Проектирование линии электропередач

Содержание





Введение

1. Определение капиталовложений и ежегодных издержек при проектировании ЛЭП

1.1 Определение капитальных вложений в ЛЭП 110 кВ

1.1.1 Расчет радиально - магистрального варианта ЛЭП

1.1.2 Расчет смешанного варианта ЛЭП

1.2 Определение капитальных вложений в электрические подстанции

1.2.1 Расчет радиально - магистрального варианта сети

1.3 Определение капитальных вложений с учетом фактора времени

1.4 Расчет текущих эксплуатационных затрат

1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

1.4.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

1.4.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

1.4.4 Отчисления на социальные нужды

1.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

1.4.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование

1.4.7 Затраты на ремонт строительной части

1.4.8 Отчисления на обязательное страхование имущества

1.4.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом

1.4.10 Общесетевые расходы

1.4.11 Прочие расходы

1.5 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

1.6 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

1.7 Годовые приведенные затраты по вариантам РЭС

1.8 Расчет доходов и показателей экономической эффективности оптимального инвестиционного проекта создания (реконструкции) районной электрической сети

Вывод

Список используемых источников


Введение



В условиях рынка в отечественной науке и практике наряду с традиционными методами экономических оценок на основе годовых приведенных затрат находят все большее применение новые, современные методы, основанные на методологии развитых стран. Исходным пунктом такой корректировки является, во-первых, идея о том, что финансовые ресурсы, материальную основу которых составляют деньги, имеют временную ценность, т.е. подвержены инфляции.

Во-вторых, в расчетах экономической эффективности должна учитываться степень риска возможной безвозвратной потери капитала.

В-третьих, деньги как можно быстрее должны делать новые деньги ("время - деньги!"), т.е. в рыночных условиях обостряется проблема ускорения оборачиваемости денежных средств как капитала.

В рыночной экономике критерии эффективности инвестиций интегрируют в себе затраты и доходы, относящиеся к данным инвестициям, независимо от их природы, за весь жизненный цикл объекта.

Информационной базой для расчета эффективности инвестиций является поток платежей (поток наличности), который представляет собой совокупность статей приходной и расходной (затратной) части баланса предприятия, очищенный с помощью метода дисконтирования от инфляции и рисков.

Все эти моменты отражены в отечественных Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов /4/.

Данная курсовая работа по выбору и оценке эффективности инвестиционного проекта схемы районной электрической сети выполнена с использованием традиционных и новых рыночных методов обоснования в целях получения экономически грамотного ответа на вопрос: стоит или не стоит создавать (реконструировать) данную схему электроснабжения?

Такой ответ дан в заключительной части данной курсовой работы.


Схемы вариантов районной электрической сети (РЭС)

вариант I







Магистральная сеть

вариант II





Смешанная сеть

Исходные данные:

Сеть расположена на территории Воронежской области.

Район строительства:

2 район по гололедообразованию;

2 район по ветровым нагрузкам;

2 район по "пляске" проводов.

Для проектируемой сети принимаем воздушную сеть на железобетонных опорах.

Для двухцепных линий электропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры типа "бочка" с подвеской двух цепей.

Для одноцепных линий электропередач выбираем железобетонные унифицированные опоры с подвеской одной цепи.

Для проектируемой сети принимаем провода сталеалюминевые марки АС.



Таблица 1 - Данные ЛЭП (по первому варианту)



Вариант

Участок

Марка провода

n

Длина участка, км



RЛ,

Ом



ХЛ,

Ом

ВЛ,

мкСм

маг

0-1

АС - 120

2

50,4

6,27

10,65

271,15

маг

1-2

АС - 120

2

48,6

6,05

10,27

261,46

маг

0-3

АС - 180

2

104,4

8,14

21,35

588,8

маг

3-4

АС - 150

2

36

3,51

7,48

197,28

маг

4-5

АС - 120

2

41,4

5,15

8,75

222,7



Итого

Одноцеп. 



0











Двухцеп. 



280,8









Таблица 2 - Данные ЛЭП (по второму варианту)



Вариант

Участок

Марка провода

n

Длина участка,

км

RЛ,

Ом

ХЛ,

Ом

ВЛ,

мкСм

слож

0-1

АС - 150

1

50,4

9,83

20,96

138,8

слож

1-2

АС - 125

1

48,6

12,1

20,55

130,73

слож

2-3

АС - 120

1

90

22,41

38,07

242,1

слож

3-0

АС - 120

1

104,4

25,54

43,4

275,99

слож

0-4

АС - 120

2

93,6

11,65

19,8

503,56

слож

4-5 

АС - 120

2

36

4,48

7,61

193,68



Итого

Одноцеп. 



293,4











Двухцеп. 



129,6









Таблица 3 - Данные трансформаторов

№ п/ст

Sн1, МВА



Тип транс. 

Sнт, МВА

Число

транс. 

Uнвн, кВ

Uн нн, кВ

Δ Рхх, кВт

Δ Ркз, кВт

Uкз,%

Iхх,%

Uн=110 кВ

1

13,22

ТДН-16000/110-70У1



16



2



115



6,6; 11



18



85



11



0,7

2

23,13

ТДН-25000/110-70У1



25



2



115



6,6; 11



25



120



11



0,7

3

19,82

ТДН-16000/110-70У1



16



2



115



6,6; 11



18



85



11



0,7

4

26,44

ТДН-32000/110-70У1



32



2



115

6,3-6,3; 10,5-10,5; 11-11



35



145



10,5



0,8

5

31,95

ТДН-25000/110-70У1



25



2



115



6,6; 11



25



120



11



0,7




1. Определение капиталовложений и ежегодных издержек при проектировании ЛЭП



1.1 Определение капитальных вложений в ЛЭП 110 кВ



Прямые капитальные затраты во вновь сооружаемые ЛЭП могут определятся следующим образом:



, (1)



где - затраты на закупку провода, руб;

- затраты на закупку промежуточных опор, руб;

- затраты на закупку анкерно - угловых опор, руб;

- затраты на закупку изоляторов, руб;

-затраты на закупку комплекта линейно подвесной арматуры, руб;

- затраты на закупку грозозащитного троса, руб.;

,- поправочные коэффициенты на строительство ЛЭП;

- дополнительные затраты на создание высокочастотной связи, руб.

- стоимость ремонтных баз, линейных пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей, тыс. руб.



1.1.1 Расчет радиально - магистрального варианта ЛЭП

Схема данного варианта сети представлена в задании.

Для участка двухцепной ЛЭП 0-1 протяженностью 50,4 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальных вложений.

Исходя из того что промежуточные опоры устанавливаются на расстоянии 100 метров между собой, а анкерно-угловые 7 километров находим количество опор на i-ом участке:



, (2)



где - протяженность i-того участка ЛЭП, км;

- расстояние между соседними опорами, км.

Количество промежуточных опор:

 шт.

Из них количество анкерно-угловых опор:

шт.

Затраты на закупку провода находятся по следующей формуле:



, (3)



где C - стоимость одного километра провода, руб;

m - число фаз (для одноцепных=3, для двухцепных=6).

тыс. руб.

Затраты на закупку промежуточных опор определяются по формуле:



, (4)



где C - стоимость одной опоры, руб.

 тыс. руб,

 тыс. руб.

Затраты на закупку изоляторов определяются по формуле:



, (5)

где x - количество изоляторов в гирлянде, шт;

С - стоимость одного изолятора, руб.

 тыс. руб.

 тыс. руб.

Затраты на закупку комплекта линейно подвесной арматуры, а поскольку один комплект устанавливается на каждую фазу формула примет следующий вид:



 (6),  тыс. руб.



Затраты на закупку грозозащитного троса:



 (7),  тыс. руб.



Так же учтем стоимость строительных и монтажных работ, которые принимаются равными 100% от стоимости материала.







Расчет для остальных участков проводится аналогично.

Для участка двухцепной ЛЭП 1-2 протяженностью 48,6 км, с проводом марки АС-120 находим величину капитальных вложений.







Для участка двухцепной ЛЭП 0-3 протяженностью 104,4 км, с проводом марки АС-180.






Для участка двухцепной ЛЭП 3-4 протяженностью 36 км, с проводом марки АС-150.







Для участка двухцепной ЛЭП 4-5 протяженностью 41,4 км, с проводом марки АС-120.







Стоимость ремонтных баз, линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей рассчитывается по формуле:



, (8)



где -действительный поправочный коэффициент ЛЭП (для одноцепных=1 у. е, а для двухцепной=1,3 у. е);

- количество условных единиц ремонтной базы на единицу оборудования (для трансформаторов 110кВ равен 22 у. е);

- число трансформаторов.



Капитальные затраты на строительство канала высокочастотной связи, комплект устанавливается на каждый фидер, и стоимость установки комплекта увеличивается в 2 раза из-за сложности монтажа.

, (9)



где n -количество комплектов, шт;

С - стоимость одного комплекта, тыс. руб.

 тыс. руб.

Прямые капитальные затраты в ЛЭП радиально-магистрального варианта составят:





1.1.2 Расчет смешанного варианта ЛЭП

Схема данного варианта сети представлена в задании. Для одноцепного участка ЛЭП 0-3 длинной 50,4 км и проводом марки АС 150.







Для одноцепного участка ЛЭП 1-2 длинной 48,6км и проводом марки

АС 125.







Для одноцепного участка ЛЭП 2-3 длинной 90 км и проводом марки АС 120.







Для одноцепного участка ЛЭП 3-0 длинной 104,4 км и проводом марки АС 120.







Для двухцепного участка ЛЭП 0-4 длинной 93,6 км и проводом марки АС 120.







Для двухцепного участка ЛЭП 4-5 длинной 36 км и проводом марки АС 120.







Стоимость ремонтных баз, линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей



Капитальные затраты на строительство канала высокочастотной связи

 тыс. руб.

Прямые капитальные затраты в ЛЭП смешанного варианта составят:







1.2 Определение капитальных вложений в электрические подстанции



 (10)

где Ктр, Кв, Кр, Копн - соответственно, расчетная стоимость трансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, руб.;

nтр, nв, nр, nопн - соответственно, число трансформаторов, выключателей, разъединителей и ОПН, шт.;

Кпост - постоянная часть затрат, руб.;

Поскольку в данном курсовом проекте мы будем рассматривать только сторону высокого напряжения 110 кВ, а компенсация реактивной мощности

осуществляется на стороне 10 кВ, следовательно стоимость компенсирующих устройств, а так же измерительных трансформаторов, аппаратов релейной защиты и автоматики, распределительных устройств и коммутационные устройства по низкой стороне не учитывается.



1.2.1 Расчет радиально - магистрального варианта сети

Выполним расчет для однотрансформаторной тупиковой подстанции №1 с трансформатором ТДН-16000/110

Стоимость трансформатора

Ктр1=6000∙2=12000 тыс. руб.

Квык=1250∙5=6250 тыс. руб.

Краз=230∙10=2300 тыс. руб.

Копн=300∙12=3600 тыс. руб.

Капитальные вложения в строительство подстанции

Кп/ст1=12000+6250+2300+3600+2415,45+4,5=26569,95 тыс. руб.

Аналогичный расчет проводим для остальных подстанций, и результаты расчетов сводим в таблицу 1.



Таблица 1 - Капитальные вложения в строительство подстанции радиально - магистрального варианта сети

№ п. ст

 Ктр

тыс. р. 

nтр

шт

Краз

тыс. р. 

nраз

шт

Кпост

тыс. р. 

Копн

тыс. р. 

nопн шт

Квыкл

тыс. р. 

nвыкл

шт

Итого

тыс. р. 

1

6000

2

230

10

2415,45

300

12

1250

5

26569,95

2

11000

2

230

8

3244,45

300

12

1250

4

35688,95

3

6000

2

230

10

2415,45

300

12

1250

5

26569,95

4

16000

2

230

10

4415,45

300

12

1250

5

48569,95

5

11000

2

230

8

3244

300

12

1250

4

35688,95



Кп/ст. рад-магI= (26569,95+35688,95+26569,95+48569,95+35688,95) ∙2=346175,5 тыс. руб.

Расчет смешанного варианта сети.

Расчет выполняется аналогично радиально-магистральному варианту сети и результаты расчета сведем в таблицу 2.



Таблица 2 

№ п. ст

 Ктр

тыс. р. 

nтр

шт

Краз

тыс. р. 

nраз

шт

Кпост

тыс. р. 

Копн

тыс. р. 

nопн шт

Квыкл

тыс. р. 

nвыкл

шт

Итого

тыс. р. 

1

6000

2

230

12

2461,45

300

12

1250

5

27078,95

2

11000

2

230

12

3461,45

300

12

1250

5

38075,95

3

6000

2

230

12

2461,45

300

12

1250

5

27078,95

4

16000

2

230

10

4415,45

300

12

1250

5

48569,95

5

11000

2

230

8

3244,45

300

12

1250

4

35688,95



Кп/ст. рад-магII= (27078,95+38075,95+27078,95+48569,95+35688,95) ∙2=352985,5 тыс. руб.

Находим суммарные капитальные вложения на строительство РЭС двух вариантов.



∑К=КЛЭПI+Кп/ст1=736785,85+346175,5=1082961,35 тыс. руб.

∑К=КЛЭПII+Кп/ст2=723558,27+352985,5=1076543,77 тыс. руб.



1.3 Определение капитальных вложений с учетом фактора времени



На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет, в результате это приносит вред народному хозяйству в связи с "замораживанием" капитальных вложений. Предполагаемый срок строительства - 4 года.



, (11)



где t - порядковый год от начала строительства,

Кt - капиталовложение t - ого года,

Т - срок строительства в годах,

Ен - норматив приведения разновременных затрат (0,15).



Таблица 3 - Капитальные вложения с учетом фактора времени

Год строительства

Вариант I



Вариант II





%

КI, тыс. руб

%

КII, тыс. руб

1

40

433184,54

40

430617,51

2

30

324888,41

30

322963,131

3

15

162444, 203

15

161481,57

4

15

162444, 203

15

161481,57

Итого

100

1082961,35

100

1076543,77



Капитальные вложения с учётом временного фактора:







1.4 Расчет текущих эксплуатационных затрат



Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С) определяются по формуле /3/:



С = Сэ + Со. т + Ссн + Снс + Срэ + Срс + Са + Сос + Скр + Спр + Соб;

где Сэ - стоимость годовых потерь электроэнергии (для случая, когда сравниваются два и более вариантов);

Со. т - годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб.;

Ссн - отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда обслуживающего персонала, 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 от основных фондов, руб.,

Сос - платежи по обязательному страхованию имущества предприятий, руб.,

Скр - затраты на оплату процентов по краткосрочным ссудам банков, руб.,

Спр - прочие расходы, руб.;

Соб - общесетевые расходы, руб.,



1.4.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

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



Сэ = Zэ·ΔWГ;



где Zэ - действующие тарифы, тыс. руб.,

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

В целях более полного использования потребителем заявленной мощности применяется двухставочный тариф. Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 кВт. ·ч. заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы (α, руб/кВт) и платы за 1 кВт. ·ч. отпущенной потребителю электрической энергии (β, коп/кВт. ·ч):



где Тμ - время использования максимальной нагрузки энергосистемы, ч.



ΔWГ = ΔWЛЭП + ΔWтр;



где ΔWЛЭП - годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт. ·ч.;

ΔWтр - годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт. ·ч. .

Потери в ЛЭП



ΔWЛЭП = ΔРЛЭП ∑·τμ;



где ΔРЛЭП ∑ - наибольшие потери активной мощности, МВт;

τμ - годовое время максимальных потерь, ч.









где Sn - полная мощность подстанции МВА;

Uc - номинальное напряжение сети кВ;

R - сопротивление линии (с учетом протяженности линий) Ом.

I вариант сети:













Таблица 7 Параметры ЛЭП (вариант I) 

№ участка

R,

Ом

Sn,

МВА

Uc,

кВ

ΔРЛЭП

Потери мощности в ЛЭП, МВт

0-1

6,27

29,76

110

ΔРЛЭП0-1

0,4589

1-2

6,05

46,5

110

ΔРЛЭП1-2

1,081

0-3

8,14

22,367

110

ΔРЛЭП0-3

0,337

3-4

3,51

59,52

110

ΔРЛЭП3-4

1,028

4-5

5,15

53,01

110

ΔРЛЭП4-5

1, 196



 



ΔWЛЭПI =4,101·3186 = 13065,786 МВт·ч

II вариант сети:















Таблица 8 Параметры ЛЭП (вариант II) 

№ участка

R,

Ом

Sn,

МВА

Uc,

кВ

ΔРЛЭП

Потери мощности в ЛЭП, МВт

0-1

9,83

22,4

110

ΔРЛЭП0-1

0,408

1-2

12,1

28,7

110

ΔРЛЭП1-2

0,8237

2-3

22,41

22,4

110

ΔРЛЭП2-3

0,929

3-0

25,54

22,361

110

ΔРЛЭП3-0

1,055

0-4

11,65

46,72

110

ΔРЛЭП0-4

2,102

4-5

4,48

46,5

110

ΔРЛЭП4-5

0,801





∑Sn=189,381 МВА

ΔWЛЭПII =6,1187·3186 = 19494,178 МВт·ч

Потери в трансформаторах



ΔWтр = ΔРтр ∑·τμ;



где ΔР тр ∑ - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, кВт;







Таблица 9 Параметры трансформаторов

№

п/ст

n

Марка трансформатора

Рхх,

МВА

Ркз,

МВА

Sнагр,

МВА

ΔРтр,

МВА

1

2

ТРДН 16000/110

18

85

13,22

0,065

2

2

ТРДН 25000/110

25

120

23,13

0,10136

3

2

ТРДН 16000/110

18

85

19,82

0,1012

4

2

ТРДН 32000/110

35

145

26,44

0,1195

5

2

ТРДН 25000/110

25

120

31,95

0,1479



 











ΔWтр =0,535·4791 = 2563,185 МВт·ч

Годовые потери электроэнергии. I вариант сети

ΔWГI = 13065,786 + 2563,185 = 15628,971 МВт·ч

II вариант сети

ΔWГII = 19494,178+ 2563,185 = 22057,363 МВт·ч

Стоимость потерь электрической энергии

I вариант сети

СЭI = 0,74 Ч15628,971 = 11565,44 тыс. руб.

II вариант сети

СЭII = 0,74 Ч 22057,363 = 16322,45 тыс. руб.



1.4.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (Са) определяется:





где Соб, Сэ. с - амортизационные отчисления на реновацию электрооборудования и электрических сетей руб. /год;

Коб, Кэ. с - капиталовложения в электрооборудование и электрические сети руб.;

Роб, Рэ. с - нормы амортизационных отчислений на реновацию оборудования и электрических сетей (5,0% для ЛЭП и 7,5% для подстанций).







1.4.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

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



Сфот. раб = Фор + Дч + Дд + Дм

Фор = ∑Ri·Fg·Zm



где Zm - часовая тарифная ставка для оплаты работы соответствующего разряда;

Rо. ч Ri, Rс - соответственно общая численность обслуживающего персонала, количество рабочих и служащих, чел;

Fg - действительный фонд времени одного рабочего в год, час (1830 ч).



Ri = Rо. ч - Rc (Таблица 10)



Дополнительная заработная плата складывается из доплат: до часового (Дч), до дневного (Дд), до месячного фонда:

доплаты до часового фонда заработной платы, включающие премии рабочим, доплаты не освобожденным бригадирам за руководство бригадой, за работу в ночное время, за обучение учеников, принимаются в размере 85% основной заработной платы.

доплаты до дневного фонда, включающие доплаты подросткам за сокращенный рабочий день и кормящим матерям за перерывы внутри рабочего дня, учитываются в размере 4% от часового фонда.

доплаты до месячного фонда, включающие оплату очередного и дополнительного отпусков, выполнение государственных обязанностей, выходных пособий мобилизованным в армию и поступившим в военные училища, учитываются в размере 6% дневного фонда.

I вариант сети



Таблица 10 Сводная таблица нормативной численности персонала ПЭС

Группа

оборудования

Приложение

/3/

Расчетная численность персонала

поправочный

коэффициент

Нормативная численность персонала

В том числе специалисты и руководящие работники











%

Чел. 

ВЛ 110 кВ

С

280,8·0,008=2,2464

1,331

2,98996

20

0,59799

Подстанции 110 кВ (ремонтный персонал) 

Х

10·0,0868+23·0,0826=2,768

1,331

3,684

20

0,737

Подстанции 110 кВ (оперативный персонал) 

Ц

5·1,35=6,75

1,331

8,984

20

1,797

Итого



15,658



3,132



С - нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше;

Ц - нормативы численности оперативного персонала подстанции 35 кВ и выше;

X - нормативы численности персонала по ремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 - 300 кВ.

Кч - интегральный поправочный коэффициент, зависящий от плотности электрических сетей, района по гололеду, объема групп оборудования.



Таблица 11 Распределение рабочих по разрядам

III разряд

IV разряд

V разряд

5 человек

5,526 человек

2 человек



Таблица 12 Распределение рабочих по специальностям

Разряд

Специальность

Количество

человек

Часовая

тарифная

ставка, руб. 

III

Электромонтер связи

1

17,169



Слесарь по ремонту электрооборудования

1

12,705



Электромонтер по обслуживанию подстанций

2

17,415



Электромонтер по ремонту обмоток

1

18,177

IV

Электромонтер по обслуживанию подстанций

3,526

18,528



Электромонтер по ремонту обмоток

1

19,587



Электромонтер по пожароохранной сигнализации

1

18,795

V

Электромонтер по обслуживанию подстанций

2

21,759

Итого

12,526

-



ФорI = [1830· (1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 3,526·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+ 2·21,759)] = 421,104 тыс. руб.



Дч = 0,85·Фор = 0,85·421,104 = 357,94 тыс. руб.

Дд = 0,04· (Дч+Фор) = 0,04· (357,94+421,104) = 31,16 тыс. руб.

Дм = 0,06· (Дч + Дд + Фор)



Дм = 0,06· (421,104 + 357,94 + 31,16) = 48,612 тыс. руб.

Сфот. раб. I = 421,104 + 357,94 + 31,16 + 48,612 = 858,816 тыс. руб.




II вариант сети



Таблица 13 Сводная таблица нормативной численности персонала ПЭС

Группа

оборудования

Приложение

/3/

Расчетная численность персонала

поправочный

коэффициент

Нормативная численность персонала

В том числе специалисты и руководящие работники











%

Чел. 

ВЛ 110 кВ

С

293,4·0,0067+129,6·0,008=3,0025

1,331

3,996

20

0,7993

Подстанции 110 кВ (ремонтный персонал) 

Х

10·0,0868+24·0,0826=2,8504

1,331

3,7934

20

0,759

Подстанции 110 кВ (оперативный персонал) 

Ц

5·1,35=6,75

1,331

8,984

20

1,797

Итого



16,78



3,3553



С - нормативы численности персонала по обслуживанию ВЛ 35 кВ и выше;

Ц - нормативы численности оперативного персонала подстанции 35 кВ и выше;

X - нормативы численности персонала по ремонтно-эксплуатационному оборудованию подстанций 6 - 300 кВ.



Таблица 14 Распределение рабочих по разрядам

III разряд

IV разряд

V разряд

5 человек

6,4247 человек

2 человек



Таблица 15 Распределение рабочих по специальностям

Разряд

Специальность

Количество

человек

Часовая

тарифная

ставка, руб. 

III

Электромонтер связи

1

17,169



Слесарь по ремонту электрооборудования

1

12,705



Электромонтер по обслуживанию подстанций

2

17,415



Электромонтер по ремонту обмоток

1

18,177

IV

Электромонтер по обслуживанию подстанций

5,4247

18,528



Электромонтер по ремонту обмоток

1

19,587



Электромонтер по пожароохранной сигнализации

1

18,795

V

Электромонтер по обслуживанию подстанций

2

21,759

Итого

11,574

-





ФорII = [1830· (1·17,169 + 1·12,705 + 2·17,415 + 1·18,177 + 5,4247·18,528 + 1·19,587 +1·18,795+ 2·21,759)] = 485,48 тыс. руб.



Дч = 0,775·Фор = 0,85·485,48 = 412,66 тыс. руб.

Дд = 0,04· (Дч+Фор) = 0,04· (485,48 + 412,66) = 35,93 тыс. руб.

Дм = 0,06· (Дч + Дд + Фор)



Дм = 0,06· (485,48 + 412,66+ 35,93) = 56,04 тыс. руб.

Сфот. раб. II = 485,48 + 412,66+ 35,93+56,04 = 990,11 тыс. руб.



Расчет фонда оплаты труда руководящего персонала и специалистов



Фос = 12·ΣRi·Mi;



где Mi - месячная тарифная ставка или оклад работника, руб.;

Ri - количество работников, чел.

I вариант сети

специалистов - 3,132 человек, из них:



Таблица 16 Распределение служащих по специальностям

Специальность

Количество

человек

Месячный оклад,

руб. 

Начальник РЭС

0,5

21000

Главный энергетик

0,5

18000

Главный инженер

0,5

15000

Старший мастер

0,5

13500

Оператор диспетчерской службы

0,632

11000

Мастер

0,5

10000



ФорI = 

(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,632+10000·0,5)) ·1,85=1014,584 тыс. руб.



II вариант сети

специалистов - 3,0473 человек, из них:



Таблица 17 Распределение служащих по специальностям

Специальность

Количество

человек

Месячный оклад,

руб. 

Начальник РЭС

0,5

21000

Главный энергетик

0,5

18000

Главный инженер

0,5

15000

Старший мастер

0,5

13500

Оператор диспетчерской службы

0,5473

11000

Мастер

0,5

10000



ФорII= 

(12· (21000·0,5+18000·0,5+15000·0,5+13500·0,5+11000·0,5473+10000·0,5)) 

Ч1,85=993,901 тыс. руб.

Расчет фонда оплаты труда



СфотI = Сфот р + Сфот с = 858,816 + 1014,584 = 1873,4 тыс. руб.

СфотII = Сфот р + Сфот с = 990,11 + 993,901 = 1984,011 тыс. руб.



1.4.4 Отчисления на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды принимаются равными 26% от фонда оплаты труда, в том числе:

в пенсионный фонд - 20%;

на социальное страхование - 3%;

на медицинское страхование - 3%.

Ссн = 0,26·Сфот;

СснI = 1873,4 ·0,26 = 487,084 тыс. руб.

СснII = 1984,011 ·0,26 = 515,84 тыс. руб.



1.4.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве



Ссп = 0,08·Со. т;



СспI = 0,08·1873,4 = 149,87 тыс. руб.

СспII = 0,08·1984,011 = 158,72 тыс. руб.



1.4.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование

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. Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта.




Таблица 18 Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта (подстанции) /2/, табл.9.1

Оборудование

Продолжительность

Число текущих ремонтов в ремонтном цикле



Ремонтного цикла, лет

Межремонтного периода, мес. 

Межосмотрового периода, мес. 



Трансформаторы 3-фазные

12

36

2

3



Таблица 19 Нормы трудоемкости ремонта (подстанции), чел·час. /2/, табл.9.2

Марка трансформатора

Вид ремонта



Капитальный

Текущий

Осмотр

ТРДН25000/110

1150

315

78,75

ТРДН16000/110

938

188

47

ТРДН32000/110

1440

420

105



Для обоих вариантов сети:



Таблица 20 Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2009 год для трансформаторов

№

п/ст



Марка трансформатора

Вид и срок проведения последнего ремонта

Вид ремонта (в числителе трудоемкость ремонта, в знаменателе чел. час) 

Суммарная трудоемкость за  год (чел. час)







I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII



5

ТДН 25000/110

О/12-08





О

78,75





О

78,75





О

78,75





О

78,75

315

5

ТДН 25000/110

О/11-08



О

78,75





О

78,75





О

78,75





О

78,75



315

3

ТДН 16000/110

О/10-08

О

47





К

938





О

47





О

47





1079

3

ТДН 16000/110

О/12-08





Т

188





О

47





О

47





О

47

329

2

ТДН 25000/110

О/11-08



О

78,75





О

78,75





О

78,75





О

78,75



315

2

ТДН 25000/110

О/10-08

О

78,75





О

78,75





О

78,75





Т

315





551,25

4

ТДН 32000/110

О/12-08





О

105





О

105





О

105





О

105

420

4

ТДН 32000/110

О/11-08



О

105





О

105





Т

420





О

105



735

1

ТДН 16000/110

О/10-08

О

47





О

47





О

47





О

47





188

1

ТДН 16000/110

О/12-08





О

47





О

47





О

47





О

47

188

Итого: 

4435,25



Вариант I



Т = 33 (чел. час)

О = 0,25·33 = 8,25 (чел. час)

К = 111 (чел. час) Участок 3-4 ставим на капитальный ремонт (152 км)



Таблица 21 Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2008 год для ЛЭП 110 кВ

№

участка



Марка

провода

Протяженность ЛЭП

Вид ремонта (в числителе трудоемкость ремонта, в знаменателе чел. час) 

Суммарная

трудоемкость

за год

(чел. час)













I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII



0-1

АС-120

100,8

О

8,25













Т

33









4158

0-2

АС-120

97,2



О

8,25













О

8,25







1603,8

0-3

АС-180

208,8





О

11,25













О

11,25





4698

3-4

АС-150

72







О

11,25













К

152



11754

4-5

АС-120

82,8









О

8,25













О

8,25

1366,2

Итого: 

23580





Вариант II



Т = 45 (чел. час)

О = 0,25·45 = 11,25 (чел. час)



К = 152 (чел. час) Участок 1-2 ставим на капитальный ремонт (48,6 км)





Таблица 22 Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2008 год для ЛЭП 110 кВ

№

участка



Марка

провода

Протяженность ЛЭП

Вид ремонта (в числителе трудоемкость ремонта, в знаменателе чел. час) 

Суммарная

трудоемкость

за год

(чел. час)













I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII



0-1

АС-150

50,4

О

11,25











Т

45











2835

1-2

АС-125

48,6



О

8,25











К

111









5795,55

2-3

АС-120

90





О

8,25











О

8,25







1485

3-0

АС-120

104,4







О

8,25











О

8,25





1722,6

0-4

АС-120

187,2









О

8,25











О

8,25



3088,8

4-5

АС-120

72











О

8,25











Т

33

2970

Итого: 

17896,95





Таблица 23 Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта (ВЛ) /2/, табл.18.1

Электрические сети

Продолжительность

Число текущих

ремонтов в

ремонтном

цикле



Ремонтного цикла, лет

Межремонтного периода, мес. 

Межосмотрового периода, мес. 



ВЛ на ж/б опорах

15

36

6

4



Таблица 24 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования /2/, табл.9.5

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. - ч

Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед. 

Покупная цена ед. материала

Стоимость материалов потребных для ремонта электрооборудования, руб. 

I вариант

1

2

3

4

5

6

7

8

Трансформаторы

Электрокартон

кг

23,2

4435,25

1028,978

42,92

44163,74



Бум. кабельная

кг

1,2



53,223

16,14

859,0192



Бум. крепир. ЭКТМ

кг

6,5



288,2913

25,56

7368,724



Лакоткань ЛХМ

м3

3,6



159,669

174,83

27914,93



Бензин А-76

л

25



1108,813

17,3

19182,46



Уайт-спирит

кг

2,5



110,8813

45

4989,656



Шпагат увязочный

кг

0,555



24,61564

15,31

376,8654



Припой ПОС-40

кг

0,087



3,858668

74,97

289,2843



Электроды

кг

0,6



26,6115

24,95

663,9569



Ветошь

кг

1,4



62,0935

18,84

1169,842



Масло трансформат. 

кг

1000



44352,5

158,38

7024549



Сталь лист. 

кг

70



3104,675

7,13

22136,33



Сталь угловая

кг

70



3104,675

5,24

16268,5



Гетинакс

кг

0,42



18,62805

127,83

2381,224



Текстолит А-50

кг

0,4



17,741

142,63

2530,399



Лента кипер. 

м

6



266,115

174,93

46551,5



Маслостойкая рез. 

кг

0,9



39,91725

23,53

939,2529



Бруски буковые

м3

0,54



23,95035

3842,8

92036,4



Нитроэмаль

кг

4,3



190,7158

44,36

8460,151



Эмаль грунтовая

кг

3,2



141,928

50,56

7175,88



Ацетон

кг

5,3



235,0683

35,18

8269,701

Трансформаторы

Лента тафтяная

м

5

4435,25

221,7625



201,84

44760,54



Бумага наждачная

лист

0,8



35,482



136,89

4857,131

Итого: 7387, 894 тыс. руб. 

















Таблица 25 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования /2/, табл.18.5

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование запасных частей и комплектующих изделий

Единица измерения

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

Трудоемкость ремонта согласно проекту, чел. - ч

Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед. 

Покупная цена ед. материала

Стоимость материалов потребных для ремонта электрооборудования, руб. 

1

2

3

4

5

6

7

8

I вариант

ВЛ

Провод неизолированный

кг

80

23580



35835,84

95,042

1792872



Изоляторы подвесные

шт

20



8958,96

600

2829600



Сталь сортовая

кг

15



6719,22

9,5

33601,5



Проволока стальная мягкая

кг

0,3



134,384

21,39

1513,129

Итого: 4657,587 тыс. руб. 

II вариант

ВЛ

Провод неизолированный

кг

80

17896,95



15521,76

82,698

1184034



Изоляторы подвесные

шт

20



3880,44

600

2147634



Сталь сортовая

кг

15



2910,33

9,5

25503,15



Проволока стальная мягкая

кг

0,3



58, 207

21,39

1148,447

Итого: 3358, 319 тыс. руб. 



Для трансформатора ТРДН 25000/110:

Обмотка В-Н: 32%; 

Цтр = 0,32 · 11000 =3520 тыс. руб.; 

Обмотка Н-Н: 18%; 

Цтр = 0,18 · 11000 = 1980 тыс. руб.; 

Проходные изоляторы: 0,3%; 

Цтр = 0,003 · 11000 = 33 тыс. руб.; 

Проходные втулки: 0,035%; 

Цтр = 0,00035 · 11000 = 3,85 тыс. руб.; 

Радиаторный кран: 0,046%; 

Цтр = 0,00046 · 11000 = 5,06 тыс. руб.; 

Термосигнализатор: 0,04%; 

Цтр = 0,0004 · 11000 = 4,4 тыс. руб. 



Аналогично для остальных трансформаторов.




Таблица 26 Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий по ремонту электрооборудования /2/, табл.9.7

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование запасных частей и комплектующих изделий

Единица измерения

Норма расхода запасных частей и комплектующих изделий

Количество узлов, частей комплектующих изделий по проекту

Расход узлов, частей, комплектующих изделий по проекту

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

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







Единиц. 

На какое кол-во ед. находящихся в эксплуатации









ТДН 25000/110

Обмотка В-Н

к-т

2

10

4

0,8

3520

2816



Обмотка Н-Н

к-т

2





0,8

1980

1584



Пр. изоляторы

к-т

5





2

33

66



Пр. втулки

к-т

3





1,2

3,85

4,62



Радиаторный кран

шт

3





1,2

5,06

6,072



Термосигнализатор

шт

3





1,2

4,4

5,28

Σ: 4481,972 тыс. руб. 

ТДН 16000/110

Обмотка В-Н

к-т

2

10

4

0,8

1920

1536



Обмотка Н-Н

к-т

2





0,8

1080

864



Пр. изоляторы

к-т

5





2

18

36



Пр. втулки

к-т

3





1,2

2,1

2,52



Радиаторный кран

шт

3





1,2

2,76

3,312



Термосигнализатор

шт

3





1,2

2,4

2,88

Σ: 2444,71 тыс. руб. 



Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий по ремонту электрооборудования /2/, табл.9.7



1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТДН 32000/110

Обмотка В-Н

к-т

2

10

2

0,4

5120

2048



Обмотка Н-Н

к-т

2





0,4

2880

1152



Пр. изоляторы

к-т

5





1

48

48



Пр. втулки

к-т

3





0,6

5,6

3,36



Радиаторный кран

шт

3





0,6

7,36

4,42



Термосигнализатор

шт

3





0,6

6,4

3,84

Σ: 3259,62 тыс. руб. 

Итого: 10186,302 тыс. руб. 



Таблица 27 Общие данные по ЛЭП (с учетом количества фаз) 

Марка провода

Вариант I



Одноцепные ЛЭП,

км

Двухцепные ЛЭП,

км

Масса,

кг

АС-120 471 кг/км



140·6 = 840

981043,2

АС-150 599 кг/км



36·6 = 216



АС-180 728 кг/км



104,4·6 = 626,4



Число опор



2905



Число изоляторов



120084



Общее число изоляторов

120084





Вариант II

АС-120 471 кг/км

243·3 = 729

129,6·6 = 777,6

800177,4

АС-150 599 кг/км

50,4·3 = 151,2





Число опор

2928

1296



Число изоляторов

62568

55524



Общее число изоляторов

118092






Таблица 28 Расчет стоимости запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП /2/, табл.18.6 

Наименование ремонтируемого оборудования

Наименование запасных частей и комплектующих изделий

Единица измерения

Норма расхода запасных частей и комплектующих изделий

Количество узлов, частей комплектующих изделий на проекту

Расход узлов, частей, комплектующих изделий на проекту

Покупная цена ед. запчастей и комплектующих изделий

Стоимость запасных частей, комплектующих изделий на проекту, тыс. руб. 







Единиц. 

На какое кол-во ед. находящихся в эксплуатации









1

2

3

4

5

6

7

8

9

Вариант I

ВЛ

Провод неизолированный

кг

60

1000

981043,2

58862,592

95,042

5594418,47



Изоляторы подвесные

шт

15

200

120084

9006,3

600

5403780

Итого: 10998,19 тыс. руб. 

Вариант II

ВЛ

Провод неизолированный

кг

60

1000

800177,4

48010,644

82,698

3373227,85



Изоляторы подвесные

шт

15

200

118092

8856,9

600

5314140

Итого: 8687,37 тыс. руб. 



Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

Материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей (Срэ) складывается из следующих затрат: материалов (См), запасных частей и комплектующих изделий (С3)



Срэ = См + С3, См = См. тр + См. лэп

С3= С3. тр + С3. лэп



I вариант

СмI = 7387, 894 + 4657,587 = 12045,481 тыс. руб.;

С3I = 10186,302 +10998, 19= 21184,492 тыс. руб.;

Срэ I = 12045,481 + 21184,492 = 33229,973 тыс. руб.

II вариант

СмII = 7387, 894 +3358, 319 = 10746,213 тыс. руб.;

С3II =10186,302 + 8687,37 = 18873,672 тыс. руб.;

СрэII = 10746,213 + 18873,672 = 29619,885 тыс. руб.



1.4.7 Затраты на ремонт строительной части

Годовые затраты на ремонт строительной части электрических сетей включающие трудовые и материальные затраты, принимаются равными 1,0% от ее первоначальной стоимости, составляющей примерно 25% всех капиталовложений, т.е.



Сс. р = 0,01· (0,25·Кi);



Сс. рI = 0,01· (0,25·1082961,35) = 2707,4 тыс. руб.;

Сс. рII = 0,01· (0,25·1076543,77) = 2691,36 тыс. руб.



1.4.8 Отчисления на обязательное страхование имущества

Эта составляющая издержек производства определяется в размере 0,15% от капиталовложений, т.е.



Со. с = 0,0015·Кi;



Со. сI = 0,0015·1082961,35= 1624,44 тыс. руб.;

Со. сII = 0,0015·1076543,77= 1614,82 тыс. руб.



1.4.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом

Величина этих затрат определяется по формуле:

Ск. р = 0,5Фр· (Со. т + Сс. н + Ср. э + Ср. с);



где Фр - банковская ставка рефинансирования в долях единицы (0,13).

Ск. рI = 0,5·0,13· (1873,37+487,084+33229,973+2707,4) =2489,36 тыс. руб.;

Ск. рII = 0,5·0,13· (1984,011+515,84+29619,885+1614,82) = 2192,74 тыс. руб.



1.4.10 Общесетевые расходы



Соб = 0,01·Кi;



СобI = 0,01·1082961,35= 10829,61 тыс. руб.;

СобII = 0,01·1076543,77= 10765,43 тыс. руб.



1.4.11 Прочие расходы

Величина этих затрат принимается 3% от фонда оплаты труда.



Спр = 0,03·Со. т;



СпрI = 0,03·1873,37= 56,2 тыс. руб.;

СпрII = 0,03·1984,011= 59,52 тыс. руб.



1.5 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии



ΣСi = Сэ+Са+Сфот+Сс. н+Сн. с+Срс+Срэ+Сос. +Скр+Соб+Спр;

СI =11565,44+62802,43+1873,37+487,084+149,87+33229,973+2707,4+1624,44+

+2489,36+10829,61+56,2 = 127815,177 тыс. руб.;

СII = 16322,45+62651,826+1984,011+515,84+158,72+29619,885+2691,36+1614,82+

2192,74+10765,43+59,52 = 128576,602 тыс. руб.



1.6 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении



Уi = ууд·Рср·h·q;



где ууд - стоимость 1 КВт·ч ущерба от перерывов электроснабжения (50 руб);

Рср - среднегодовая мощность потребителей (суммарная мощность всех потребителей III категории, МВт) - табл.9;

h - число часов на отыскание повреждения и восстановление электроснабжения (определяется путем суммирования продолжительности отключения ЛЭП, трансформаторов и выключателей по /8/, табл.6.37)













1.7 Годовые приведенные затраты по вариантам РЭС



Сравнительная экономическая эффективность капитальных вложений используется при сопоставлении вариантов хозяйственных или технических решений.

Выбор оптимального варианта по этому критерию производится на основе сопоставления ряда вариантов технических решений при условии их энергетической и экономической сопоставимости по формуле:

Зi = рнКi + Сi + Уi = min;



где Зi - годовые приведенные затраты, руб.;

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимаемый в энергетике равным 0,12;

Кi - единовременные капитальные вложения i - го варианта, вызываемые проектируемым объектом, руб.;

Сi - ежегодные издержки производства или эксплуатационные расходы i-гo варианта, руб.;

Уi - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, руб. /год.

Сравнение вариантов технических решений возможно при соблюдении следующих требований к расчетам:

в одинаковых ценах;

по переменным затратам, т.е. стоимость одинаковых элементов электроснабжения в сравниваемых вариантах может не участвовать;

варианты расчетов должны обеспечивать одинаковый производственный результат;

необходимо учесть меру влияния на затраты всех возможных факторов.

ЗI = 0,15·1082961,35+ 127815,177 + 24794,87 = 315054,25 тыс. руб.;

ЗII = 0,15·1076543,77+ 128576,602 + 28495,25 =318553,42 тыс. руб.



По критерию минимизации более выгодным (на 1,2%) является 1-ый (магистральный) вариант РЭС.




1.8 Расчет доходов и показателей экономической эффективности оптимального инвестиционного проекта создания (реконструкции) районной электрической сети



1. Доходы (результаты) эксплуатационной деятельности РЭС можно рассматривать как выручку от продажи потребителям электрической энергии (W) по действующим тарифам (Z) за вычетом налога на прибыль. Долю электрических сетей в отпускном тарифе в зависимости от структуры генерирующих мощностей, вида топлива на электростанциях, технического состояния сетей можно принять в размере 25-40%, налог на прибыль - 24%. Величина налогов, включаемых в себестоимость энергии составляет: налог на добавленную стоимость (НДС) - 18% от добавленной стоимости (укрупнению: добавленная стоимость включает фонд заработной платы, все виды отчислений от нее и прибыль), налог на имущество - 2,2% от остаточной стоимости имущества (при средней норме амортизации ЛЭП и подстанций - 5% в год, остаточная стоимость имущества ежегодно уменьшается в 1,05 раза).

Примем следующую структуру инвестиционного цикла Т: длительность инвестиционного периода Т = 12 лет, проектная фаза (разработка бизнес-плана создания (реконструкции) РЭС - То=1 год, со стоимостью этой разработки 5% от стоимости инвестиций, т.е. (0,05·1082,96) = 54,15 млн. рублей; инвестиционная фаза согласно табл.6 - Т1 = 4 года, эксплуатационная фаза Т2 = 7 лет, т.е. Т = Т0 + Т1 + Т2.

Предположим, что доходы от эксплуатационной деятельности ежегодно будут возрастать на 5% (индекс 1,05), а затраты - на 3% (индекс - 1,03). Определение критериев экономической эффективности РЭС (чистого дисконтированного дохода Д, внутренней нормы доходности - Ев. н., срока окупаемости инвестиций Тф. ок и рентабельности инвестиции - И удобно вести по формулам /3/ в следующий расчетной таблице 29.





Таблица 29 Расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта создания (реконструкции) РЭС (млн. руб)

Показатели

Обозначения

Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы





Т0

Т1

Т2





1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1. Доходы: 0,4·Тг·Sn·Z

индекс 1,05

-

-

-

-

-

-

1

1,05

1,10

1,16

1,22

1,28

1,34



млн. руб. 

Рt

-

-

-

-

-

840,15

882,16

926,27

972,58

1021,21

1072,27

1125,88

2. Затраты с учетом ущерба табл.6 и п.5.2. 

индекс 1,03

-

-

-

-

-

-

1,00

1,03

1,06

1,09

1,13

1,16

1, 19



млн. руб. 

Зt

54,15

433,18

324,89

162,44

162,44

152,61

157,2

161,9

166,8

171,8

176,9

182,2

3. Текущая прибыль (п.1 - п.2) 

Пt

-54,15

-433,18

-324,89

-162,44

-162,44

687,540

724,969

764,361

805,818

849,444

895,351

943,657

4. Норма дисконта

Ен

0,14

0,13

0,13

0,12

0,12

0,11

0,11

0,10

0,10

0,09

0,09

0,08

5. Дисконтированные затраты по годам



47,5

339,2

225,2

103,2

92,2

81,6

75,7

75,5

70,7

72,6

68,6

72,4

6. Налоги, включаемые в себестоимость:

налог на добавленную стоимость (НДС)

табл.30

налог на имущество 

-







-









-



-





124,21

23,83

148,04



130,96

22,69

153,65



138,07

21,61

159,68



145,54

20,59

166,13



153,41

19,6

173,01



161,69

18,67

180,36



170,4

17,78

188,18

7. Текущая прибыль без налогов (п.3 - п.6) 

Пt. n. 

-54,15

-433,18

-324,89

-162,44

-162,44

539,5

571,3

604,7

639,7

676,4

715,0

755,5

8. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия: 76% от п.7

Пt. n. 

-54,15

-433,18

-324,89

-162,44

-162,44

410,02

434, 20

459,56

486,16

514,09

543,39

574,16

9. Амортизация (п.5.2.2) с индексацией на 1,03

AГ

-

-

-

-

-

41,10

42,30

43,60

44,91

46,26

47,65

49,08

10. Сальдо прибыли и амортизации (п.8+п.9) 

Пс

-54,15

-433,18

-324,89

-162,44

-162,44

451,12

476,50

503,16

531,07

560,35

591,04

623,24

11. Дисконтированная прибыль по годам



-47,5

-339,24

-225,17

-103,23

-92,17

241, 19

229,51

234,73

225,23

236,70

229,05

247,50

12. Чистый дисконтированный доход (сумма п.11) 

ДГ

-47,5

-386,74

-611,91

-715,14

-807,31

-566,13

-336,62

-101,89

123,34

360,04

589,08

836,58

13. Внутренняя норма доходности, год

Ев. н











0,22













14. Срок окупаемости инвестиций, год

Тф. ок











3,45













15. Рентабельность инвестиции, ед. 













0,18ч0,29













Величина дохода для первого года эксплуатации (шестого порядкового года инвестиционного цикла) определяется:

Рt = 1,53·114,56·4791 = 840,15 млн. руб.

где 114,56 мВт - суммарная полная электрическая мощность РЭС (табл.9);

4791 час - годовое время включения электроустановок (п.5.2.1);

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

2. Расчет налога на добавленную стоимость (НДС) приведен в табл.30.



Таблица 30 Расчет налога на добавленную стоимость (млн. руб) 

Показатели

Годы эксплуатационной фазы Т2



6

7

8

9

10

11

12

1. Фонд заработной платы с отчислениями на социальные нужды и на страхование от несчастных случаев с индексацией на 1,03 (п.5.2.3 - 5.2.4 - 5.2.5) 

2,51

2,59

2,67

2,75

2,83

2,92

3,01

2. Текущая прибыль (п.3 табл.29) 

687,540

724,969

764,361

805,818

849,444

895,351

943,657

3. Всего добавленная стоимость (п.1+п.2) 

690,05

727,56

767,03

808,57

852,27

898,27

946,67

4. Налог на добавленную стоимость (18% от п.3) 

124,21

130,96

138,07

145,54

153,41

161,69

170,4



3. Расчет внутренней нормы доходности - Ев. н.

Внутренняя норма доходности определяется методом подбора

Примем Ев. н. = 0,2, тогда (данные п. п 2 и 10 табл.29)



В итоге: 677,577  743,95

Правило: Если правая часть больше левой, то Ев. н. надо увеличить и наоборот. В нашем примере, следовательно, Ев. н. надо уменьшить.

Примем Ев. н. = 0,22 и заново прорешав уравнение, убеждаемся в правильности этого результата.

С учетом полученных результатов Дч и Ев. н. можно утверждать, что создание (реконструкция) РЭС максимально эффективна из возможных вариантов бизнеса, и в частности, в сравнении с вложением инвестиций в банковский рост. Потому что, если бы деньги были вложены в банк, то они максимально дали бы чистый дисконтированный доход в 532,37 млн. руб.  а не 836,58 млн. руб., как в нашем бизнесе.

4. Расчет фактического срока окупаемости инвестиций - Тф. ок.

Срок окупаемости определяется из формулы:



Тф. ок = Тц + Δ Тф. ок



где Тц - целое число лет от начала эксплуатации РЭС, когда чистый дисконтированный доход остается отрицательным (п.12, табл.29);

Δ Тф. ок - дробная часть года срока окупаемости, определяется по формуле:







где |Дt| - абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения чистого дисконтированного дохода (п.12, табл.29);

Дt+1 - величина последнего после него положительного значения чистого дисконтированного дохода.

В нашем примере:




5. Расчет индекса доходности (рентабельности) инвестиций.

Индекс доходности определяется из формулы 54 /3/.

В нашем примере (строки 5 и 11):



Отсюда рентабельность инвестиций равна:

2,04 (0,09ч0,14) = 0,18ч0,29

По результатам расчетов п.5.6. составляется таблица критериев экономической эффективности инвестиционного проекта РЭС.



Таблица 31 Таблица критериев экономической эффективности инвестиционного проекта РЭС

Критерии (показатели) эффективности

Значение показателей

Вывод об эффективности



по расчету

по нормативу



1. Чистый дисконтированный доход, Д, год

836,58

>0

Проект эффективен

2. Внутренняя норма доходности, Ев. н., ед. 

0,22

 (0,09ч0,14) 

Проект эффективен

3. Срок окупаемости инвестиций, год

3,45

< 7

Проект эффективен

4. Рентабельность инвестиций, ед. 

0,18ч0,29

0,09ч0,14

Проект эффективен



По результатам расчетов всей курсовой работы составляется следующая сводная таблица.

Сводная таблица.

технико-экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схемы районной электрической сети (млн. руб)




Таблица 35

Показатели

Величина показателей по вариантам РЭС



радиальный

смешанный

1. Первоначальные инвестиции

1082,96

1076,54

2. Инвестиции с учетом фактора времени

1355,25

1429,22

3. Текущие эксплуатационные затраты:

Всего

в том числе



127,815



128,576

3.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

11,565

16,322

3.2 Амортизационные отчисления

62,8

62,65

3.3 Фонд оплаты труда

1,873

1,984

3.4 Отчисления на социальные нужды

0,487

0,515

3.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве



0,149



0,158

3.6. Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования



33,23



29,62

3.7. Затраты на ремонт строительной части

2,707

2,691

3.8. Отчисления на обязательное страхование имущества

1,624

1,615

3.9. Плата за пользование краткосрочным кредитом

2,489

2, 193

3.10. Общесетевые расходы

10,83

10,77

3.11 Прочие расходы

0,0562

0,0595

4. Ущерб от перерывов в электроснабжении

24,795

28,495

5. Годовые приведенные затраты

315,054

318,553

6. Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта схемы РЭС

6.1 Чистый дисконтированный доход

836,58

-

6.2. Внутренняя норма доходности инвестиций, ед. 

0,22

-

6.3. Фактический срок окупаемости инвестиций, год

3,45

-

6.4. Рентабельность инвестиций, ед. 

0,18ч0,29

-


Вывод



Расчеты показывают, что инвестиционный проект создания (реконструкции) магистрального варианта районной электрической сети экономически эффективен, потому что чистый дисконтированный доход положителен (836,58 > 0), внутренняя норма доходности инвестиций больше нормы дисконта (0,18 < 0,29), а срок окупаемости инвестиций меньше норматива (3,45 < 7,0).


Список используемых источников



Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. Учебник. Издание второе М., Высшая школа, 2003

Афанасьев Н.А., Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. - М., Энергоатомиздат, 1989

Кравченко Н.Ф. Экономика и маркетинг электроснабжения. Методические указания к курсовому и дипломному проекту. Издание четвертое, Оренбург, 2000

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Утв. Минэкономики РФ и др.21.06.99 г., №ВК-477

Электротехнический справочник в 3-х томах. Под ред. И.Н. Орлова, 7-е издание, том 3, книга 1, раздел 49

Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ, услуг) включаемых в себестоимость продукции. Утв. Постановлением Правительства РФ 5.08.92 г., №552

Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие.М., Энергоаотмиздат, 1989

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Под ред.В.М. Блок. Учебное пособие.М., Высшая школа, 1990


Аннотация



В пояснительной записке к курсовому проекту представлен выбор и расчет экономической эффективности инвестиционного проекта схемы районной электрической сети. Были определены капиталовложения и ежегодные издержки при проектировании линий электропередач, определены капитальные вложения в электрические подстанции. Произведён расчёт текущих эксплуатационных затрат включающий в себя: амортизационные отчисления, фонд оплаты труда, отчисления на социальные нужды, отчисления на социальное страхование от несчастных случаев, затраты на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей и электрооборудования. Так же рассмотрены вопросы по суммарным годовым эксплуатационным затратам при передаче и распределении электроэнергии и математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении.

На основании результатов вычислений получены показатели экономической эффективности оптимального варианта инвестиционного проекта. Проведено технико-экономическое сравнение по вариантам РЭС.

Пояснительная записка содержит 40 листов машинописного текста, в том числе 2 рисунка, 35 таблицы и список использованных источников из 8 наименований. Графическая часть выполнена на 1 листе формата А1.