Время замены оборудования электросетевого района в зависимости от стоимости элеметарной решающей акции Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 338.24+620.9

ВРЕМЯ ЗАМЕНЫ ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО РАЙОНА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СТОИМОСТИ ЭЛЕМЕНТАРНОЙ РЕШАЮЩЕЙ АКЦИИ

С.В. ВЕНЕДИКТОВ, Ю.Ю. ЕГОШИН, З.А. ЗАХАРОВА, А.А. КАПИТОНОВ ЧПИ (ф) ГОУ ВПО "МГОУ"

Дана оценка времени замены оборудования среднестатистического электросетевого района на основе использования части тарифов на электроэнергию.

Ключевые слова: элементарная решающая акция, электросетевой район, время замены оборудования.

В публикациях [1-3] дано определение элементарной решающей акции (ЭРА), рассмотрен ее состав, показаны алгоритмы модернизации оборудования от шестого до первого уровня электроснабжения.

В данной статье приводятся результаты исследований по определению временных зависимостей по обновлению основного оборудования электросетевого района на основе варьирования стоимости ЭРА в пределах долей сверхприбыли и налога, включенных в состав цены 1кВт*ч электроэнергии.

Определение: "Элементарная решающая акция" (ЭРА) - это доля в одном кВт*ч электроэнергии или в одной калории тепловой энергии в стоимостном выражении, принадлежащая потребителю и направляемая на обновление оборудования энергетической компании и его развитие.

Стоимость ЭРА определяется исходя из предпосылки, что цену 1 калории по закону Джоуля-Ленца можно привести к цене 1кВт*ч электроэнергии. Далее цену 1кВт*ч можно разложить на следующие составляющие:

0=]+1 +1 , (1)

где Ц - цена 1 кВт*ч электроэнергии, установленная для оплаты потребителю. В данном случае значение цены принимается как средняя величина как для промышленных, так и бытовых потребителей; С - себестоимость 1 кВт*ч электроэнергии, доведенного до потребителя [руб]; П - прибыль энергоснабжающей организации [руб]; Н - величина взимаемого с 1кВт*ч налога [руб].

В правой части формулы из трех составляющих только себестоимость является величиной объективной. Остальные составляющие являются субъективными и стремятся к максимуму вследствие стремления получения прибыли и налога. Прибыль предприятия можно разложить на две составляющие - прибыль и сверхприбыль. Поэтому в части сверхприбыли и налога можно выделить ЭРА. Таким образом, стоимость 1 ЭРА будет равна сумме сверхприбыли и налога:

|1ЭРА| = П2 + Н , (2)

где П 2- величина сверхприбыли [руб].

Время замены изношенного оборудования можно оценить по следующей формуле:

© С.В. Венедиктов, Ю.Ю. Егошин, З.А. Захарова, А.А. Капитонов Проблемы энергетики, 2010, № 3-4

п п

У.С то + У С юмр ' У Т I V. I=1 I=1 I=1

т

(3)

У ЭРА,

I=1

где С !Н0 - стоимость г-го образца нового оборудования [руб]; С iэмр - стоимость

электромонтажных работ /-го образца на объекте, в которую входит и стоимость работ по перевозке [руб]; т[ - норма времени на электромонтажные работы г-го образца [час]; ЭРАI - сумма денег, накопленная за расчетный месяц посредством ЭРА [руб]; т - количество расчетных месяцев.

Количество набранных за расчетный месяц ЭРА определяется по формуле:

к

|ЭРА11 = |1ЭРА| У Р1 , (4)

I=1

где Р[ - мощность, потребленная г-м потребителем за расчетный месяц; к -

количество потребителей.

1. Определение удельной стоимости ЭРА для групп потребителей

Рассмотрим среднестатистический сельский электросетевой район на примере Медведевского района Республики Марий Эл, обслуживаемого Семеновским РЭС.

Исходные данные:

1. Количество населенных пунктов - 135.

2. Поопорные схемы населенных пунктов.

3. Среднемесячное количество отпущенной энергии, Рм эс =5556302 кВт*ч. Имеется три группы потребителей, а именно:

- частный сектор (ЧС), Рм чс = 724084 кВт*ч;

- многоквартирные дома (МД) Рм мд = 562821 кВт*ч;

- юридические лица (ЮЛ), Рм Юл = 4269477 кВт*ч.

4. Стоимость 1 кВт/ч для ЧС -1,38 руб., МД - 1,98 руб; для ЮЛ - 2,5 руб. Себестоимость 1 кВт*ч для ОАО «Мариэнерго» на конец 2008 г. составляет

С = 0,47 руб. Прибыль П = 25%.

Приведенную к 1 кВт*ч сумму объективных расходов определим по формуле

р'о = С + П = 0,47 + 0,1175 = 0,5875 руб. (5)

Вычислим разницу межу ценой и объективными расходами. Найденные цифры отнесем к удельной ЭРА по группам потребителей:

ЧС: учс = Цчс - р'о = 1,38 - 0,5875 = 0,7925 и 0,79руб; (6.1)

МД: у мд = Цмд - Ро = 1,98 - 0,5875 = 1,3925 и 1,39руб; (6.2)

ЮЛ: уюл = Цюл - ро = 2,5 - 0,5875 = 1,9125 и 1,91руб. (6.3)

т

зам

2. Определение хода перманентного набора суммы ЭРА

Ход перманентного вклада суммы ЭРА зависит от величины фактического вклада потребителя. Его определение проведем по формуле

Е эра .м эра ' Рф потр м , (7)

где уэра- удельный вес ЭРА в 1кВт*ч; Рф потр м- величина фактического

потребления ЭЭ в месяц.

По группам потребителей:

ЧС: Еэра.м.чс =Уэра.чс • Рф.потр.м.чс = 0,79*724084 = 572026руб; МД: Еэра.м.мд =1 эра.мд • Рф.потр.м.мд = 1,39*800325 = 1112452руб; ЮЛ: Е эра .м .юл =У эра. юл • Рф .потр. м. юл = 2,5*4563836 = 8716927руб. Найдем сумму ЭРА, набранную за один календарный год, по формуле

Е =к •Е , (8)

^эра.г ^эра.м у '

где к = 12 - число месяцев в году. По группам потребителей:

ЧС: Е = к Е = 12*572 026 = 6844312руб;

^эра .г. чс .^эра. м. чс

МД: Е = к Е = 12*1 112 452 = 13349424руб;

^ ¿—(эра. г .мд ^эра .м.мд

ЮЛ: Е = к Е = 12*8716927 = 104503124руб.

•^эра .г. юл ^эра. м. юл Определим сумму ЭРА за календарный год для электросетевого района:

Е=Е +Е +Е = 124503124руб. (9)

эра .г. эс .¿.^эра. м. чс ^эра.м.мд ^эра. м. юл ' ^ у '

3.Определение длительности времени замены ЭО электросетевого района с использованием ЭРА.

Проведем анализ длительности времени по замене ЭО электросетевого района при его финансировании ЭРА.

Состав и количество ЭО электросетевого района приведены в таблице.

Таблица

Состав и количество ЭО электросетевого района по его замене

Наименование ЭО Количество Стоимость ЭМР одной единицы, руб. Стоимость единицы проектных работ, руб.

ВЛ 0,4кВ 472,74 км ВЛ: 700 000 70 000

СИП: 1 400 000

ВЛ 10кВ 603,7 км 700 000 70 000

КТП (всего) 391шт.

В т.ч. с трансформаторами мощностью до 250кВА 270 шт. 400 000 40 000

400 кВА 93 шт 500 000 50 000

630 кВА 22 шт. 4 000 000 200 000

1000 кВА 6 шт. 4 500 000 225 000

Рассчитаем время замены ЭО посредством полученной суммы ЭРА по формуле

N• (сэмр + Спр )

"У

(10)

'эра. г. эс

где N - количество единицы ЭО; Сэмр - интегральная стоимость электромонтажных работ единицы ЭО; Спр - стоимость проектных работ для единицы ЭО.

Тогда по группам оборудования электросетевого района:

„ N "(С эмрВЛ 0,4 + С пр ВЛ 0,4 ) ВЛ 0,4кВ: тзам.ВЛ 0,4 =-У-=

^эра .г. эс

= 472,74*(700000 + 70000)- 124503124и2,93 г.

При строительстве ВЛ самонесущим изолированным проводом

„ „„„ N'(СэмрВЛ0,4СИП + Спр ВЛ0,4 СИП) ВЛ 0,4кВ, СИП: т зам.ВЛ 0,4 СИП =--У---:-=

^эра.г. эс

= 472,74*(1400000 + 70000)- 124503124 и 5,58 г.;

N•(СэмрВЛ 10 + Спр ВЛ 10 ) ВЛ 10кВ: т зам. ВЛ 10 =-У--=

^эра .г .эс

=603,7*(700000 + 70000)- 124503124и3,73 г.

При строительстве КТП с мощностью трансформатора до 250кВА стоимость проектных и электромонтажных работ одинаковая, поэтому в данном случае парк всех КТП обозначен как КТП250. Также все КТП в интервале мощностей трансформатора от 250 кВА до 400кВА обозначены как КТП400.

N • (Сэмр КТП250 + Спр КТП250 ) _

КТП250: т зам. КТП250 =-У--

¿^эра. г. эс

=270*(400000 + 40000)- 124503124и0,95 г.

N• (Сэмр КТП400 + Спр КТП400 )

КТП400: т зам. КТП 400 =-У-=

^эра .г .эс =93* (500000+50000)-124503124и 0,41г.

N• (С'эмр КТП630 + Спр КТП630 ) _

КТП630: т зам. КТП 630 =-У--

^эра .г .эс

=22*(4000000+200000)-124503124и 0,74 г.

■,ТГТ1„„„ N (СэмрКТП 1000 + Спр КТП 1000 )_ К1Ш°00: т зам. КТП 1000 =-У--

•^эра .г .эс

= 6*(4500000 + 225000)-124503124 и 0,23 г.

© Проблемы энергетики, 2010, № 3-4

т

зам

Определим длительность замены всего оборудования электросетевого района по формуле

т ЭО. ЭС = т зам. ВЛ 0,4 + т зам. ВЛ10 + т зам. КТП 250 + т зам. КТП 400 + + т зам. КТП 630 + т зам. КТП 1000- (11)

Вариант 1. При использовании проводов марки А и АС:

т ЭО. ЭС = т зам. ВЛ 0,4 + т зам. ВЛ 10 + т зам. КТП 250 + т зам. КТП 400 + + т зам. КТП 630 +т зам. КТП 1000 = 2,93 + 3,73 + 0,95 +0,41 + 0,73 + 0,23 = 8,98 г.

Вариант 2. При использовании проводов марки СИП:

т ЭО. ЭС = т зам. ВЛ 0,4 СИП + т зам. ВЛ 10 СИП + т зам. КТП 250 + т зам. КТП 400 + + т зам. КТП 630 + т зам. КТП 1000 = 5,58 + 3,73 + 0,95 +0,41 + 0,73 + 0,23 = 11,63 г.

Выше по тексту была определена возможность замены всего ЭО электросетевого района. Это дает основание сформулировать следующие выводы:

1. Замена ЭО электросетевого района финансированием через ЭРА (части установленных в настоящее время тарифов на электроэнергию) возможна в приемлемые конечные сроки.

2. Рассмотренный способ обновления ЭО на VI и V уровнях по мере накопления ЭРА возможен и на последующих (IV - I) ступенях электроснабжения.

3. Использование данного способа дает возможность акционировать всю региональную энергетику, в том числе МУП и ГУП, не через их банкротство и последующее поглощение, а через вкладывание финансовых средств потребителей электроэнергии.

4. ЭРА помогут поменять психологию потребителя, его отношение к собственности и, что весьма важно в современных условиях, объяснит легитимность рассматриваемого способа приватизации всей территориальной энергетики.

5. Использование ЭРА в совокупности с рассмотренными в работах [4-5] методами оценки состояния функционирующего ЭО позволяет проводить комплексную замену изношенного оборудования в кратчайшие (месяцы) сроки, что обеспечит существенное сокращение достигающих в настоящее время до 40% потерь электроэнергии.

Summary

The estimation of time to replace equipment the district average electric grid through the use of tariffs for electricity.

Key words: the Elementary solving action, electronetwork area, time of replacement of the equipment.

Литература

1. Венедиктов С.В., Егошин Ю.Ю., Захарова З.А., Капитонов А.А. Концепция технического развития региональной энергетики в условиях реструктуризации // Инновации в образовательном процессе: Сб. тр. Межрег. научно-практ. конф. Чебоксары: ЧПИ (ф) ГОУ ВПО «МГОУ», С. 368-374.

2. Венедиктов С.В., Егошин Ю.Ю., Захарова З.А., Капитонов А.А. Алгоритм достижения легитимности результатов приватизации в области энергетики // Вестник МарГУ. №1. 2007.

3. Венедиктов С.В., Егошин Ю.Ю., Захарова З.А., Капитонов А.А. Способ реформирования региональных энергетических компаний // Матер. докл. МНТК «Энергетика-2008» в 5 кн. Кн.5. Казань: КГЭУ, 2008. С. 43-48.

4. Венедиктов С.В., Егошин Ю.Ю., Захарова З.А., Капитонов А.А. Определение уровня работоспособности оборудования электросетевого района // Матер. докл. МНТК «Энергетика-2008» в 5 кн. Кн.2. Казань: КГЭУ, 2008. С. 148152.

5. Венедиктов С.В., Егошин Ю.Ю., Захарова З.А., Капитонов А.А. Экспертные методики определения остаточного ресурса электросетевого района // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2008. №11-12. С.113-120.

Поступила в редакцию 09 октября 2009 г.

Венедиктов Сергей Васильевич - канд. техн. наук., заведующий кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий» (ЭПП) Чебоксарского политехнического института - филиал Московского государственного открытого университета. Тел.: 8 (8362) 73-64-97.

Егошин Юрий Юрьевич - начальник РЭС Йошкар-Олинского ЭС ОАО «Мариэнерго». Тел.: 8 (8362) 75-76-71.

Капитонов Анатолий Алексеевич - начальник отдела капитального строительства ООО «Марийскгаз». Тел.: 8 (8362) 94-59-04.

Захарова Зинаида Анатольевна - старший преподаватель кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» (ЭПП) Чебоксарского политехнического института - филиал Московского государственного открытого университета. Тел.: 8-903-3598233.