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 К_ЛЭП – затраты на строительство ЛЭП, руб;

К_п/ст– затраты на строительство подстанций, руб;

К_т.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 К_пр – капитальные затраты на провод, руб;

l_пр – длина провода, км;

К_тр – капитальные затраты на грозозащитный трос, руб;

l_тр – длина грозозащитного троса, км;

К_из – капитальные затраты на изоляторы, руб;

N_из – количество изоляторов;

К_{пр оп}– капитальные затраты на промежуточные опоры, руб;

N_{пр оп}– количество промежуточных опор;

К_{ан оп}– капитальные затраты на анкерные опоры, руб;

N_{ан оп}– количество анкерных опор;

К_раб – коэффициент равный 1,6

К_р – поправочный коэффициент на стоимость строительства

Число анкерных опор вычисляется по формуле:

(3)

где N_ан – число анкерных опор;

l_ij – 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 N_п – число промежуточных опор;

∆l_п – 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 N_j – количество соответствующих опор;

n_j – число фаз на соответствующей опоре;

Для магистрального варианта сети:

Для смешанного варианта сети:

Количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса:

(6)

где N_ан –суммарное 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 l_ij – 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

	К_пр, руб	К_{г тр}, руб	К_из, руб	К_оп, руб	К_лэп, 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 К_тр – капитальные затраты на трансформаторы, руб;

N_тр – количество трансформаторов;

К_выкл – капитальные затраты на высоковольтные выключатели, руб;

N_выкл – количество выключателей;

К_р – капитальные затраты на разъединители, руб;

N_р – количество разъединителей;

К_ОПН– капитальные затраты на ОПН, руб;

N_ОПН– количество ОПН;

К_ВЧС– капитальные затраты на ВЧС, руб;

N_ВЧС– количество анкерных опор;

К_раб – коэффициент равный 1,6;

К_р – 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 Р_РЭС – мощность РЭС, кВт;

Т_т.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 С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии, руб;

С_от – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб;

С_сн – отчисления на социальные нужды, руб;

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

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

С_рс– годовые затраты на ремонт строительной части, руб;

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

С_ос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, руб;

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

С_об – общесетевые расходы, руб;

С_пр – 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	S_п, 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
Марка тр-ра или провода ВЛЭП (вместе с сечением)	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
Группа оборудования	приложения	Расчетная численность персонала	Поправочный коэффициент	Нормативная численность персонала	%	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
IV	Электромонтер по ремонту обмоток	1	36,5
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
Группа оборудования	приложения	Расчетная численность персонала	Поправочный коэффициент	Норматив-ная числен-ность персонала	%	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
IV	Электромонтер по ремонту обмоток	1	36,5
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 (Ц_тр).

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.
Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование запасных частей и комплектующих изделий	Единицы измерения	Ед.	На какое количество единиц, находящихся в эксплуатации	Количество узлов, частей, изделий по проекту	Расход узлов, частей, комплектующих изделий по проекту
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
Наименование запасных частей и комплектующих изделий	Единицы измерения	ед	На какое кол-во находящееся в эксплуатации	Кол-во узлов, частей, комплектующих изделий по проекту	Расход запчастей и комплектующих изделий по проекту	Покупная цена единицы запчастей и комплектующих изделий
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 (С_м), запасных частей и комплектующих изделий (С_з):

(31)

(32)

(33)

Магистральный вариант:

тыс.руб.

Смешанный вариант:

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

Р_ср – 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 З_i – годовые приведенные затраты, тыс.руб;

К_i – инвестиции;

р_н – 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 С_э – годовые эксплуатационные затраты.

Текущая прибыль РЭС определяется как разница доходов каждого года (Р_t) за вычетом затрат З_t.

(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
Показатели	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
Показатели	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 (Е_в.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 Е_в.н. = 0,178

Для смешанного варианта Е_в.н. = 0,1713

Таблица 32 – Таблица критериев экономической эффективности МВ

Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей		Вывод по эффективности
Критерии (показатели) эффективности	по расчету	по нормативу	Вывод по эффективности
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
Критерии (показатели) эффективности	по расчету	по нормативу	Вывод по эффективности
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: pechat.rar

Категория: Курсовые / Электроэнергетика курсовые

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

Привет студент

Наверх