Введение

1 Общие положения

2 Выбор элементов схемы электроснабжения

2.1 Выбор линии

2.2 Выбор трансформаторов

3 Определение суммы капитальных вложений

3.1 Определение общей суммы капиталовложений

4 Составление сметы эксплуатационных расходов

4.1 Определение амортизационных отчислений

4.2 Определение затрат на эксплуатационное обслуживание

4.3 Расчет потерь электроэнергии

4.4 Составление сметы расходов

5 Выбор рационального варианта электроснабжения предприятия

Литература

Приложение А Схема электроснабжения предприятия

Приложение Б Технические характеристики проводов

Приложение В Исходные данные для расчета капитальных затрат

Приложение Г Исходные данные для выполнения курсовой работы

Приложение Д Исходные данные для расчета амортизационных отчислений

Приложение Е Исходные данные для расчета затрат на текущий ремонт



Введение

Казахстан в процессе своего становления, как суверенное государство, поэтапно преодолевает трудный путь трансформации экономических отношений.

Преодолевается узкая специализация и замкнутость экономики от мировой системы. Республика вышла на мировой рынок и встала на путь интеграции в мировое экономическое сообщество.

Национальным достоянием Казахстана являются его природные, в первую очередь, топливно-энергетические ресурсы, а также технический и интеллектуальный потенциал.

Повышение эффективности использования технического потенциала, а также всех видов энергоресурсов внутри страны с применением в широких масштабах энергосберегающих технологий в промышленности, в быту, является важнейшей задачей экономической политики.

Мерилом экономики и благосостояния народа являются не деньги, не золото, а наличие топливно-энергетического потенциала страны или оптимальное сочетание экономики с мировым энергетическим хозяйством. Мы должны постоянно знать и чувствовать этот главный ориентир экономики, определителя качества жизни.

В начале 21 века идеология развития энергетики Казахстана - это передовая идеология. Транспортировка энергетических ресурсов в виде конечной продукции с точки зрения экономики, экологии, техники, имеет больше преимуществ, чем транспортировка первичных энергоресурсов.

Одним из важнейших механизмов реализации энергетической политики является формирование оптового рынка энергоносителей и создание хозяйственных субъектов, рационально использующих природные ресурсы, обеспечивая при этом энергоснабжение всех потребителей и осуществляя долгосрочную инвестиционную политику для создания экологически «чистой» и технологически безопасной энергетики.

1 Общие положения

Цель работы: закрепление студентами теоретических знаний, полученных при изучении дисциплины «Экономика, организация и управление производством», приобретение умений и навыков расчета технико-экономических показателей.

В условиях возрастающих требований к качеству электроснабжения эффективность использования средств в электроэнергетике как в отрасли, а также как во вспомогательном подразделении промышленного предприятия приобретает все большее значение. Это обязывает при решении задачи создания рациональных СЭС выполнять технико-экономические расчеты, позволяющие из двух-трех рассматриваемых вариантов выбрать вариант с наименьшими затратами. Оптимальная СЭС -- это система электроснабжения, дающая минимум приведенных затрат и обеспечивающая необходимую надежность питания потребителей.

Исходные данные:

U1=115 кВ Sp1=23,6 МВА L1=14 км Tmax= 4280

U2=10 кВ Sp2=14,4 MВА L2=700 км=0,7 м cosц= 0,91

75:25-процентное соотношение от суточной мощности 1-ой и 2-й категории

Категория грунта - третья



2. Выбор элементов схемы электроснабжения

2.1 Выбор линии

Затраты на сооружение электрических сетей промышленных предприятий в значительной степени зависит от выбора экономически целесообразного сечения, определяемого экономической плотностью тока. Правилами устройства электроустановок регламентируется значение Jэк, принятое на основе технико-экономических расчетов с учетом стоимости потерь электроэнергии и строительной части линий, экономии цветных металлов и других факторов. Нормируемое значение Jэк приведено в таблице ниже.

Таблица 1

Нормативные значения экономической плотности тока

Проводники	Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузок, ч/год
	1000-3000	3000-5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными алюминиевыми Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: медными алюминиевыми	2,5 1,3 3 1,6 3,5 1,9	2,1 1,1 2,5 1,4 3,1 1,7	1,8 1 2 1,2 2,7 1,6

Оптимальная площадь сечения провода Fэк называется экономическим сечением и определяется следующим образом



Вариант 1. (ВЛ)

мм²

где;

Iр -- расчетный ток провода в часы максимума энергосистемы, А

Jэк - экономическая плотность тока, А/мм²

Сечение, полученное в результате расчета округляется до ближайшего стандартного сечения.

Проверке по экономической плотности тока не подлежат: сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000; ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий; сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений; проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т. п.; сети временных сооруже-ний, а также устройства со сроком службы 3--5 лет; маслонаполненные кабели напряжением 35--220 кВ.

Расчетный ток провода в часы максимума нагрузки в этом случае можно рассчитать следующим образом.

А

где;

Кл - количество линий (см. задание),

Uном - номинальное напряжение линии, кВ.

Принимаем для расчета номинальное напряжение для кабельных линий

10 кВ, для воздушных линий 110 кВ.

Принимаю провод марки АС-120/19 Iдоп =390 А

КЛ:

А

мм²

Принимаю кабель марки ААШв 2(3х185) Iдоп =680 А

Прокладываю в траншее два кабеля.

Вариант 2.

А

мм²

Принимаю провод марки АС-120/19 Iдоп =390 А

А



мм²

Принимаю провод марки АС-400/64 по условию коронирования Iдоп =860 А

2.2 Выбор трансформаторов

Принимаем радиальную схему электроснабжения потребителей.

Необходимо определиться с количеством и рассчитать номинальную мощность трансформатора (или трансформаторов) по следующей формуле

Вариант 1.

МВА

Затем необходимо определить мощность нагрузок первой и второй категорий следующим образом.

Принимаю трансформатор мощностью 40000 кВА

МВА

где:

К - коэффициент, учитывающий мощность нагрузок первой и второй категорий от суммарной мощности нагрузок (см. задание).

Далее необходимо определить коэффициент после аварийной перегрузки при выходе из строя одного трансформатора

и сравнить полученное значение с допустимым коэффициентом после аварийной перегрузки трансформатора (при оптимальной времени перегрузки для масляных трансформаторов допускается перегрузка 40%).

Вариант 2.

МВА

Принимаю трансформатор мощностью 25000кВА

МВА

МВА

Принимаем трансформатор мощностью 16000кВА

МВА

Далее с учетом выбранных элементов сети необходимо рассчитать сумму капитальных и эксплуатационных затрат.



3. Определение суммы капитальных вложений

3.1 Определение общей суммы капиталовложений

В расчетах капитальных вложений необходимо учитывать следующие особенности.

Капитальные вложения должны определяться по соответствующим прейскурантам, ценникам и сметным нормам или в случае их отсутствия по укрупненным удельным показателям стоимости элементов сети, приведенным в справочниках. Исходные данные, необходимые для расчета стоимостных показателей приведены в приложениях настоящих методических указаний (к данным укрупненным удельным показателям необходимо применять переводной коэффициент 200 для приведения к ценам действующего периода).

Капитальные вложения на внедрение мероприятий, связанных с капитальным строительством и монтажом нового оборудования, К_н должны включать все затраты производственного назначения, в том числе:

где:

К_о - стоимость основного и вспомогательного оборудования (определяется по стоимости покупки или себестоимости изготовления, если предприятие изготавливает оборудование (или его часть) собственными силами - см. пункт 2.2), тг,

К_с,м - стоимость строительных и монтажных работ, тг,

К_тр - транспортные расходы, тг,

К_пр - прочие затраты, связанные с вводом оборудования в эксплуатацию, тг.

Стоимость строительных работ входит в укрупненные расценки для определения капиталовложений (см. приложения).

Стоимость монтажных работ может входить в укрупненные расценки для определения капиталовложений (см. приложения), в противном случае можно упрощенно учесть как 7-10% от стоимости монтируемого оборудования.

Расчет капиталовложений необходимо свести в таблицу

Таблица 2

Расчет капитальных вложений по вариантам

Элементы электрической сети	Стоимость единицы	Капитальные вложения
	до приведения. тыс. руб.	после приведения, тыс.	по первому варианту	по второму варианту
			кол-во	общая стоимость, тыс.	кол-во (N)	общая стоимость, тыс.
1ВЛ (120) ВЛ (70) 2КЛ (ААШв) 3Тр-р(40) (25) (16)	201,45 6,42 5,07 66,3 48,1 37,0	40290 1284 1014 13260 9620 7400	2 --- 2 2 --- ---	80580 --- 2028 26520 --- ---	2 2 --- --- 2 2	80580 2568 --- --- 19240 14800
Итого				109128		117188

где:

Стоимость единицы до приведения:

тыс.руб

где Сжб. =11,85 тыс.руб./год - общая стоимость ВЛ (приложение В, таблица В1)

L1=14 км - см. исходные данные

Стоимость единицы после приведения:

тыс.

Капитальные вложения:

тыс.

где;

N=2 - количество

Строительные работы по прокладке кабелей в траншеях на 1км (таблица В6) с учетом переходов принимаем равными 1,78.

тыс.руб.- стоимость строительных работ,

где;

L2 = 0,7 км см. исходные данные

- стоимость 1км кабельной линии (таблица В4)

тыс.руб

тыс.руб - стоимость трансформатора мощностью 40000кВА (таблица В9)



4. Составление сметы эксплуатационных расходов

Ежегодные эксплуатационные расходы определяются затратами на амортизацию сети, текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала и на потерю электроэнергии и мощности в сети.

Для выбора эффективного варианта электроснабжения предприятия сумма затрат на содержание обслуживающего персонала роли не играет, так как эти затраты одинаковы по обоим вариантам, но их необходимо рассчитать для определения общей суммы эксплуатационных затрат.

4.1 Определение амортизационных отчислений

Отчисления на амортизацию устанавливаются таким образом, чтобы к концу срока службы электрооборудования были полностью восстановлены расходы, затраченные на установку.

Ежегодные амортизационные отчисления А_м на полное восстановление (реновацию) определяются по норме, которая устанавливается, в свою очередь, в зависимости от срока службы основного средства:

тыс.

где;

С_перв - первоначальная стоимость основного средства (то есть стоимость каждого элемента сети), тг,

Н_пв - норма амортизационных отчислений на полное восстановление, % от первоначальной стоимости (нормы приведены в приложении Д).

Расчет амортизационных отчислений необходимо привести в таблице.



Таблица 5

Расчет амортизационных отчислений

Элемент электрической сети	Первоначальная стоимость, тыс.тг.	Норма амортизации, %	Годовые амортизационные отчисления, тыс.тг.
Вариант 1 1 ВЛ (120) 2 КЛ (ААШв) 3 Тр-р (40) Вариант 2 1 ВЛ (120) 2 ВЛ (70) 3 Тр-р (25) 4 Тр-р (16)	80580 2028 26520 80580 2568 19240 14800	2,4 4,3 6,4 2,4 2,4 6,4 6,4	1933,92 87,20 1697,28 1933,92 61,63 1231,36 947,2
Итого Вариант 1 Вариант 2			3718,4 4174,11

4.2 Определение затрат на эксплуатационное обслуживание

Затраты на эксплуатационное обслуживание включают в себя расходы по заработной плате эксплуатационного персонала сетевых участков и служб, затраты на текущий ремонт сети, затраты на вспомогательные материалы, расходы по оплате услуг, выполняемыми вспомогательными службами, а также общесетевые и прочие расходы, включающие составляющие, аналогичные станционным.

4.2.1 Затраты на текущий ремонт

Затраты на текущий ремонт элементов электроснабжения предприятия можно укрупнено определить по нормативным отчислениям от их стоимости. Данные нормативы приведены в Приложении Е.

В этом случае также необходимо представить расчет в табличной форме.



Таблица 6.

Расчет затрат на текущий ремонт

Элемент электрической сети	Первоначальная стоимость, тыс.	Удельная величина затрат на текущий ремонт, %	Годовые затраты на текущий ремонт, тыс.
Вариант 1 1 ВЛ (120) 2 КЛ (ААШв) 3 Тр-р (40) Вариант 2 1 ВЛ (120) 2 ВЛ (70) 3 Тр-р (25) 4 Тр-р (16)	80580 2028 26520 80580 2568 19240 14800	0,4 1,5 1 0,4 0,4 1 1	322,32 30,42 265,2 322,32 10,27 192,4 148,00
Итого Вариант 1 Вариант 2			617,94 672,99

4.2.2 Затраты на вспомогательные материалы

Затраты на вспомогательные материалы учитывают стоимость материальных ресурсов, необходимых для обслуживания подстанции и сетей, например, трансформаторное масло, смазочные материалы, масло для выключателей, покупная вода для охлаждения и т.д. В данной курсовой работе следует перечислить основные вспомогательные материалы, используемые при эксплуатации, а для упрощения расчетов эти годовые затраты можно принять 1-2% от стоимости элементов электроснабжения.

Элемент электрической сети	Первоначальная стоимость, тыс.	Удельная величина затрат на текущий ремонт, %	Годовые затраты на текущий ремонт, тыс.
Вариант 1 1 ВЛ (120) 2 КЛ (ААШв) 3 Тр-р (40) Вариант 2 1 ВЛ (120) 2 ВЛ (70) 3 Тр-р (25) 4 Тр-р (16)	80580 2028 26520 80580 2568 19240 14800	2 2 2 2 2 2 2	1611,6 40,56 530,4 1611,6 51,36 384,8 296
Итого Вариант 1 Вариант 2			2182,56 2343,76

4.2.3 Затраты на оплату труда.

Затраты на оплату труда персонала, занятого эксплуатацией подстанции и сетей, включают в себя расходы на основную заработную плату (за отработанное время), на дополнительную зарплату (например, оплата очередного отпуска) в размере 10% от основной, а также на уплату социального налога.

Прежде чем рассчитать затраты необходимо спланировать численность работников, занятых обслуживанием подстанции и сетей. Учитывая объем работ, сменность работы и перечень работников.

1 человек - 6-го разряда ЧТС=110 руб.

2 человека - 5-го разряда ЧТС=90 руб.

2 человека - 4-го разряда ЧТС=70руб.

Основным показателем, характеризующим время пребывания работника на своем рабочем месте и выполнения своих обязанностей, является эффективный фонд рабочего времени, который определяется:

где;

Дк количество календарных дней в планируемом периоде,

Дп количество праздничных дней,

Дв - количество выходных дней в соответствии с режимом работы предприятия,

Дб - дни отсутствия работника на рабочем месте по болезни (7дней),

До количество дней основного (28 дней), дополнительного (3 дня) и экологического отпуска (10 дней),

Дго - дни выполнения работником государственных обязанностей (1-2 дня),

tсм - продолжительность рабочей смены (устанавливается в соответствии с режимом работы и не превышает 40 часов в неделю), час.

час

Для данных работников оплата труда производится по повременно-премиальной системе, плановый процент премии П_р составляет 40-50% от повременного заработка. Помимо премии планируются доплаты Д_опл (за сменность, сверхурочные часы, работу в ночное время и т.д.) в размере 15% от повременного заработка. Таким образом, повременная (тарифная) заработная плата определяется

тыс.

где;

ф_час =70руб./час- часовая тарифная ставка рабочего

ФРВ =1640час- фонд рабочего времени одного рабочего за год

N_р - количество рабочих, занятых обслуживанием

При повременно-премиальной системе зарплата определяется:

тыс.

Оплата отпуска планируется как 10% от оплаты проработанного времени (т.е с учетом надбавок и доплат) и учитывается в фонде оплаты труда.

Сумму социального налога следует определять по максимальной ставке 20% от суммы всех выплат (основных и дополнительных) без учета обязательных отчислений в Накопительный пенсионный фонд (10% от сумм выплат):

209444,4 тыс.

Расчеты необходимо свести в таблицу

Таблица 7

Фонд оплаты труда рабочих

Выплаты	Сумма, тыс.тенге
ФЗП тарифный	705200
Доплаты - 15%	105780
Премия - 40-50%	352600
ФОТ в том числе отчисления в ПФ	116358
Социальный налог Итого	209444,4 1489382,4

4.2.4 Расходы по оплате сторонних услуг

Расходы по оплате услуг, выполняемыми вспомогательными службами (например, перевозка материалов, испытание оборудования, сушка масла, строительно-дорожные работы и т.д.) можно принять в размере 5-10% от суммы эксплуатационных затрат на текущий ремонт.

1 Вариант

2 Вариант

тыс.тг

тыс.тг

4.2.5 Прочие расходы

Общесетевые и прочие расходы можно условно принять 5% от суммы эксплуатационных затрат на текущий ремонт, вспомогательные материалы и оплату труда.

1 Вариант

2 Вариант

тыс.тг

тыс.тг

4.3 Расчет потерь электроэнергии

1 Вариант

Стоимость потерь электроэнергии в сети можно рассчитать:

тыс.тг



Умножим на 2, т.к. потери электрической энергии рассчитаны на 1 ветвь схемы.

Где;

ДW - годовые потери электроэнергии в сети, ,

С_о - стоимость 1 электроэнергии, тг/ (принимаем равной 3,09 тг/ для промышленных потребителей)

Суммарные потери активной электроэнергии по вариантам складываются из потерь активной энергии в трансформаторах (ДW_а.т )и в линиях (ДW_а.кл и ДW_а.вл ) определяются суммой:

квт/ч

Потери активной энергии в трансформаторах определяются:

квт/ч

где;

ДРо - потери трансформатора при холостом ходе, кВт (определяются по справочнику в зависимости от выбранного трансформатора),

Тгод - количество часов работы трансформатора за год (принимаем равным 8760 часов),

Sр - максимальная мощность нагрузки трансформатора, кВА (см. задание),

Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА (определяется по справочнику в зависимости от выбранного трансформатора),

ДРк.з. - потери трансформатора в режиме короткого замыкания, кВт (определяется по справочнику в зависимости от выбранного трансформатора),

ф_max - время использования максимальных потерь, час

Время максимальных потерь энергии рассчитывается следующим образом:

час

где;

Тм - время использования максимума нагрузки, час (см. задание)

Потери активной энергии в линиях определяются:

кВт/ч

кВт/ч

кВт/ч

где;

Кл - количество линий (см. задание),

Rл - сопротивление в линии, Ом,

U - номинальное напряжение в линии, кВ.

Сопротивление в линии определяется следующим образом:

Ом

Ом

где;

Lл - длина линии, км (см. задание)

- удельное сопротивление в линии в расчете на 1 км протяженности линии, Ом/км ( определяется по справочнику).

2. Вариант

кВт/ч

квт/ч



квт/ч

квт/ч

Ом

Ом

квт/ч

тыс.тг

Умножим на 2, т.к. потери электрической энергии рассчитаны на 1 ветвь схемы.

4.4 Составление сметы расходов

На основе вышеприведенных расчетов необходимо составить смету годовых эксплуатационных расходов в виде следующей таблицы.

Таблица 8

Смета эксплуатационных расходов

Элементы	Сумма, тыс.тенге
	1 Вариант	2 Вариант
Амортизационные отчисления	3718,4	4174,11
Затраты на обслуживание
в т.ч. затраты на текущий ремонт	617,94	672,99
затраты на вспомогательные материалы	2182,56	2343,76
затраты на оплату труда
в т.ч. фонд оплаты труда	116,358	116,358
социальный налог	209,444	209,444
расходы по оплате сторонних услуг	30,89	33,64
прочие расходы	30,89	33,64
Потери электроэнергии	45510,674	45181,708
Всего:	51799,21	52765,65



5. Выбор рационального варианта электроснабжения предприятия

Сопоставление вариантов производится на основе определения экономической эффективности капитальных вложений, критерием которой являются минимальные приведенные годовые затраты. Сущность метода состоит в том, что для каждого сравниваемого варианта определяются приведенные к одному году затраты введением нормативного коэффициента эффективности капитальных вложений Е_н = 0,12. Из числа (в данном случае) двух рассматриваемых вариантов наиболее экономичным считается тот вариант, для которого приведенные затраты оказались наименьшими.

При проведении технико-экономических расчетов электроэнергетических объектов промышленных предприятий сравнивают варианты с одинаковой степенью надежности и сроком строительства объекта не более 1 года. В этом случае общая формула приведенных затрат выглядит следующим образом:

1 Вариант

тыс.тг

2 Вариант

тыс.тг

где;

КВ - общая сумма капитальных вложений на реконструкцию (или строительство) электрических сетей или их элементов, тыс.тг.,

Сэкспл - годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб.

Если рассматриваемые варианты окажутся экономически одинаковыми, то следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т. е. у принятого варианта должно быть более высокое номинальное напряжение сети для перспективного развития производства; меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями энергии и напряжения; меньшее коли-чество оборудования, кабелей и материалов и большая простота и наглядность схемы; большая готовность к росту нагрузок предприятия без существенной реконструкции действующей сети; лучшие условия для индустриального монтажа и большие удобства и безопасность в эксплуатации; независимость основных питающих линий и узлов СЭС от изменения технологии и очередности строительства; более высокое качество электроэнергии и т.д.

Также можно определить специальный показатель - сравнительный коэффициент эффективности снижения потерь электроэнергии в натуральном выражении. Он показывает какое снижение потерь электроэнергии за год приходится на каждый тенге капиталовложений в более капиталоемкий вариант.

1 Вариант

2 Вариант

где;

ДW - годовое снижение потерь электроэнергии в выбранном варианте,

Все расчетные показатели технико-экономического сравнения двух вариантов схем электроснабжения, а также качественные технические показатели необходимо свести в таблицу.

Таблица 9.

Сравнительная характеристика двух вариантов схем электроснабжения

Показатель	Вариант 1	Вариант 2
Капитальные вложения, тыс.тг. Эксплуатационные расходы (без учета потерь), тыс. тг. Стоимость потерь, тыс. тг. Приведенные затраты, тыс.тг.	109128 6906,48 53592,119 64894,57	117188 7583,94 45181,708 66828,21



Вывод:

Капиталовложения в 1 варианте составляют 109128тыс.тг., что на 6,87% ниже капиталовложений 2-го варианта.

Амортизационные отчисления 1-го варианта составляют 3718,4тыс.тг., что ниже на 455,71тыс.тг. амортизационных отчислений 2-го варианта, за счет того, что капиталовложения на 6,87% ниже 2-го варианта.

Затраты на текущий ремонт составляют 617,94тыс.тг., что связано с применением менее дорогостоящего оборудования, что и объясняет менее высокие затраты на текущий ремонт и (ниже чем во 2-м варианте).

Затраты на вспомогательные материалы составляют 2182,56тыс.тг., т.к. в этом случае схема эл. снабжения менее габаритна, т.к. содержит 2 трансформатора на 40000кВА, а следовательно стоимость материальных ресурсов дешевле.

Расходы по оплате сторонних услуг обходятся немного дешевле и составляют 30,89тыс.тг.

Сумма прочих расходов также несколько меньше и равна расходам по оплате сторонних услуг З = 30,89тыс.тг.

Стоимость потерь электроэнергии составила 45510,674тыс.тг., что больше суммы потерь электроэнергии 2-го варианта, за счет того, что суммарные потери активной электроэнергии дороже потерь 2-го варианта.

Приведенные затраты составляют 64894,57тыс.тг., что ниже стоимости затрат 1-го варианта, т.к. капиталовложения в 1-ом варианте ниже и эксплуатационные расходы ниже.

В расчетах был определен удельный показатель, который по вариантам практически одинаков и разница составляет 0,005, что незначительно.

На основании вышеуказанного наиболее рациональным является вариант 1.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Волков О.И. Экономика предприятия/ Учебник - М.: ИНФРА-М., 2000-520с.

2. Грейсух М.В., Лазарев С.С. Расчеты по электроснабжению промышленных предприятий. М.; Энергия, 1977. - 312с.

3. Гудушаури Г.В., Литвак Б.Г. Управление современным предприятием - М., ЭКМОС, 1998 - 210с.

4. Зайцев Н.Л. Экономика промышленного предприятия: Учебник. - 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Инфра-М, 2000. - 358 с. - (серия «Высшее образование»)

5. Коновалова Л.Л., Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебное пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 528с.

6. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебник для вузов - М.: Высш. шк.., 2003. - 416 с

7. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Воротницкий, Ю.С. Железко, В.Н. Казанцев и др.; под ред. В.Н. Казанцева. - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 368с.

8. Электроснабжение промышленных предприятий / Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин. - М.: Высшая школа, 1979. = 432с.

9. Экономика предприятия/ Под ред. В.Я. Горфинкеля, В.А.Швандар. М.: Юнити, 2000 - 718с.

10. Экономика предприятия /под ред. Н.А. Сафронова - М.: Юристь, 1998 - 581с.

11. Экономика предприятия /Под ред. В.Я. Горфинкеля, Е.М. Купрякова. М.: Банки и биржи, 1996 - 338с.

12. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети. / под ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербиновского. - М.: Энергия, 1980. - 576с.

13. Справочник по проектированию электроснабжения / под ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера. - М.: Энергия, 1980. - 456



ПРИЛОЖЕНИЕ А

Схема электроснабжения предприятия

Рис. А Схема электроснабжения предприятия

а -- вариант I; б-- вариант II

Выбор элементов осуществляется с учетом радиальной схемы электроснабжения потребителей.



ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Технические характеристики проводов

Таблица Б1

Технические характеристики проводов

Сечение, мм2	Марка
	А	АС	АСО
Сечение, мм2	Масса, кгс/км	Сопротив-ление, Ом/км	Масса, кгс/км	Сопротив-ление, Ом/км	Масса, кгс/км	Сопротив-ление, Ом/км
10			36	3,12		_
16	44	1,98	62	2,06	--	--
25	68	1,28	92	1,38	--	--
35	95	0,92	150	0,85	--	--
50	136	0,64	196	0,65	--	--
70	191	0,46	275	0,46	--	--
95	257	0,34	386	0,33	--	--
120	322	0,27	492	0,27	--	--
150	407	0,21	617	0,21	559	0,21
185	503	0,17	771	0,17	687	0,17
240	656	0,132	997	0,137	937	0,13
300	817	0,106	1257	0,107	1098	0,108
400	1087	0,08	1660	0,08	1501	0,08
500	1376	0,063	--	--	1836	0,065



ПРИЛОЖЕНИЕ В

Исходные данные для расчета капитальных затрат

Таблица В1.

Технико-экономические характеристики двухцепных воздушных линий 35 кВ

Провод	Потери мощности на 1 цепь, кВт/км	Длительно допустимая токовая нагрузка на одну цепь, А	Длина линий на 1 % потери напряжения при полной нагрузке, м	Общая стоимость, тыс. руб/год
Марка	Сечение, мм2				Стальные двухцепные с одновременнйо подвеской двух цепей	Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	Железобетонные двухцепные с одновременнйо подвеской двух цепей	Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи
АС	70	125	265	1650	12,40	10,45	10,70	8,80
	95	134	330	1840	13,00	11,00	11,30	9,30
	120	140	380	2050	13,60	11,55	11,85	9,85
	150	149	445	2190	14,30	12,20	12,50	10,50
	185	161	510	2340	15,10	13,00	13,25	11,25
	240	176	610	2560	16,40	14,20	14,40	12,4

Таблица В2.

Технико-экономические характеристики двухцепных воздушных линий 110 кВ

Провод	Потери мощности на 1 цепь, кВт/км	Длительно допустимая токовая нагрузка на одну цепь, А	Длина линий на 1 % потери напряжения при полной нагрузке, м	Общая стоимость, тыс. руб/год
Марка	Сечение, мм2				Стальные двухцепные с одновременнйо подвеской двух цепей	Стальные двухцепные с подвеской одной цепи	Железобетонные двухцепные с одновременнйо подвеской двух цепей	Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи
АС	70	125	265	5170	16,05	13,60	13,50	11,00
	95	134	330	5750	16,60	14,35	13,95	11,55
	120	140	380	6400	17,15	14,90	14,55	12,10
	150	149	445	6850	17,85	15,60	15,20	12,75
	185	161	510	7300	18,65	16,45	15,95	13,55
	240	176	610	7960	19,90	17,65	17,20	14,65
	300	184	690	8700	21,30	19,00	18,40	15,90

Таблица В3.

Технико-экономические характеристики двухцепных воздушных линий 220 кВ

Провод	Потери мощности на одну цепь, кВт/км	Длительно допустимая токовая на-грузка на одну цепь, А	Длина линий на 1 % потери напряжения при полной нагрузке, м	Общая стоимость, тыс. руб/год
Марка	Сече-ние, мм2				Стальные двухцепные с одновремен-ной подвеской двух цепей	Стальные двухцепные с подвеской одной цепи
АС	240	210	610	17 500	27,50	22,45
	300	220	690	18 200	29,10	24,00
	400	250	835	20 600	31,70	26,50
	500	--	--	--	34,35	29,00

Таблица В4.

Технико-экономические характеристики кабелей (трехфазных с алюминиевыми жилами без стоимости траншей и конструкций)

Рабочее напряжение, кВ	Сечение жилы, мм2	Длительно допустимая токовая нагрузка А при прокладке	Потери в одном кабеле прр полной нагрузке, кВт/км	Длина кабеля на 1% потери напряжения, м	Масса алюминия, т/км	Стоимость 1 км линии, тыс. руб
						Вид прокладки и марка кабелей
						В траншее	На конструкциях	В блоке
		В траншее	В конструкциях				АСБ, АОСБ (20,35 кВ)	ААБ, АОАБ (20,35 кВ)	ААШв	АСБГ, АОСБГ (20,35 кВ)	ААБГ АОАБГ (20,35 кВ)	ААШв	АСГТ
трехжильные
6	10	60	42	40	185	0,08	1,81	1,48	1,32	2,08	1,62	1,48	2,33
	16	80	50	45	220	0,13	1,93	1,55	1,40	2,19	1,70	1,54	2,46
	25	105	70	50	260	0,20	2,12	1,68	1,50	2,37	1,81	1,66	2,67
	35	125	85	51	310	0,28	2,35	1,80	1,64	2,56	1,96	1,77	2,88
	50	155	110	54	360	0,40	2,65	2,06	1,83	2,83	2,18	1,98	3,17
	70	190	135	59	410	0,56	3,08	2,33	2,10	3,21	2,44	2,22	3,64
	95	225	165	61	470	0,76	3,60	2,69	2,40	3,70	2,79	2,55	4,21
	120	260	190	64	510	0,96	4,11	3,06	2,72	4,18	3,12	2,84	4,72
	150	300	225	67	560	1,20	4,75	3,48	3,11	4,74	3,50	3,20	5,41
	185	340	250	69	600	1,48	5,48	4,00	3,56	5,60	4,00	3,68	6,17
	240	390	290	70	680	1,92	6,56	4,75	4,28	6,43	4,76	4,35	7,40
10	16	75	46	39	400	0,13	2,36	1,76	1,61	2,44	1,75	1,73	2,95
	25	90	65	40	510	0,20	2,54	1,91	1,76	2,62	1,89	1,88	3,16
	35	115	80	42	560	0,28	2,77	2,08	1,88	2,84	2,07	2,02	3,39
	50	140	105	44	660	0,40	3,07	2,29	2,11	3 17	230	2,21	3,77
	70	165	130	44	780	0,56	3,49	2,60	2,38	3,59	2,61	2,49	4,24
	95	205	155	50	860	0,76	4,01	2,99	2,76	4,01	3,03	2,84	4,82
	120	240	185	54	830	0,96	4,56	3,37	3,08	4,65	3,41	3,20	5,39
	150	275	210	56	1010	1,20	5,21	3,83	3,50	5,28	3,89	3,62	6,08
	185	310	235	57	1100	1,48	5,90	4,37	4,01	6,03	4,45	4,10	6,94
	240	355	270	58	1250	1,92	7,09	5,20	4,80	7,22	5,26	4,82	8,20

Таблица В5.

Технико-экономические характеристики кабелей (трехфазных с алюминиевыми жилами и пластмассовой изоляцией без стоимости траншей и конструкций)

Рабочее напряже-ние, кВ	Сечение жилы, ммг	Длительно допустимая токовая нагрузка, А, при прокладке	Масса алюми ния, т/км	Стоимость 1 км линии, тыс. руб., при прокладке кабелей
		в траншее	на конст-рукциях		АПВБ, АПОВБ (10, 20, 35 кВ) в траншее	АПВГ, АПОВБГ (10, 20, 35кВ)в конструкциях
Трехжильные
6	10	60	42	0,08	1,94	1,50
	16	80	50	0,13	2,10	1,62
	25	105	70	0,20	2,28	1,75
	35	125	85	0,28	2,53	1,93
	50	155	ПО	0,40	2,87	2,17
	70	190	135	0,66	3,40	2,50
	95	225	165	0,76	3,97	2,93
	120	260	190	0,96	4,55	3,35
	150	300	225	1,20	5,30	3,88
10	16	75	46	0,13	4,16	3,70
	25	90	65	0,20	4,40	3,96
	35	115	80	0,28	4,73	4,23
	50	140	105	0,40	5,17	4,65
	70	165	130	0,56	5,70	5,21
	95	205	155	0,76	6,42	5,94
	120	240	185	0,96	7,28	6,61
	150	275	210	1,20	8,20	7,48

Таблица В6.

Строительные работы по прокладке кабелей в траншеях на 1 км

Количество кабелей	Стоимость, тыс. руб.
	С учетом переходов	Без учета переходов
	грунт I категории	грунт II категории	грунт III категории	грунт I категории	грунт II категории	грунт III категории
1	1,12	1,27	1,42	0,39	0,44	0,53
2	1,58	1,78	1,97.	0,48	0,54	0,62
3	2,06	2,31	2,53	0,59	0,64	0,66
4	2,54	2,86	3,14	0,72	0,79	0,90
5	3,05	3,42	3,76	0,87	0,94	1,08
6	3,53	3,98	4,37	0,99	1,08	1,24
7	4,12	4,65	5,08	1,22	1,32	1,50
8	4,72	5,28	5,75	1,45	1,55	1,74
9	5,36	5,95	6,47	1,69	1,79	2,00
10	5,91	6,63	7,20	1,92	2,04	2,27

Таблица В 7.

Комплектные трансформаторные подстанции

Напряжение, кВ	Количество и мощность трансфор-маторов, кВ-А	Количестов линейных ячеек	Площадь застройки, м2	Стоимость, тыс. руб.
				оборудования	Монтажных работ	В т.ч. зарплата	Строительной части	полная
Без РПН
35/6-10	1 х 1000	4	170	21,98	1,98	0,50	3,19	27,14
	1 х 1600	4	170	23,00	2,04	0,52	3,19	28,23
	I х 2500	4	170	24,35	2,07	0,53	3,19	29,60
	1 х 4000	4	170	26,50	2,37	0,63	3,19	32,05
	1 х 6300	4	200	28,88	2,51	0,66	3,77	35,16
	1 х 10000	4	200	36,26	2,89	0,73	3,77	42,92
	1 х 16 000	4	200	42,83	3,00	0,76	41	49,60
	2 х 1 000	8	280	40,27	3,96	1,00	5,22	49,46
	2 х 1 600	8	280	42,38	4,08	1,03	5,22	51,62
	2х 2 500	8	280	44,99	4,13	1,05	5,22	54,34
	2 х 4 000	8	280	49,28	4,74	1,26	5,22	59,24
	2 х 6300	8	400	59,08	5,03	1,33	7,54	71,65
	2 x 10000	8	400	68,78	5,77	1,47	7,54	82,09
	2 x 16000	8	400	81,91	6,02	1,48	7,54	95,47
С РПН
35/6--10	1 x 10000	4	200	43,23	3,12	0,75	3,77	50,12
	1 х 16 000	4	200	45,22	3,38	0,80	3,77	52,37
	2 x 10 000	8	400	82,73	6,10	1,51	7,54	96,01
	2 x 16 000	8	400	86,70	6,62	1,64	7,54	100,86
110/6--10	1 x 10000	4	550	52,30	4,40	1,06	10,29	67,00
	1х 16 000	4	550	53,30	4,84	1,13	10,29	73,44
	2 x 10 000	8	1300	102,07	8,81	2,24	24,50	135,39
	2 x 16 000	8	1300	144,21	9,67	2,42	24,50	148.48
110/35/6--10	1 x 10000	2; 4	1050	68,94	9,81	1,67	19,86	98 62
	1 х 16 000	2; 4	1050	77,67	10,61	1,81	19,86	108,14
	2 x 10 000	4; 8	2600	138,07	19,63	3,40	49,30	207,00
	2 x 16 000	4; 8	2600	156,31	21,20	3,80	49,30	226,81

Таблица В 8.

Типовые подстанции

Напряжение кВ	Тип и мощность подстанции	Площадь застройки, м2	Стоимость, тыс. руб
			оборудования	Монтажных работ	В т.ч. зарплата	Строительной части	полная
35/6--10	ГПП35-1-1 х 4 000 А1	790	54,87	7,53	1,20	23,79	86,19
	ГПП35-1-1 х 6 300 А1	790	57,14	7,75	1,23	23,79	88,69
	ГПП35-1-1 х 10000 А1	790	65,60	7,93	1,25	23,79	97,32
	ГПП35-Ш-2x 4 000 А2	1310	108 79	13,22	2,50	36,45	158,44
	ГПП35-Ш-2x 6 300 А2	1310	113,32	16,66	2,54	36,45	163,44
	ГПП35-Ш-2 х 10 000 А2	1310	130,23	14,01	2,60	36,45	180,69
	ГПП-35-1\/-2 х 4 000 А2	1170	110,31	14,09	2,60	37,11	161,51
	ГПП-35-1\/-2 х 6 300 А2	1170	114,86	14,53	2,65	37,11	166,50
	ГПП-35-1\/-2х10 000 А2	1170	131,77	14,87	2,70	37,11	183,74
	ГПП-35-1\/-У-2х4 000 A2	1470	110,66	14,70	2,68	52,84	178,21
	ГПП-35-1\/-У-2х6 300 А2	1470	115,21	15,16	2,73	52,84	183,20
	ГПП-35-1\/-У-2х1000 А2	1470	132,12	15,50	2,77	52,84	200,46
110/6--10	ГПП-110-1-1x 6 300 Al	900	62,51	8,81	1,26	25,04	96,37
	ГПП-110-I-l x l0000 Al	900	75,08	9,66	1,43	25,04	109,79
	ГПП-110-1-1 х 16 000 Al	900	81,07	10,00	1,61	25,04	116,11
	ГПП-110-1-1x16 000 Б1	900	89,33	10,14	2,16	25,81	125,78
	ГПП-110-Ш-2 х 6300 А2	1490	124,16	15,50	3,00	38,98	178,64
	ГПП-110-Ш-2 х 10 000 A2	1490	149,34	16,87	3,30	38,98	205,19
	ГПП-110-Ш-2 х 16000 A2	1490	160,82	17,24	3,42	38,98	217,03
	ГПП-110-Ш-У-2 х 6 300 А2	1550	132,38	16,37	3,20	39,53	188,27
	ГПП-110-Ш-У-2Х 10000 А2	1550	157,56	17,74	3,50	39,53	214,83
	ГПП-110-Ш-У-2 х 16000 А2	1550	169,03	18,11	3,60	39,53	226,66
	ГПП-110- IV -2х 6300 А2	1740	126,25	16,46	3,15	40,05	182,75
	ГПП-110-IV-2 х 10000 А2	1740	151,42	17,84	3,46	40,05	209,31
	ГПП-110-IV-2x l6000 A2	1740	162,90	18,19	3,58	40,05	221,13
	ГПП-110-Ш-2 x 16000 Б2	1500	180,02	17,87	3,55	42,89	240,79
	ГПП-110-Ш-У-2 х 16000 Б2	1600	188,23	18,75	3,80	43,51	250,49
	ГПП-110- IV -2 х 16 000 Б2	1790	182,10	18,85	4,00	44,04	244,99
110/6--10	ГПП-110-Ш-2 х 25 000 Б2Р	1630	232,90	22,52	4,55	47,01	302,42
	ГПП-110-Ш-2 x 40 000 Б2Р	1630	264,40	23,78	4,80	47,01	335,20
	ГПП-110-Ш-У-2 х25000 Б2Р	1660	241,12	23,48	4,72	47,56	312,16
	ГПП-110-Ш-У-2x32000 Б2Р	1660	257,80	24,34	4,87	47,56	329,69
	ГПП-110-Ш-У-2х40000 Б2Р	1660	270,60	24,74	4,98	47,56	342,84
	ГПП-110-Ш-У-2х63 000 Б2Р	1660	307,90	24,64	5,12	47,56	382,10
	ГПП-110- IV -2х25 000 Б2Р	1850	234,98	23,57	4,70	47,98	306,52
	ГПП-110-IV-2х 32 000 Б2Р	1850	252,23	24,43	4,90	47,98	324,64
	ГПП-110-IV-2х 40 000 Б2Р	1850	264,80	24,83	5,00	47,98	337,60
	ГПП-110-1У-2х63000Б2Р	1850	302,30	27,70	5,10	47,98	377,98

Примечание. 35, 110 -- напряжение высшей стороны, кВ: ГПП -- главная понизительная подстанция; I, III, IV -- схема РУ высшего напряжения; У --усиленная изоляция; 1x10 000-- число и мощность трансформаторов, кВ-А; А1, А2, Б1, Б2, Б2Р -- тип РУ низшего напряжения; А1 и А2 -- для однотрансформаторных и двухтрансформаторных подстанций соответственно с выключателем на вводе типа ВМП-ШК на 1500 А; Б2Р --для трехтрансформаторных подстанций с трансформаторами с расщепленной обмоткой низшего напряжения.



Таблица В 9.

Наружная установка трехфазных двухобмоточных трансформаторов

Напряжение, кВ	Мощность трансформатора, вВ*А	Потери, кВт	Ток х.х, %	Напряжение к.з., %	Масса оборудования, т	Площадь, м2	Стоимость, тыс.руб.
		Х.х	К.з.					оборудования	Монтажных работ	Строительной части	полная
С регулированием под нагрузкой (РПН)
35	1000	2,75	11,6	1,5	6,5	8,02	150	5,73	0,97	2,8	9,5
	1600	3,65	16,5	1,4	6,5	9,60	150	6,34	1,46	2,8	10,6
	2 500	5,1	23,5	1,1	6,5	12,27	150	8,43	1,57	2,8	12,8
	4 000	6,7	33,5	1,0	7,5	16,28	200	10,77	1,71	3,72	16,2
	6 300	9,4	46,5	0,9	7,5	19,60	200	15,51	1,77	3,72	21,0
	10 000	14,5	65,0	0,8	7,5	21,00	200	22,71	1,87	3,72	28,3
	16 000	21,0	90,0	0,75	8	31,00	200	31,18	2,1	3,72	37,0
Трансформаторы с расщепленной обмоткой и РПН
35	25 000	29,0	145	0,7	9,5	53,8	200	35,7	4,7	7,7	48,1
	32 000	33,0	180	0,7	11,5	65,5	250	44,1	5,0	7,7	56,8
	40 000	39	225	0,65	9,5	75,5	250	52,9	5,2	8,2	66,3
	63 000	55	280	0,6	11,5	83,2	250	74,2	5,6	8,2	88,0
Трансформатор с РПН
11О	2 500	6,5	22	1,5	10,5	24,5	400	19,56	2,50	7,44	29,5
	6 300	13	50	1,0	37,3	37,3	400	26,4	2,96	7,44	36,8
	10 000	8	60	0,9	10,5	42,0	400	33,16	3,00	7,44	43,6
	16 000	26	85	0,85	10,5	54,5	400	42,34	3,22	7,44	53,0
Трансформаторы с расщепленной обмоткой и РПН
110	25000	36	120	0,8	10,5	67,2	400	49,7	6,4	7,9	4 64,0
	32000	44	145	0,75	10,5-	88	400	57,4	66	9,4	73,4
	40000	52	175	0,7	10,5	91,2	400	65,9	6,9	9,4	82,2
	63000	73	260	0,65	10,5	107,2	400	88,5	7,1	9,4	105,0
	80000	89	315	0,6	10,5		400	101,2	7,4	9,6	118,2
Трансформаторы с расщепленной обмоткой и РПН
220	32000	125	215	4,5	12,0	150	--	80,7	10,6	9,7	110,0
	63000	137	345	4,0	12,2	145	--	130,4	12,9	9,7	153,0

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Исходные данные для выполнения курсовой работы

Таблица Г1.

Напряжении линии

Показатели	АИСЩ	БКТЭ	ВЛУЮ	ГМФЯ	ДНХ	ЕОЦ	ЖПЧ	ЗРШ
Напряжение, кВ U1 U2	220 10	220 6	110 6	110 10	115 10	115 6	35 10	35 6

Таблица Г 2.

Полная расчетная мощность подстанции

Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Мощность, МВА Sp1 Sp2	17.9 14	26.14 14.8	24.32 13	24 13.8	22 16	23.6 14.4	18.6 15.8	25 13.2	23 13.6	24.6 14.6

Таблица Г3.

Длина линии

Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Длина линий L1, км L2, м	15 800	10 500	20 1000	25 1200	30 1500	32 1600	28 2000	17 600	26 1900	14 700

Таблица Г 4.

Технические параметры для расчета схемы электроснабжения

Показатели	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Время использования максимума нагрузки, ч	5300	4345	4960	3080	4370	4280	4355	5330	3770	4140
Коэффициент мощности нагрузки cos ц	0,7	0,75	0,87	0,89	0,88	0,91	0,86	0,94	0,98	0,9
Мощность нагрузок первой и второй категории в процентном соотношении от суммарной мощности	60:40	40:60	70:30	55:45	70:30	75:25	60:40	65:35	80:20	50:50
Категория грунта	I	П	Ш	I	П	Ш	I	П	Ш	I

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Исходные данные для расчета амортизационных отчислений

Таблица Д

Нормы амортизационных отчислений на полное восстановление

Группы и виды основных фондов	Норма амортизационн. отчислений Нпв, % от первоначальной стоимости
1	2
Здания: - Двухэтажные всех назначений, кроме деревянных всех видов; одноэтажные с железобетонными и металлическими каркасами, со стенами из каменных материалов, крупных блоков и панелей, с железобетонными, металлическими и другими долговечными покрытиями с площадью по-ла до 5000 м2	2,6
- Одноэтажные бескаркасные со стенами из каменных материалов, крупных блоков и панелей, с железобетонными, металлическими и кирпичными колоннами и столбами, с железобетонными, металлическими, деревянными и другими перекрытиями и покрытиями	3,1
- Одноэтажные бескаркасные со стенами облегченной каменной кладки, с железобетонными, кирпичными и деревянными колоннами и столбами, с железобетонными, деревянными и другими перекрытиями и покрытиями	4,7
Воздушные линии электропередачи:
- Напряжением 0,4--20 кВ:
на металлических или железобетонных опорах	3,6
на опорах из пропитанной древесины и непропитанной лиственницы '	5,7
на опорах из непропитанной древесины	8,0
- Напряжением 35--220 кВ:
на металлических и железобетонных опорах	2,4
на деревянных опорах из пропитанной древесины и непропит. лиственницы	4,9
- Напряжением 330 кВ и выше
на металлических или железобетонных опо-рах	2,4
Кабельные линии электропередачи:
- Со свинцовой оболочкой:
напряжением до 10 кВ, проложенные в земле, в помещениях	2,3
напряжением 6--10 кВ, проложенные под водой	4,6
напряжением до 10 кВ с алюминиевой оболочкой:
проложенные в земле	4,3
проложенные в помещениях	2,3
- Напряжением до 10 кВ с пластмассовой оболочкой, проложенные в земле, в помещениях	5,3
- Напряжением 20--35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные:
в земле, в помещениях	3,4
под водой	5,8
- Напряжением 110--220 кВ маслонаполненные низкого, среднего и высокого давления, проложенные:
в земле, в помещениях	2,5
под водой	3,0
Электродвигатели:
Мощностью до 100 кВт	12,6
Мощностью более 100 кВт	8,1
Прочее силовое оборудование:
Силовое электротехническое оборудование и распределительные устройства (электротехническое оборудование открытых и закрытых распределительных устройств, выключатели, реакторы, шины, измерительные трансформаторы, распре-делительные шины и сборки со всей аппаратурой, преобразователи и другое оборудование)1	6,4
Выпрямители селеновые и кремниевые	8,6
Аккумуляторы:
- стационарные кислотные	9,1
- стационарные щелочные	12,5
- переносные кислотные	33,3



ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Исходные данные для расчета затрат на текущий ремонт

Таблица Е

Нормативные отчисления на текущий ремонт

Элементы электроснабжения	Отчисления на ТР, % от первоначальной стоимости
ВЛ до 22 кВ на металлических или железобетонных опорах на опорах из пропитанной древесины на деревянных опорах с железобетонными пасынками	0,5 1 1
ВЛ 35 - 160 кВ на металлических или железобетонных опорах на опорах из пропитанной древесины на деревянных опорах с железобетонными пасынками	0,4 1 1
ВЛ 220 кВ и выше на железобетонных или металлических опорах	0,4
КЛ в земле и под водой до 10 кВ включительно 35 кВ 10 кВ и выше	1,5 2 2
КЛ, проложенные в помещении, а также открыто по эстакадам или конструкциям до 10 кВ включительно 35 кВ	1 0,5
Электродвигатели мощностью до 100 кВт свыше 100 кВт	1,7 1
Силовое электротехническое оборудование, распредустройства и подстанции	1
Токопроводы 6 - 10 кВ	1
Аккумуляторы стационарные то же при непрерывном подзаряде	2 1
Измерительные и регулирующие приборы и устройства	1
Батареи статических конденсаторов	0,8