателей подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления);

- пропускной способности сетей, зависящей от напряжения, дальности передач, сечения проводов и других факторов;

- структуры электрических сетей (по напряжению и протяженности) - чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость;

- себестоимости (или тарифов) энергии, поступающей в сети;

- режимов энергопотребления абонентов, присоединенных к данной сети.

Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб./кВт.ч, можно определить по формуле:

(3.2.3)

где И_пер - суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб./год;

Р_м - максимальная нагрузка, кВт;

Т_м - число часов использования максимальной нагрузки, ч/год;

Э_аб - количество энергии, поступившей к абонентам, кВтч.

Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение складываются из издержек по линиям И_лэп и подстанциям И_пс.

(3.2.4)

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии рассчитывается по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии.

Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек:

(3.2.5)

где И_экс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб/год;

И_пот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб/год.

На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:

(3.2.6)

где И_ам - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб/год;

И_об.рем - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб./год.

Издержки на обслуживание и ремонты можно определить по формуле:

(3.2.7)

где _об.рем - нормы отчислений на обслуживание и ремонты, %/год [2].

К_эс - капитальные вложения в сооружение электрических сетей, руб.

Для сетей с неизолированным проводом издержки на обслуживание и ремонты будут равны:

руб.

Ежегодные издержки на амортизацию:

(3.2.8)

где _а - нормы отчислений на амортизацию (реновацию, т.е. полное восстановление), %/год [2].

руб.

По формуле (3.2.6):

руб.

Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях:

(3.2.9)

где С_п - стоимость 1 кВт*ч потерь, руб.;

- суммарные потери в линиях электропередачи, кВт*ч/год;

- суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, кВт*ч/год.

Потери электроэнергии в линии или трансформаторе можно определить по формуле:

(3.2.10)

Где - Потери мощности в сети, кВт;

Т - время раб...