Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети электроснабжения района

0

Факультет экономики и управления

Кафедра экономики и организации производства

 

 

 

 

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Экономика энергетики»

 

Технико-экономическое сравнение двух вариантов сети электроснабжения района

 

 

 

Аннотация

Данная курсовая работа состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка содержит 49 страниц, 34 таблицы и список использованных источников, состоящий из 10 наименований. Технико-экономический расчет выполнен на листе формата А1.

Целью данной курсовой работы является сравнение двух вариантов электрической сети по экономическим показателям. Для этого рассчитываются инвестиции в сеть, ежегодные издержки передачи и распределения электрической      энергии: годовые потери электроэнергии, амортизационные отчисления, фонд оплаты труда и различные отчисления, материальные затраты на все виды ремонтов и техническое   обслуживание электросетей и электрооборудования по каждому из вариантов, затем производится экономическая оценка и сравнение инвестиционных проектов

 

Содержание

 

Введение……………………………………………………………….………….

 

1 Определение инвестиций……………………………………………………... 

 

1.1 Определение затрат на строительство ЛЭП………………………………...

 

1.2 Определение затрат на строительство подстанций………………………...

 

1.3 Определение затрат на технологическое присоединение………………...

 

1.4 Определение суммарных капиталовложений……………………………..

 

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат…………………………………...

 

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии………………………………..

 

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов……………………………………………………….

 

2.3 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования……………………………………………………

 

2.4 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала…………………………..

 

2.5 Фонд оплаты труда служащих……………………………………………….

 

2.6 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)…………………..

 

2.7 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве……………………………………………………………………….

 

2.8 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое обслуживание электросетей и электрооборудования…………………………..

 

2.8.1 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования……….

 

2.8.2  Расчет запасных частей и комплектующих изделий для    трансформаторов и ВЛ……………………………………………………………

 

2.8.3 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования…………..

 

2.9 Затраты на ремонт строительной части……………………………………..

 

2.10 Отчисления на обязательное страхование имущества…………………….

 

2.11 Плата за пользование краткосрочным кредитом…………………………

 

2.12 Общесетевые расходы……………………………………………………….

 

2.13 Прочие расходы……………………………………………………………...

 

2.14 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии…………………………………………………..

 

2.15 Математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении…..

 

2.16Годовые приведенные затраты………………………………………………

 

3 Экономическая оценка инвестиционных проектов…………………………..

 

Заключение………………………………………………………………………..

 

Список использованных источников……………………………………………

 

 

 

 

 

Введение

 

 

В современной России важнейшую роль в экономическом развитии играет энергетическая отрасль. В условиях интенсивного строительства, разработки месторождений полезных ископаемых энергетика выходит на новый этап развития. В «плане 2020», «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года», показатели по экспорту электроэнергии должны составить 40-75 млрд. кВт/ч, и это не учитывая развития инженерно-энергетического сектора в России.

Для обеспечения устойчивого роста, энергетическая отрасль нуждается в реконструкции и развитии производственных фондов и инфраструктурных сетей. Необходимо строить нефтеперерабатывающие заводы, гидроэлектростанции, АЭС и другие объекты, а так же развивать инфраструктуру страны. Необходимо добиться того, чтобы по всей территории России был свободный доступ к электроэнергии.

Лучшим способом передачи электроэнергии на большие расстояния, являются линии электропередачи ЛЭП. Их строительство и эксплуатация обладает экономическими преимуществами по сравнению с другими способами канализации электроэнергии. Это важно с точки зрения привлекательности для инвесторов как существующих сетей электроснабжения, так и планируемых к внедрению проектов. Чтобы инвестор мог полностью убедиться в целесообразности вложения средств в такую сеть, необходимо произвести сравнительную оценку эффективности предложенных проектов сетей. В данной курсовой работе приводится пример того, как могут быть определены показатели эффективности проектов схем электроснабжения.

 

1 Определение инвестиций

 

Общие капитальные вложения:

 

 

где  КЛЭП – затраты на строительство ЛЭП, руб;

         Кп/ст – затраты на строительство подстанций, руб;

         Кт.пр – затраты на технологическое присоединение, руб.

 

Расчет ведется параллельно для магистрального и для смешанного варианта сети с последующим сведением результатов в таблицы.

 

1.1 Определение затрат на строительство ЛЭП

 

 

 

где Кпр – капитальные затраты на провод, руб;

        lпр – длина провода, км; 

       Ктр – капитальные затраты на грозозащитный трос, руб;

        lтр – длина грозозащитного троса, км; 

       Киз – капитальные затраты на изоляторы, руб;

       Nиз – количество изоляторов; 

     Кпр оп – капитальные затраты на промежуточные опоры, руб;

     Nпр оп – количество промежуточных опор; 

     Кан оп – капитальные затраты на анкерные опоры, руб;

     Nан оп – количество анкерных опор; 

       Краб – коэффициент равный 1,6

         Кр – поправочный коэффициент на стоимость строительства

 

Число анкерных опор  вычисляется по формуле:

                                                             

                                                       (3)

 

где Nан – число анкерных опор;

         lij – расстояние между пунктами сети, км;

       – расстояние между анкерными опорами, км.

 

Для магистрального варианта сети:

 

 

Расчет ведется аналогично по каждому участку:

 

 

Для смешанного варианта сети:

 

 

 

Число промежуточных опор определяется по выражению:

 

 

 где Nп – число промежуточных опор;

     ∆lп – расстояние между промежуточными опорами, км.

 

Для магистрального варианта сети:

 

 

 

 

Для смешанного варианта сети:

 

 

 

 

Принимаем к установке металлические опоры с цинковым покрытием марок: П110-3, П110-4, У110-1, У110-2. Опоры приняты в соответствии с ветровыми и гололедными нагрузками района, в которых они устанавливаются [2].

 

Количество изоляторов для проводов определяется по формуле:

 

где Nj – количество соответствующих опор;

     nj – число фаз на соответствующей опоре;

 

Для магистрального варианта сети:

 

 

Для смешанного варианта сети:

 

 

Количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса:

 

                                                                                                        (6)

 

где Nансуммарное количество анкерных одноцепных и двухцепных опор.

 

Грозозащитный трос подвешивается на анкерных опорах при помощи двух изоляторов.

 

Для магистрального варианта сети:

 

        

Для смешанного варианта сети:

 

 

При расчете капитальных затрат длина провода берется с учетом стрелы провеса и количества фаз:

   

      где lij – расстояние между участками, км;

      k – поправочный коэффициент на стрелу провеса, равен 1,1;

      n – общее число фаз на опоре;

 

Длина грозозащитного троса определяется по выражению:

 

                                                                                                                          (8)

 

Таблица 1 – Стоимость провода марки АС и грозозащитного троса, руб/км [3]

 

АС-70

АС-95

АС-120

АС-150

АС-185

ТК-50

53025

74350

100744

120467

145954

25820

По формуле (1) определяем:

 

- затраты на провод АС для магистрального варианта:

 

 

- затраты на провод АС для смешанного варианта:

 

 

  • затраты на грозозащитный трос для магистрального варианта:

 

 

  • затраты на грозозащитный трос для смешанного варианта:

 

 

 

Таблица 2 – Стоимость изоляторов [6]

 

Марка

ЛК 120/110 - III

ЛКГ 70

Стоимость, руб

1656

1167

 

- затраты на изоляторы для магистрального варианта:

 

 

- затраты на изоляторы для смешанного варианта:

 

 

Таблица 3 – Стоимость опор [7]

 

Анкерные опоры

Промежуточные опоры

У110-1

У110-2

П110-3

П110-4

298000

324000

78000

84000

 

- затраты на опоры для магистрального варианта:

 

 

- затраты на опоры для смешанного варианта:

 

 

 

Определим затраты на строительство ЛЭП для магистрального варианта:

 

 

Определим затраты на строительство ЛЭП для смешанного варианта:

 

 

 

Таблица 4 – Сравнительный анализ затрат на строительство ЛЭП

 

 

Кпр, руб

Кг тр, руб

Киз, руб

Коп, руб

Клэп, руб

Магистральный

150,8·106

7,2·106

13,6·106

140,7·106

519,9·106

Смешанный

168,6·106

10·106

13·106

187,2·106

630,5·106

 

 

1.2 Определение затрат на строительство подстанций

 

 

где Ктр – капитальные затраты на трансформаторы, руб;

      Nтр – количество трансформаторов; 

   Квыкл – капитальные затраты на высоковольтные выключатели, руб;

   Nвыкл – количество выключателей; 

       Кр – капитальные затраты на разъединители, руб;

       Nр – количество разъединителей; 

   КОПН – капитальные затраты на ОПН, руб;

   NОПН – количество ОПН; 

    КВЧС – капитальные затраты на ВЧС, руб;

    NВЧС – количество анкерных опор; 

     Краб – коэффициент равный 1,6;

       Кр – поправочный коэффициент на стоимость строительства;

      1,4 – коэффициент, учитывающий затраты на строительство ЗРУ;

  

Таблица 5 – Стоимость трансформаторов [8]

Марка трансформатора

ТДН – 10000

ТДН – 16000

ТРДН – 25000

Стоимость, руб

8650000

12680000

21250000

 

Таблица 6 – Стоимость изоляторов, выключателей, разъединителей, ОПН[4], [9], [5]

Марка оборудования

Изолятор

ЛК 120/110 - III

Грозозащитный изолятор

ЛКГ 70-270/740-S

Элегазовый выключатель

LW36A(B)-126

Разъединитель

РГ-110/1000 УХЛ1

Ограничитель перенапряжения

ОПНп-110

Стоимость, руб.

1656

2000

1670000

64020

26200

 

Таблица 7 – Стоимость ВЧС

 

ВЧС

Высокочастотный заградитель

ВЗ 630 – 0,5

Конденсатор связи СМПВ-110/v3-6,4 У1,Т1*

Итого

Стоимость, руб

226500

73800

300300

 

Количество трансформаторов, разъединителей, ОПН, комплектов ВЧС и выключателей определяется в зависимости от схемы сети и категорийности потребителей. Выключателей 14, разъединителей 48, ОПН 36.

 

Определим затраты на оборудование для магистрального варианта сети с сведением результатов в таблицу.

 

Таблица 8 – Затраты на оборудование

 

         

123200000

23380000

30720960

943000

2702700

Тогда затраты на строительство подстанции составят:

 

 

Определим затраты на оборудование для смешанного варианта сети:

Выключателей 48, разъединителей 156, ОПН 36.

 

Таблица 9 – Затраты на оборудование

 

         

123200000

26720000

33281040

943200

2702700

 

Тогда затраты на строительство подстанции составят:

 

 

1.3 Определение затрат на технологическое присоединение

 

 

где РРЭС – мощность РЭС, кВт;

      Тт.пр. – тариф на технологическое присоединение, руб./кВт.

 

Исходя из категорийности потребителей принимаю Cosφ=0,75.

 

 

 

1.4 Определение суммарных  капитальных вложений:

 

Общие капитальные вложения для магистрального варианта:

 

 

Общие капитальные вложения для смешанного варианта:

 

 

Так как мы строим РЭС в течение трех лет, то необходимо пересчитать ее стоимость на конец строительства:

 

 

где r – ставка рефинансирования, принимается равной 0,1;

       i – порядковый год строительства;

         

 

Принимаю, что в первый год инвестиции составили 50%, во второй – 30%, в третий – 20%.

 

Для магистрального варианта:

 

 

Для смешанного варианта:

 

 

Сравнивая инвестиционные вложения в магистральный и смешанный вариант можно сделать вывод о том, что строительство магистрального варианта сети обойдется дешевле на 133363429,7 руб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

 

    Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С)

определяются по формуле:

 

               (12)

 

где Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии, руб;

         Сот – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб;

         Ссн – отчисления на социальные нужды, руб;

         Снс – отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве, руб;

        Срэ–годовые материальные затраты на ремонт элементов электроснабжения, руб;

        Срс – годовые затраты на ремонт строительной части, руб;

        Са – амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов, руб;

        Сос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, руб;

        Скр – затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб;

        Соб – общесетевые расходы, руб;

        Спр – прочие расходы, руб;

     

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

 

Стоимость потерь электрической энергии определяется исходя из действующих тарифов и потерь электроэнергии по формуле:

 

                                                                                             (13)

 

где – действующий тариф, руб/кВт∙ч.

   – годовые потери электроэнергии в кВт·ч, определяемые по соответствующим формулам в зависимости от вида электрических установок.

 

,                                                    (14)

α – годовая плата за 1 кВт заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, р/кВт в мес.

β – плата за 1 кВт·ч отпущенной потребителю электрической энергии, р/кВт·ч

Определяется по [10]

 

 

                                                                               (15)       

где – годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт·ч;

         – годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт·ч.

 

Потери в ЛЭП определяются:

 

                                                                                  (16)      

где – наибольшие потери активной мощности, МВт;

            – годовое время максимальных потерь, ч.

 

                                                                                 (17)

 

 

                                                                                       (18)

 

где – полная мощность подстанции, МВА;

      – номинальное напряжение сети, кВ;

        – сопротивление линии (с учетом протяженности линии и количества цепей – для двухцепных в 2 раза меньше), Ом.

 


Для магистрального варианта сети:

 

 МВт.

 

Результаты расчетов потерь для остальных участков магистрального варианта приведены в таблице 7.

 

 

 

 

 

Таблица 10 - Потери в ЛЭП магистрального варианта сети

 

№ участка

Длина провода, км

Удельное сопротивление, Ом/км

R, Ом

Sп, МВА

∆Pлэп, МВт

0-1

75,4

0,195

7,35

71,5

3,11

1-3

32,48

0,249

4,04

49,41

0,82

3-4

45,24

0,420

9,50

14,71

0,17

0-2

92,8

0,314

14,57

48,37

2,82

2-5

32,48

0,314

10,20

19,98

0,34

Итого:                                                                                                              7,25

 

 

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (16) определяются:

 

МВт·ч

 

Потери в трансформаторах определятся по формуле:

 

                                                                                             (19)

 

где -  наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, МВт.

 

                                                                     (20)

 

Для 1-ой подстанции:

 

МВт.

 

Результаты расчетов потерь в трансформаторах для остальных подстанций магистрального варианта сведены в таблицу 11.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 11 – Потери в трансформаторах магистрального варианта сети

 

№ участка

Кол-во трансформаторов

Марка трансформатора

∆Pхх, МВт

∆Pкз, МВт

Sп, МВА

∆Pтр, МВт

0-1

2

ТДН 16000

0,018

0,085

22,09

0,117

1-3

2

ТРДН 25000

0,025

0,120

34,7

0,166

3-4

2

ТДН 10000

0,014

0,058

14,71

0,091

0-2

2

ТДН 16000

0,018

0,085

28,39

0,170

2-5

1

ТДН 16000

0,018

0,085

19,98

0,151

Итого:

0,694

 

Тогда потери электроэнергии по формуле (18) определятся:

 

МВт·ч.

 

Годовые потери по формуле (14) определятся:

 

МВт·ч.

 

Стоимость потерь электрической энергии:

 

 тыс. руб.

 

 

Расчет стоимости потерь для смешанного варианта:

 

Для расчета потерь мощности на кольцевом участке ЛЭП смешанного варианта необходимо определить потокораспределение мощности по каждому из участков. Для этого кольцо размыкается по т. РЭС. Тогда мощность, протекающая по участку 0-1 рассчитывается по формуле:

 

                        (21)                  

 

МВт.                                                     

 

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 2-4 определяется как:

                                               

                                               (22)

МВт.

 

На участке 4-5 протекающая мощность будет равна:

 

                                                                                                (23)

МВт.

 

На участке 0-5 протекающая мощность будет равна:

 

МВт.

 

Аналогично расчету потерь мощности в ЛЭП для магистрального варианта рассчитываются потери для смешанного.

 

Таблица 12 – Потери в ЛЭП смешанного варианта сети

 

№ участка

Длина провода, км

Удельное сопротивление, Ом/км

R, Ом

Sп, МВА

∆Pлэп, МВт

0-1

75,4

0,249

9,39

22,09

2,50

1-3

32,48

0,314

5,10

34,7

0,51

0-2

92,8

0,156

14,48

34,97

1,46

2-4

35,96

0,420

15,10

6,58

0,05

4-5

39,44

0,420

16,56

8,13

0,09

0-5

112,52

0,195

21,94

11,85

0,25

Итого:

4,87

 

Потери электроэнергии в ЛЭП смешанного варианта по формуле (16) определяются:

 

МВт·ч.

 

Т.к. потери в трансформаторах зависят только от нагрузки и характеристик самих трансформаторов, то расчеты для смешанного варианта повторяют расчеты для магистрального.

 

Годовые потери по формуле (15) определятся:

 

МВт·ч.

 

Стоимость потерь электрической энергии по формуле (13):

 

 тыс.руб.

 

 

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

 

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

 

                                                             (23)

 

где – амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей, руб/год;

    – инвестиции в электрооборудование и электрические сети, руб.;

     – нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (8% для ЛЭП и 7,5% для подстанций в соответствии с приложением А [1]).    

  

По формуле (23) для магистрального варианта:

 

руб.

 

Для смешанного варианта:

 

руб.

 

 

2.3 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования

 

О – осмотр, провода проверяются на наличие обрывов и оплавление отдельных фаз, наличие остерегающих знаков, состояние изоляторов, заземлителей;

К – капитальный ремонт, основной объем работ при капитальном ремонте устанавливается при последнем текущем ремонте или осмотре.

Т – текущий ремонт.

Таблица 13 – Нормы трудоемкости ремонта подстанции и ВЛ, чел·час.

 

Марка тр-ра или провода ВЛЭП (вместе с сечением)

Вид ремонта, трудоёмкость в чел∙ч

Капитальный

Текущий

Осмотр

ТРДН-25000/110

2240

420

105

ТДН-16000/110

1785

350

88

ТДН-10000/110

1275

250

64

АС-185

68

22

5,5

АС-150

62

19

4,75

АС-120

54

16

4

АС-95

48

14

3,5

АС-70

38

11

2,5

 

 

Периодичность ремонта:

 

ВЛ: капитальный ремонт: 126900 часов

       текущий ремонт 8640 часов

       осмотр раз в полгода.

 

Трансформаторы: капитальный ремонт 103680 часов

                               текущий ремонт 25920 часов

                               осмотр один раз в два месяца

 

для трансформаторов:

 

капитальный ремонт в годах: 103680/8760ч=11,84 года;

текущий ремонт: 25920/8760=2,96 лет.

 

Трансформатор ТДН-16000/110 ставим на капитальный ремонт.

На текущий ремонт:  трансформатора.

 

Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2011 год для трансформаторов представлен в таблице 14.

 

Для воздушных линий:

 

Для магистрального варианта сети определяем общую протяженность линий, км: км

Переведем периодичность ремонта ВЛ из часов в года:

 

Капитальный ремонт:

Текущий ремонт:

 

Определяем наиболее короткую длину ЛЭП, которую ставим на капитальный ремонт, по следующему выражению:

 


 

По таблице подбираем протяженность линии  ближайшую по значению к l=32,48 км – примем участок 1-3 на капитальный ремонт, остальные участки ставим на текущий ремонт и осмотр.

 

Аналогично для смешанного варианта:

 

км

 

 

Примем участок 2-4 на капитальный ремонт, остальные участки ставим на текущий ремонт и осмотр.

Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2011 год для ЛЭП 110 кВ обоих вариантов представлены в таблице 15, 16.

 

 

 

 

2.4 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

 

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется как сумма основной и дополнительной заработной платы (включая стоимость продукции, выдаваемой работникам в порядке натуральной платы):

 

                             ,                             (24)

 

где – основная заработная плата;

      – доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы:

      – доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда;

      – доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда;

     – доплаты по районному коэффициенту (1,15).

                                                                                         (25)

 

где – соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел.

– действительный фонд рабочего времени в год, час. (1700 ч.);

– часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

 

    Для магистрального варианта:

 

    Таблица 17 – Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС

 

Группа оборудования

приложения

Расчетная численность персонала

Поправочный коэффициент

Нормативная численность персонала

В том числе специалисты, руководители, служащие

%

чел.

ВЛ 110 кВ

Л

32,48·0,0129+245,92·0,0155=4,23

1,331

 

5,63

20

0,126

Подстанции 110 кВ

Р

9·0,0868+14·0,0826=1,94

1,331

 

2,58

30

0,77

Подстанции 110 кВ (оперативный персонал)

С

5·1,35=6,75

1,331

 

8,98

20

1,8

Итого:

17,19

 

2,696

 

        Количество рабочих определяется по формуле:

 

                                                                                                           (26)

 

       По данным таблицы (10) и по формуле (26):

 

     

 

      Составляется таблица с использованием приложения Ц /1/.

 

      Таблица 18 – Распределение рабочих по специальностям

 

Разряд

Специальность

Количество чел.

Часовая тарифная ставка, руб.

III

Электромонтер связи

1

32,4

 

Слесарь по ремонту электрооборудования

1

Электромонтер по обслуживанию подстанций

1

IV

Электромонтер по обслуживанию подстанций

8,494

36,5

 

Электромонтер по ремонту обмоток

1

V

Электромонтер по ремонту электрооборудования

2

40,5

 

 

       Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих составляет:

 

      

 

       Тогда доплаты составят:

 

 

 

   

 

        Для смешанного варианта:

 

        Таблица 19 - Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС

 

Группа оборудования

приложения

Расчетная численность персонала

Поправочный коэффициент

Норматив-ная числен-ность персонала

В том числе специалисты, руководители, служащие

%

чел.

ВЛ 110-150 кВ

Л

280,72·0,0129+107,88·0,0155=3,02

1,331

4,02

20

0,804

Подстанции 110 кВ

Р

9·0,0868+16·0,0826

=2,1

1,331

2,8

30

0,84

Подстанции 110 кВ (оперативный персонал)

С

5·1,35=6,75

1,331

8,98

20

1,8

Итого

15,8

 

3,444

 

        

       

 

        Составляется таблица с использованием приложения Ц /1/.

        

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 20 – Распределение рабочих по специальностям

 

Разряд

Специальность

Количество чел.

Часовая тарифная ставка, руб.

III

Электромонтер связи

1

32,4

 

Слесарь по ремонту электрооборудования

1

Электромонтер по обслуживанию подстанций

1

IV

Электромонтер по обслуживанию подстанций

6,356

36,5

Электромонтер по ремонту обмоток

1

V

Электромонтер по ремонту электрооборудования

2

40,5

 

        Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих составляет:

 

      

 

        Тогда доплаты составят:

 

      

 

          

 

     

   

 

      2.5 Расчет фонда оплаты труда служащих

 

                                                                               (27)

 

      где – месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;

            m – номенклатура должностей, чел.;

           – доплаты по районному коэффициенту(1,04);

           – дополнительная заработная плата (1,85).

 

Всего служащих по расчету для магистрального варианта 4,406 чел., из них:

       Таблица 21 – Распределение служащих по должностям

Должность

Количество, чел.

Месячный оклад, тыс. руб.

Начальник РЭС

1

21

Старший мастер

1

13,5

Оператор диспетчерской службы

0,696

11

Всего

2,696

-

 

Тогда годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы             

РЭС (магистральный вариант) составит:

Служащих по расчету для смешанного варианта 3,444 чел., из них:

        Таблица 22 – Распределение служащих по должностям

Должность

Количество, чел.

Месячный оклад, тыс.руб.

Начальник РЭС

1

21

Старший мастер

1

13,5

Оператор диспетчерской службы

1,444

11

Всего

3,444

-

 

Тогда годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы    

РЭС (смешанный вариант) составит:

 

 

 

 

 

2.6 Отчисления на страховые выплаты социального характера

 

Отчисления на социальные нужды принимаются равными согласно законодательству 34% от фонда заработной платы:

 

- магистрального варианта:

 

 

- для смешанного варианта:

 

 

2.7 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

 

Данные отчисления для электроэнергетики принимаются равными 5-6% от фонда оплаты труда:

 

- для магистрального варианта:

 

 

- для смешанного варианта:

 

 

 

2.8 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое

      обслуживание электросетей и электрооборудования

 

2.8.1 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

 

Используя полученные значения трудоемкости ремонтов трансформаторов и ВЛ, нормы расхода основных материалов, покупные цены на материалы, взятые из коммерческих каталогов, для обоих вариантов составляются сводные таблицы стоимости материалов по ремонту электрооборудования. При этом расход материалов определяется по формуле:

 

                                                                                  (28)

где - норма расхода основных материалов на 100 чел.-час. трудоемкости ремонта и технического обслуживания (принимается по таблице 15 [1]);

- суммарная трудоемкость за год (чел.час) ремонта и обслуживания подстанции или ВЛ (по данным таблиц 9, 10 и 11).

 

Стоимость материалов будет определятся по формуле:

 

                                                                                                (29)

 

где - цена на материал

Так, например, расход электродов для ремонта трансформатора по формуле (28) равен:

 

Тогда стоимость электродов  при цене на него 20,76 руб. по формуле (30) составит:

 

Стоимость остальных материалов необходимых в ходе обслуживания и ремонта трансформаторов рассчитывается аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 17.

Расчеты стоимости материалов для ремонта ЛЭП проводятся аналогично расчетам, приведенным выше. Результаты расчетов для магистрального и  смешанного вариантов сведены в таблицу 18.

 

 

     

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 23 – Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование материала

Единица измерения

Норма расхода основных материалов на 100 чел.ч трудоемкости ремонта и тех обслуживания

Трудоемкость ремонта согласно проекту, чел.-час

Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед.

Покупная цена ед. материала, р.

Стоимость материалов, потребных для ремонта электрооборудования, р.

1

2

3

4

5

6

7

8

Трансформаторы

Электрокартон

кг

23,20

7151

1659,03

80

132722,40

Бумага кабельная

кг

1,20

85,81

50,91

4368,59

Бумага крепир. ЭКТМ

кг

6,50

464,82

39,83

18513,78

Лакоткань ЛХМ

м3

3,60

257,44

136

35011,84

Бензин А-76

л

25,00

1787,75

23,50

42012,13

Уайт-спирит

кг

2,50

178,78

32,20

5756,72

Шпагат увязочный

кг

0,555

39,69

42,33

1680,08

Припой ПОС-40

кг

0,087

6,22

152

945,44

Электроды

кг

0,6

42,91

96,91

4158,41

Вето

кг

1,4

100,11

18,84

1886,07

Масло трансформаторное

кг

1000

71510

37

2645870

Сталь листовая

кг

70

5005,70

28

140159,60

Стальугловая

кг

70

5005,70

23,28

116532,70

Гетинакс

кг

0,42

30,03

170

5105,10

Текстолит А-50

кг

0,4

28,60

270

7722

Лента киперная

м

6

429,06

1,06

454,80

Маслостойкая резина

кг

0,9

64,36

82,90

5335,44

Бруски буковые

м3

0,54

38,62

45000

1737900

Нитроэмаль

кг

4,3

307,49

76,30

23461,49

Эмаль грунтовая

кг

3,2

228,83

49,90

11418,62

Ацетон

кг

5,3

379,00

49,80

18874,20

Лента тафтяная

м

5

357,55

1,28

457,66

Бумага наждачная

лист

0,8

57,21

198

11327,58

Итого:

4971,67 тыс.руб

Таблица 24 – Расчет стоимости материалов по ремонту ВЛ

 

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование материала

Единица измерения

Норма расхода основных материалов на 100 чел.-час.

Трудоемкость ремонта согласно проекта, чел.-час

Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед.

Покупная цена ед. материала, руб.

Стоимость материалов, потребных для ремонта электрооборудования, тыс.руб.

1

2

3

4

5

6

7

8

Магистральный вариант

ВЛ

Провод неизолированный

кг

80

7517,38

6013,90

120

721,67

Изоляторы подвесные

шт

20

1503,48

1656

2489,76

Сталь листовая

кг

15

1127,61

33,02

37,23

Проволока стальная мягкая

кг

0,3

22,55

27

0,61

Итого:

3249,27

тыс.руб

Смешанный вариант

ВЛ

Провод неизолированный

кг

80

10938,22

8750,58

120

1050,07

Изоляторы подвесные

шт

20

2187,64

1656

3622,74

Сталь листовая

кг

15

1640,73

33,02

54,18

Проволока стальная мягкая

кг

0,3

32,8147

27

0,89

Итого:

4727,87

тыс. руб

 

2.8.2 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для    трансформаторов и ВЛ

 

Покупная цена запасных частей рассчитывается в зависимости от стоимости      трансформатора (Цтр).

 

Для трансформатора ТДН 16000/110 (цена 12680 тыс. руб)

 

Обмотка ВН                     32%    Ц=0,32·12680=4057,6 тыс. руб

Обмотка НН                     18%    Ц=0,18·12680=2282,4 тыс. руб     

Проходные изоляторы    0,3%     Ц=0,003·12680=38,04 тыс. руб

Проходные втулки      0,035%       Ц=0,00035·12680=4,44 тыс. руб

Радиаторный кран       0,046%       Ц=0,00046·12680=5,83 тыс. руб

Термосигнализатор       0,04%       Ц=0,0004·12680= 5,07 тыс. руб

 

Для трансформаторов остальных марок расчет аналогичный

 

Таблица 25 – Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование запасных частей и комплектующих изделий

Единицы измерения

Норма расхода запасных частей и комплектующих изделий

Количество узлов, частей, изделий по проекту

Расход узлов, частей, комплектующих изделий по проекту

Цена единицы частей, комплектующих изделий по проекту, тыс.руб.

Стоимость частей, комплектующих изделий по проекту, тыс.руб.

Ед.

На какое количество единиц, находящихся в эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТДН 16000/110

Обмотка ВН

к-т

2

10

5

1

4057,6

4057,6

Обмотка НН

к-т

2

1

2282,4

2282,4

Проходные изоляторы

к-т

5

3

38,04

114,12

Проходные втулки

к-т

3

2

4,44

8,88

Радиаторный кран

шт

3

2

5,83

11,66

Термосигнализатор

шт

3

2

5,07

10,14

Итого, тыс.руб.

6484,8

ТДН 10000/110

Обмотка ВН

к-т

2

10

2

1

2768

2768

Обмотка НН

к-т

2

1

1557

1557

Проходные изоляторы

к-т

5

1

25,95

25,95

Проходные втулки

к-т

3

1

3,03

3,03

Радиаторный кран

шт

3

1

3,98

3,98

Термосигнализатор

шт

3

1

3,46

3,46

Итого, тыс.руб.

4361,42

ТРДН 25000/110

Обмотка ВН

к-т

2

10

2

1

6800

6800

Обмотка НН

к-т

2

1

3825

3825

Проходные изоляторы

к-т

5

1

63,75

63,75

Проходные втулки

к-т

3

1

7,44

7,44

Радиаторный кран

шт

3

1

9,78

9,78

Термосигнализатор

шт

3

1

8,50

8,50

Итого, тыс.руб.

10714,46

ИТОГО, тыс. руб:

21560,68

Расчет запасных частей и комплектующих изделий для ВЛ:

          Таблица 26 – Общие данные по ЛЭП (с учетом количества фаз)

 

Марка провода

Удельная масса провода, кг/км

Одноцепные ЛЭП, км

Двухцепные ЛЭП, км

Масса, кг

Магистральный вариант

АС-150

599

-

75,4·6=452,4

270987,6

АС-120

471

-

32,48·6=194,88

91788,48

АС-95

385

32,48·3=97,44

95,8·6=574,8

221298

АС-70

276

-

45,24·6=271,44

74917,44

 Итого:

658991,5

 Число опор

163

1233

 

 Число изоляторов

507

7656

 

 Общее число изоляторов

8163

Смешанный вариант

АС-185

728

92,8·3=278,4

-

202675,2

АС-150

599

112,52·3=337,56

-

202198,44

АС-120

471

-

75,4·6=452,4

213080,4

АС-95

385

-

32,48·6=194,88

75028,8

АС-70

276

75,4·3=226,2

-

62431,2

 Итого:

755414,04

 Число опор

1406

541

 

 Число изоляторов

4362

3360

 

Общее число изоляторов

7722

 

 

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Таблица 27-Расчет запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП

 

Наименование запасных частей и комплектующих изделий

Единицы измерения

Норма расхода запчастей и комплектующих изделий

Кол-во узлов, частей, комплектующих изделий по проекту

Расход запчастей и комплектующих изделий по проекту

Покупная цена единицы запчастей и комплектующих изделий

Стоимость запчастей и комплектующих изделий по проекту, тыс.руб

ед

На какое кол-во находящееся в эксплуатации

1

2

3

4

5

6

7

8

Магистральный вариант

Провод неизолирован-  ный АС-150

кг

60

1000

270987,6

16259,26

102

1658,44

Провод неизолирован-  ный АС-120

кг

60

1000

91788,48

5507,31

102

561,75

Провод неизолирован-  ный АС-95

кг

60

1000

221298

13277,88

97

1287,95

Провод неизолирован-  ный АС-70

кг

60

1000

74917,44

4495,05

97

436,02

Изоляторы подвесные

шт

15

200

8163

612,23

1656

1013,85

Итого, тыс.руб.

4958,02

Смешанный вариант

Провод неизолирован-ный АС-185

кг

60

1000

202675,2

12160,51

102

1240,37

Провод неизолирован-  ный АС-150

кг

60

1000

202198,44

12131,91

102

1237,45

Провод неизолирован-  ный АС-120

кг

60

1000

213080,4

12784,82

102

1304,05

Провод неизолирован-  ный АС-95

кг

60

1000

75028,8

4501,73

97

436,67

Провод неизолирован-  ный АС-70

кг

60

1000

62431,2

3745,87

97

363,35

Изоляторы подвесные

шт

15

200

7722

579,15

1656

959,07

Итого, тыс.руб.

5540,97

 

 

 

2.8.3 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

 

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей складываются из следующих затрат: материалов (См), запасных частей и комплектующих изделий (Сз):

                                                                                                       (31)

                                                                                                (32)

                                                                                                  (33)

 

Магистральный вариант:

 

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

 

Смешанный вариант:

 

тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

 

2.9 Затраты на ремонт строительной части

 

Годовые затраты на ремонт строительной части электрический сетей, включающие трудовые и материальные затраты, принимаются равными 1% от ее первоначальной стоимости, составляющей примерно 25% всех инвестиций, т.е:

 

                                         (28)

 

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

 

2.10 Отчисления на обязательное страхование имущества

 

Эта составляющая эксплуатационных затрат определяется в размере 0,15% от капиталовложений, т.е:

                                              (29)

 

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

 

2.11 Плата за пользование краткосрочным кредитом

 

Величина этих затрат определяется по формуле:

 

,                    (30)

 

где Фр – банковская ставка рефинансирования в долях единицы (0,0825)

 

Магистральный вариант:

  

Смешанный вариант:

 

 

2.12 Общесетевые расходы

 

                                                   (31)

 

Магистральный вариант: тыс.руб.

Смешанный вариант: тыс.руб.

 

2.13 Прочие расходы

 

 Величина этих затрат принимается равным 3 % от фонда оплаты труда и     отчислений от него:

                                           (32)

 

Магистральный вариант: тыс.руб.

Смешанный вариант: тыс.руб.

 

2.14 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

 

            (33)

 

Для магистрального варианта:

 

Для смешанного варианта:

 

 

2.15 Математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении

 

   ,                                               (34)

где Ууд – удельная стоимость 1 кВт·ч ущерба от перерывов в электроснабжении, принимается  Ууд=65 руб;

         Рср – среднегодовая мощность потребителей (суммарная мощность всех потребителей III категории, МВт);

            h – число часов на отыскание повреждения и восстановление электроснабжения, определяется путём суммирования продолжительности отключения ЛЭП, трансформаторов и выключателей;

 

q – коэффициент режима работы РЭС:

 

 

 

Отсюда для магистрального варианта:

             

  

Для смешанного варианта:

 

 

Суммарные приведенные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

                                                                                                        (35)

 

Для магистрального варианта:

 

 

Для смешанного варианта:

 

 

2.16 Годовые приведенные затраты

 

                                                              (36)

 

где Зi – годовые приведенные затраты, тыс.руб;

      Кi – инвестиции;

      рн – нормативный коэффициент экономической эффективности (для энергетики 0,15);

      С – эксплуатационные затраты;

      У – вероятный ущерб от перерывов в электроснабжении.

 

Магистральный вариант:

 

 

Смешанный вариант:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Экономическая оценка инвестиционных проектов

 

Для оценки инвестиционного проекта необходимо рассмотреть полный    инвестиционный цикл. Для этого предполагается, что первый год требуется для проектирования и согласования проекта, при этом стоимость этих работ принимается 5% от капитальных вложений:

 

        .                                                  (37)

 

Инвестирование в проект происходит в течение 3 лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице  инвестиции с учетом фактора времени.

При расчете учитывается, что величина дохода ежегодно увеличивается на 5%, а величина затрат – на 3% в год.

Доходы РЭС определяются как выручка от продажи потребителям электроэнергии по действующим тарифам по формуле:

 

         ,                                        (38)

 

где - полная установленная мощность трансформаторов РЭС, определяется по исходным данным, кВт;

   - годовое время включения электроустановок РЭС, час (4791ч);

 - тариф на электроэнергию для потребителей РЭС, р/кВт·ч;

      

 

В остальные годы эксплуатационной фазы доходы определяются путем индексирования доходов первого года на 1,05.

 

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-5 года распределяются согласно вычислениям в п.1.4. В 6-12 года затраты определяются по формуле:

        ,                                              (39)

 

где Сэ – годовые эксплуатационные затраты.

 

Текущая прибыль РЭС определяется как разница доходов каждого года (Рt) за   вычетом затрат Зt.

                                                  (40)

 

 

 

Дисконтированные затраты по годам:

 

              ,                                            (41)

где - норма дисконта.

                    t - год.

 

Кроме основных затрат на производство предприятие платит налоги: НДС и налог на имущество:

           ;                                 (42)

 

                                                                                        (43)

 

Текущая прибыль без налогов рассчитывается по формуле:

 

       .                                         (44)

 

Прибыль в распоряжении предприятия:

 

           .                                                (45)

 

Средства в распоряжении предприятия:

 

            .                                                  (46)

 

Дисконтированная прибыль по годам определяется по формуле, начиная с 5 года:

                                                                                                   (47)

 

Чистый дисконтированный доход в первый год равен дисконтированным затратам по первому году, он определяется как сумма между предыдущим значением ЧДД и дисконтированной прибылью по соответствующему году. Срок окупаемости проекта будет считаться с момента получения предприятием дохода.

 

Фактический срок окупаемости:

 

                                                 ,                                              (48)

 

где - целое число лет от начала эксплуатации РЭС, когда ЧДД остается отрицательным;

- дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

 

                                                                                            (49)

 

где - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного   значения ЧДД;

- величина последующего после него положительного значения ЧДД.

 

  Расчет НДС для магистрального варианта приводится в таблице 28.

 

Таблица 28 – Расчет налога на добавленную стоимость

 

Показатели

Годы эксплуатационной фазы Т2

 

5

6

7

8

9

10

11

1 Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03

4,01

4,13

4,25

4,38

4,51

4,65

4,79

2 Текущая прибыль

838,51

885,35

934,66

986,59

1041,28

1098,87

1159,49

3 Всего добавленная стоимость

842,52

889,48

838,91

990,97

1045,79

1103,52

1164,28

4 Налог на добавленную стоимость

151,65

160,11

169,00

178,37

188,24

198,63

209,57

 

 

Расчет НДС для смешанного варианта приводится в таблице 29.

 

  

 

Таблица 29 – Расчет налога на добавленную стоимость

 

Показатели

Годы эксплуатационной фазы Т2

 

5

6

7

8

9

10

11

1 Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03

3,7

3,81

3,93

4,04

4,16

4,29

4,42

2 Текущая прибыль

855,02

902,35

952,18

1004,64

1069,86

1118,01

1179,2

3 Всего добавленная стоимость

858,72

906,16

956,11

1008,68

1074,02

1122,3

1183,62

4 Налог на добавленную стоимость

54,57

63,11

72,10

181,56

193,32

202,01

213,05

 

Р

 

 

 

 

 

Расчет показателей экономической эффективности для магистрального варианта приводится в таблице 30, для смешанного - в таблице 31.

 

Индекс рентабельности (строки 5 и 11) определяется по формуле:

 

              ,                                                   (50)

 

Расчет внутренней нормы доходности для магистрального варианта (Ев.н.).

 

  Внутренняя норма доходности определяется методом подбора. Необходимо подобрать такое значение, при котором левая и правая части выражения будут равны по абсолютной величине.

Подбор выполнялся средствами Mathcad:

 

Для магистрального варианта Ев.н. = 0,178

 

Для смешанного варианта Ев.н. = 0,1713

 

 

   

 

 

 

 

 

 Таблица 32 – Таблица критериев экономической эффективности МВ

 

Критерии (показатели) эффективности

Значение показателей

Вывод по эффективности

по расчету

по нормативу

1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб

752,44

>0

проект эффективен

2 Внутренняя норма доходности, Евн, ед.

0,178

0,09-0,14

проект эффективен

3 Срок окупаемости инвестиций, год

4,6

<7

проект эффективен

4 Рентабельность инвестиций, ед.

0,136-0,212

0,09-0,14

проект эффективен

 

 

              Таблица 33 – Таблица критериев экономической эффективности СВ

 

Критерии (показатели) эффективности

Значение показателей

Вывод по эффективности

по расчету

по нормативу

1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб

719,59

>0

проект эффективен

2 Внутренняя норма доходности, Евн, ед.

0,1713

0,09-0,14

проект эффективен

3 Срок окупаемости инвестиций, год

4,15

<7

проект эффективен

4 Рентабельность инвестиций, ед.

0,131-0,204

0,09-0,14

проект эффективен

 

  В итоге формируется таблица 34, куда заносятся основные показатели   эффективности инвестиционных проектов для схем магистрального и смешанного вариантов.

 

 

 Таблица 34 – Сводная таблица экономических показателей эффективности  

 

Показатели

Магистральный вариант

Смешанный вариант

1 Первоначальные инвестиции

941,4

1065,81

2 Инвестиции с учетом фактора времени

1009,19

1142,55

3 Текущие эксплуатационные затраты

232,5

214,4

3.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

105,6

73,9

3.2 Амортизационные отчисления

73,2

83,1

3.3 Фонд оплаты труда

2,86

2,64

3.4 Отчисления на страховые выплаты социального характера

0,974

0,898

3.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

0,171

0,158

3.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование

34,74

36,8

3.7 Затраты на ремонт строительной части

2,35

2,66

3.8 Отчисления на обязательное страхование имущества

1,41

1,6

3.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом

1,695

1,78

3.10 Общесетвые расходы

9,41

10,65

3.11 Прочие расходы

0,12

0,11

4 Ущерб от перерывов в электроснабжении

12,64

14,32

5 Годовые приведенные затраты

386,4

388,6

6 Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта схемы РЭС:

        6.1 ЧДД

752,44

719,59

        6.2 Внутренняя норма доходности инвестиций, ед.

0,178

0,1713

       6.3 Фактический срок окупаемости, год.

4,595

4,153

       6.4 Рентабельность, ед.

0,136-0,212

0,131-0,204

 

 

Заключение

 

    В результате проведенных в данной курсовой работе расчетов с экономической точки зрения была обоснована эффективность инвестиционного проекта магистрального варианта схемы электроснабжения по сравнению со смешанным вариантом. Оценка эффективности осуществлялась по нескольким критериям: минимуму приведенных затрат, величинам фактора времени, чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и рентабельности инвестиций.

Анализ сводной таблица показывает, что магистральный вариант немного  эффективнее, чем смешанный.

 

 

ЧЕРТЕЖИ

 

 

 Скачать:  У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

                                                           

Категория: Курсовые / Электроэнергетика курсовые

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.