Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

где А — ежегодная амортизация (реновация), р./год; Зо6.рем — за­траты на обслуживание и ремонт (капитальный и текущие);

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

где Н_ам — нормы отчислений на амортизацию (реновацию), %/год (табл. 25.1); Кэ._С — капитальные вложения в сооружение электри­ческих сетей, р.;

Таблица 25.1

Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт элементов

Электрических сетей

 

	Норма	Срок	нд п ам>	Норма на
Элементы	амортиза-	службы	% при	обслужива-
	ции, %	Тсс, лет	Е=0,1	ние и ремонт
ВЛ 35 кВ и выше на стальных	2,0	50	0,09	0,8
и железобетонных опорах
ВЛ 35...220 кВ на дере-	з,з	30	0,61	2,1
вянных опорах
КЛ до 10 кВ:
со свинцовой оболочкой,
проложенные:
в земле и помещениях	2,0	50	0,09	2,3
под водой	4,0	25	1,02	2,6
с алюминиевой оболочкой,
проложенные:
в земле	4,0	25	1,02	2,3
в помещениях	2,0	50	0,09	2,3
с пластмассовой изоляцией,
проложенные в земле	5,0	20	1,75	2,3
и помещениях
КЛ 20... 35 кВ со свинцовой
оболочкой, проложенные:
в земле и помещениях	3,0	33	0,45	2,4
под водой	5,0	20	1,75	2,8
КЛ ПО... 220 кВ, проложенные:
в земле и помещениях	2,0	50	0,09	2,5
под водой	2,0	50	0,09	3,0
Силовое электрооборудо-
вание и распределительные
устройства (кроме ГЭС):
до 150 кВ	3,5	29	0,67	5,9
220 кВ и выше	3,5	29	0,67	4,9
Силовое электрооборудо-
вание и распределительные
устройства ГЭС:
до 150 кВ	3,3	30	0,61	5,5
220 кВ и выше	3,3	30	0,61	4,5

Примечание: Н^д_ам — дисконтированная норма амортизации, используемая при срав­нении вариантов. Ее определяют следующим образом: Н^д_ам = Е-100/((1 + Е)^Тс - 1).

где Н_{об рем} — нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Суммарные затраты на потери электроэнергии в сетях

где ДЭ_П0Т — потери электроэнергии в сети, кВт • ч/год; С_пот — стои­мость 1 кВт • ч потерянной энергии, р./кВт  ч.

Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети, Э_сет, и энергией Э_аб, полученной абонентами за рассматри­ваемый период (например, год):

Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, мож­но найти по формуле

Таблица 25.2 Структура потерь электроэнергии, %

 

 

Элементы сети	Потери
	переменные	постоянные	всего
Линии электропередачи	60	5	65
Подстанции	15	20	35
В том числе:
трансформаторы	15	15	30
другие элементы	—	3	3
расход электроэнергии на собственные нужды	—	2	2
Итого	75	25	100

 

где Э_ст — энергия, полезно отпущенная с шин станций энергоси­стемы; Э_б.ст — энергия от блок-станций предприятий других от­раслей; Э_пок — покупная энергия, полученная от других систем; Э_прод— энергия, проданная в другие системы.

Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с ее передачей и распределением в электрических сетях (потери электроэнергии), составляет в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений примерно 9 % поступления элек­троэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина ко­леблется в значительных пределах (от 4... 5 до 14... 15 %) в зависи­мости от плотности нагрузки, построения сети, числа ступеней трансформации, режимов работы и других факторов.

Ориентировочные значения потерь в сетях различных напря­жений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже:

Подробно рассчитывать годовые потери электроэнергии в эле­ментах сети при проектировании можно по приведенным ниже формулам.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях элек­тропередачи

где ∆Nкор — среднегодовые потери мощности на корону, МВт; ∆Nм — потери мощности при максимальной нагрузке Р_тах, МВт; т — годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максиму­ма активной нагрузки:

Если известны показатели, характеризующие конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности, то

 

 

Напря-
жение,	кВ....	...750...	500	330..	.220	150	...11О	35...	20	10…	6	0,4
Потери	, % ...	....0,5...	1,0	2,5..	.3,5	3,5	...4,5	0,5...	1,0	2,5…	3,5	0,5...	1,5

Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям относят также расход электроэнергии на собственные нужды под­станций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформаторов. По­стоянными считаются потери на коронарный разряд «корону» в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах (табл. 25.2).

где β — коэффициент неравномерности графика нагрузки.

Число часов использования максимума нагрузки сетей энерге­тических систем колеблется в пределах 3,5... 6,5 тыс. ч в год.

Величина годовых потерь энергии в элементах оборудования подстанции, МВт • ч/год:

в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

где ∆N_ХХ, ∆Nк.з — потери мощности холостого хода (потери в ста­ли) и короткого замыкания соответственно, МВт; Р_mах — макси-

мальная нагрузка трансформатора, MB • A; N н.т — номинальная мощность трансформатора, MB • A; N н т = Pmax/cosφ; в синхронных компенсаторах

где ос_п — коэффициент, учитывающий долю потерь, не завися­щих от нагрузки (0,3...0,5); ∆Nм — потери мощности в компенса­торе, МВт (1... 1,5 % от N_CK ); N_Harp / N_c , _K — коэффициент нагрузки в максимальном режиме; в батареях конденсаторов

где Т₅ — время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и 5000...6000 ч/год для регулируемых); N ₆ — мощность батареи, МВ-А_Р;

в шунтирующих реакторах

где Np — мощность реактора, MBАр; Т_р — время работы реакто­ра (Т_р = 6000 ч/год при Т_м < 4000 ч/год, Т_р = 3000... 5000 ч/год при Т_м > 4000 ч/год, Т_р = 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

В отчетах энергосистем оценка стоимости потерь производи­лась по себестоимости: коммерческой (полной), производствен­ной и средней 1 кВт • ч, отпущенного с шин станций системы.

Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется от 4 до 13 % при средних цифрах порядка 5... 7 %. Величина этого показателя зависит от многих факторов, основными из которых являются: структура энергосистемы, взаимосвязь центров гене­рации и центров нагрузки, конфигурация электрических сетей системы; структура электрической сети (по напряжениям); сте­пень развития электрических сетей; загрузка электрических се­тей (по максимуму и в разрезе года); соотношения максимума нагрузки и расчетной пропускной способности ЛЭП. Стоимость 1 кВт • ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенси­рующих устройствах и т. п.) оценивается в технико-экономичес­ких расчетах при сопоставлении вариантов по тарифам на элек­троэнергию, а при определении себестоимости передачи — сред­ней стоимости потерянного киловатт-часа или тарифам в зави­симости от формы организации ПЭС. При работе ПЭС как само­стоятельного предприятия (юридического лица) стоимость по­терь надо оценивать по тарифам на покупку энергии, так как в этом случае затраты на передачу энергии можно представить в следующем виде:

Полная себестоимость 1 кВт • ч в системе включает в себя все затраты, в том числе и потери, поэтому оценка потерь по ком­мерческой себестоимости завышена, так как в данном случае имеет место повторный счет расходов на потери. Оценка потерь по про­изводственной себестоимости не учитывает важные виды внепроизводственных затрат, например затраты на покупную энергию, имеющуюся в электробалансе ряда энергосистем (до 30 %). По тем же мотивам не следует производить оценку потерянного кВт • ч по его средней себестоимости на шинах станций энергосистемы.

Оценка величины стоимости 1 кВт • ч потерянной энергии в сетях энергосистемы должна исходить из средней себестоимости 1 кВт • ч энергии, поступающей в эти сети из различных источни­ков питания (собственные электростанции, блок-станции, меж­системные электропередачи и др.). Этот расчет производят по сле­дующей формуле:

где З_стi — годовые затраты производства собственной /-й станции системы, р./год; С_{бл ст i} — стоимость 1 кВт ■ ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, р./кВт • ч; С_покi — стои­мость покупной энергии, полученной по электропередачам от других систем, р./кВт • ч; З_ау — административно-управленческие затраты аппарата энергосистемы (внестанционные и внесетевые расходы).

Оценку потерь энергии на предприятиях чаще всего произво­дят по тарифам с добавлением соответствующих затрат для обес­печения функционирования службы главного энергетика или глав­ного механика. В состав электрических сетей входят линии элек­тропередачи различного направления и назначения — основные сети ЭЭС и ОЭЭС напряжением 220... 750 кВ и распределительные сети напряжением 6... 110 кВ. Особенностью транспортировки элек­троэнергии является то, что она сочетает передачу энергии по основным и распределительным сетям. Если распределительные сети в основном предназначены для передачи энергии от опор­ных подстанций к потребителям, то в функции основных сетей входит также выполнение межсистемных задач: повышение на­дежности, устойчивости и экономичности работы энергосистемы.

На себестоимость передачи электроэнергии в распределитель­ных сетях значительно влияют их протяженность и загрузка. При одинаковом уровне электропотребления значение себестоимости тем выше, чем больше протяженность сетей и ниже загрузка. Сни­жение себестоимости передачи единицы электроэнергии опреде­ляется следующими основными факторами, влияющими на эти величины: снижение стоимости сооружения электрических сетей (линий и подстанций); сокращение численности эксплуатацией-

но-ремонтного персонала электрических сетей (достигается авто­матизацией и телемеханизацией управления подстанциями, пра­вильным выбором периодичности осмотров и ремонта линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно-эксплуа-тационных работ); уменьшение потерь в электрических сетях за счет максимально возможного территориального сближения про­изводителей и потребителей электроэнергии (сокращения даль­них транзитных передач энергии), повышения напряжения ли­ний передачи, применения компенсирующих средств, постоян­ного тока для дальних передач, правильной загрузки линий и уче­та при экономическом распределении нагрузки между станциями потерь в электрических сетях.

Планирование затрат на ремонтно - эксплуатационное обслуживание электросетевых

Объектов

Планирование себестоимости передачи и распределения элек­троэнергии ведется в соответствии со структурой электрических сетей:

воздушные линии 35...200 кВ и вводы с обслуживающими их подстанциями, трансформаторными помещениями, фидерными пунктами и фазокомпенсаторами;

кабельные линии и вводы вместе с подстанциями; межрайон­ные линии передачи напряжением выше 220 кВ.

Отдельные статьи затрат при планировании себестоимости могут группироваться по калькуляционным статьям и по экономиче­ским элементам:

калькуляционные статьи:

где Зм.з — материальные затраты; Ззп — затраты на оплату труда (заработная плата); Зсоц — отчисления на социальные нужды; А — амортизация основных средств; Зпр — прочие затраты.

где З_техн — затраты топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; З₃._п._пр — затраты на оплату труда (ос­новная и дополнительная заработная плата) с учетом отчислений в социальные фонды основных производственных рабочих; З_с.o — затраты по содержанию оборудования; З_поп — затраты на подго­товку и освоение производства; З_оц — общецеховые затраты; 3_ос — общесетевые затраты; экономические элементы:

Основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальные нужды всего персонала ПЭС учитывается и груп­пируется при калькулировании несколькими статьями эксплуата­ционных расходов. Так, по статьям калькуляции «Затраты на оплату труда» планируется и учитывается оплата труда всего дежурного персонала подстанций, линейного персонала сетей и производ­ственного персонала производственных служб. Заработная плата служащих, младшего обслуживающего персонала и инженерно-технических работников основного производства учитывается по статье «Цеховые расходы». Заработная плата ремонтного персона­ла учитывается по статьям «Затраты по содержанию оборудова­ния» (в части «Техническое обслуживание») и «Цеховые расхо­ды». Заработная плата административно-управленческого персо­нала учитывается по статье «Общесетевые расходы». Статья каль­куляции «Затраты по содержанию оборудования» состоит из двух частей: «Амортизация производственного оборудования» и «Тех­ническое обслуживание». На эту статью относят расходы по со­держанию, амортизации и текущему ремонту производственного оборудования цехов, внутрицехового транспорта и др. Статья «Це­ховые расходы» включает в себя расходы по обслуживанию цехов и управлению ими: заработную плату аппарата управления це­хом, амортизационные отчисления и расходы на текущий ремонт зданий и инвентаря общецехового назначения. Статья «Подготов­ка и освоение производства» учитывает расходы, связанные с ком­плексным опробованием оборудования и наладочными работами на линиях и подстанциях.

Группировка затрат по экономическим элементам применяет­ся для планирования сметы затрат на ремонтно-эксплуатацион-ное обслуживание электрических сетей, например, РАО «ЕЭС России» (табл. 25.3), а также затрат АО-Энерго, выполняющего ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей РАО «ЕЭС Рос­сии» (табл. 25.4). Если рассмотреть структуру затрат по экономи­ческим элементам в целом по сетям РАО «ЕЭС России», то на долю материальных затрат приходится около 55 %, на заработную плату — около 25 %, амортизацию — 10 %, прочие — 10 %. Высо­кая доля материальных затрат и заработной платы по сравнению с амортизацией объясняется тем, что затраты на ремонт (как ка­питальный, так и текущие) отдельно не выделяются и разнесены по экономически однородным статьям (материалы, израсходован­ные на ремонт, — в материальные затраты, а заработная плата ремонтных рабочих — в затраты на оплату труда).

Важным фактором, влияющим на величину себестоимости пе­редачи и распределения электроэнергии, является величина ка­питальных вложений в сооружение объектов электросетей. При этом, чем лучше технически оснащено производство, тем мень­ше в эксплуатационных расходах доля живого труда (заработная

Таблица 25.3

Структура затрат на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «ЕЭС России», %

 

№ п/п	Показатели	Затраты
1.	Материальные затраты (всего)	69,0
	В том числе:
1.1.	материалы	12,3
1.2.	работы и услуги производственного характера (всего),	55,7
	из них:
1.2.1.	услуги АО-Энерго по ремонтно-эксплуатацион-ному обслуживанию сетей	42,9
1.2.2.	услуги ОРУ строящихся АЭС	1,6
1.2.3.	прочие услуги	11,2
1.3.	энергия	1,0
2.	Затраты на оплату труда	12,7
3.	Отчисления на социальные нужды	4,9
4.	Амортизация основных средств	9,5
5.	Прочие затраты (всего),	3,9
	в том числе:
5.1.	Налоги, включаемые в себестоимость	0,8
5.2.	Оплата услуг сторонних организаций	0,9
5.3.	Арендная плата	0,3
5.4.	Проценты по кредитам банков	0,9
5.5	Другие прочие расходы	1,1
6.	Итого затрат, относимых на себестоимость услуг	100
	В том числе:
6.1.	затраты на ремонт сетевых объектов (включая услуги АО-Энерго)	40,8

плата) и выше доля овеществленного. Поэтому на электросетевых предприятиях с увеличением пропускной способности сети удель­ный вес заработной платы сокращается, а амортизационных от­числений увеличивается. Величина амортизационных отчислений определяется в соответствии с установленными нормами аморти­зационных отчислений по основным фондам. Амортизационные отчисления как часть эксплуатационных расходов не зависят от деятельности коллектива ПЭС, уровня его производительности труда, организации эксплуатации, технической базы предприя­тия и т. д. Остающаяся часть эксплуатационных расходов зависит

Таблица 25.4

Структура услуг АО-Энерго на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «БЭС России», %

 

.Nbn/n	Показатели	Затраты
1.	Материальные затраты (всего)	36,8
	В том числе:
1.1.	материалы	17,0
1.2.	работы и услуги производственного характера	16,3
1.3.	энергия	3,5
2.	Затраты на оплату труда	28,5
3.	Отчисления на социальные нужды	11,0
4.	Амортизация основных средств	0
i5.	Прочие затраты (всего)	10,7
	В том числе:
5.1.	налоги, включаемые в себестоимость	3,8
5.2.	оплата услуг сторонних организаций	3,2
5.3.	арендная плата	0
5.4.	проценты по кредитам банков	0
5.5.	другие прочие расходы	3,7
6.	Итого затрат, относимых на себестоимость услуг	87,0
7.	Прибыль	13
8.	Всего стоимость услуг АО-Энерго	100
8.1.	В том числе затраты на ремонт сетевых объектов	35,7

от деятельности коллектива ПЭС, так как в основном она скла­дывается из заработной платы персонала и расходов, прямо или косвенно связанных с заработной платой, т. е. эта часть непосред­ственно связана с расходами по организации эксплуатации.

где Намi— норма амортизационных отчислений по i-й группе ос­новных средств; Сбi- — балансовая стоимость по i-й группе основ­ных средств.

Планирование амортизации основных средств на их полное вос­становление (реновацию) производится по нормам амортизаци­онных отчислений, утвержденных Правительством Российской Фе­дерации по видам основных средств и их балансовой стоимости:

Заработная плата как составляющая эксплуатационных расхо­дов планируется соответственно нормам численности персонала для организации эксплуатации электросетей. Эти нормативы по­зволяют определить численность:

монтеров и рабочих по обслуживанию линий электропереда­чи и подстанций в зависимости от протяженности воздушных и кабельных линий напряжения, материала опор, вида и состава подстанционного оборудования, формы обслуживания подстан­ций и т.д.;

инженерно-технического персонала по обслуживанию линий электропередачи и подстанций в зависимости от объемов объек­тов электросетей, находящихся в ведении служб линий и под­станций, в условных единицах;

инженерно-технических работников оперативно-диспетчерской службы с группой режимов в зависимости от общего объема ПЭС в условных единицах;

персонала службы релейной защиты, электроавтоматики и из­мерений в зависимости от состава и вида оборудования линий и подстанций;

персонала, обслуживающего средства диспетчерского и техно­логического управления и телемеханики в зависимости от их вида, состава, числа приборов и устройств;

персонала службы изоляции и защиты от перенапряжений в зависимости от объема линий и подстанций в условных единицах;

персонала трансформаторной и механической мастерских и службы механизации и транспорта в зависимости от общего объе­ма ПЭС в условных единицах;

младшего обслуживающего персонала, рабочих отдела матери­ально-технического снабжения, отдела капитального строитель­ства, рабочих по ремонтно-строительным работам, администра­тивно-управленческого персонала.

Для укрупненных расчетов численности персонала электриче­ских сетей могут быть использованы штатные коэффициенты, от­несенные: к 1 км длины линий и к 1 MB • А мощности подстан­ций; 1 МВт пропускной стоимости ЛЭП; 100 условным единицам объема работ ПЭС; 1000 р. стоимости основных фондов ПЭС.

В соответствии с установленной численностью персонала определяется его заработная плата путем применения опреде­ленной тарифной системы (тарифные ставки, тарифные сетки, тарифно-квалификационные справочники работ и профессий) для оплаты труда рабочих и установления должностных окладов (в зависимости от категории предприятия) инженерно-техни­ческих работников и служащих. Определенный таким образом фонд заработной платы составляет основную заработную плату, обусловленную необходимым рабочим временем. Например для ЛЭП

где n_уд — удельная численность персонала; L — суммарная протя­женность сети; Ф — годовой фонд заработной платы одного рабо­тающего, млн р./(чел. год).

В эксплуатационные расходы включается также дополнитель­ная заработная плата (премии, оплата отпусков и т.п.) и отчис­ления в пенсионный фонд Российской Федерации 28%, фонд социального страхования — 4,0 %, медицинского страхования — 3,6 % (нормативы отчислений зависят от уровня оплаты труда), а также другие отчисления, предусмотренные законодательством Российской Федерации, которые производятся на основе уста­новленных нормативов отчислений от уровня оплаты труда, с учетом нормативных правовых актов, действующих на террито­рии России:

где αi— нормативы отчислений в социальные фонды.

В составе прочих издержек учитываются: целевые средства энергоснабжающих организаций, которые формируются в соответствии с нормативами, установленными законодательством Российской Федерации (в настоящее время в их состав включаются страховой фонд, инвестиционные средства, фонд средств на проведение на­учно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, для фи­нансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий); амортизация по немате­риальным активам; оплата процентов за полученный кредит; за­траты на подготовку и переподготовку кадров; абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС Рос­сии, которая определяется по нормативам, утвержденным ФЭК России; непроизводственные расходы, в состав которых входят налоги и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себе­стоимости (например, транспортный налог, налоги, уплачивае­мые в дорожные фонды); отчисления в ремонтный фонд, в случае его формирования; другие прочие затраты, определяемые исходя из действующих нормативных документов.

Контрольные вопросы

1. Из каких составляющих складывается полная себестоимость пере­
дачи электроэнергии?

2. Как определяются затраты на компенсацию потерь в электрических
сетях?

3. В чем отличие группировки затрат по экономическим элементам от
группировки по статьям калькуляции?

4. Проанализируйте факторы, влияющие на себестоимость потерь элек­троэнергии.

Глава 26 УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ