Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов электроснабжения - реферат

Содержание

Введение……………………………………………………………………………….5

1 Определение инвестиций…………………………………………………………...6

1.1 Определение числа элементов ЛЭП……………………………………………..6

1.1.1 Определение числа опор………………………………………………………..6

1.1.2 Определение длины линии с учетом стрелы провеса………………………...6

1.1.3 Определение числа изоляторов………………………………………………...6

1.2 Определение количества элементов подстанций……………………………...10

1.3 Определение капитальных вложений в систему электроснабжения…………12

1.4 Инвестиции с учетом фактора времени………………………………………...14

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат………………………………………14

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии…………………………………...15

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных

производственных фондов………………………………………………………19

2.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала……………………………..20

2.4 Расчет фонда оплаты труда служащих…………………………………………23

2.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)……………………..24

2.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных

случаев на производстве…………………………………………………………25

2.7 Материальные затраты на все виды ремонтов и техническое

обслуживание электросетей и электрооборудования…………………………25

2.7.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования……25

2.7.2 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования………….30

2.7.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для

трансформаторов и ВЛ………………………………………………………...33

2.7.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования……………..36

2.8 Затраты на ремонт строительной части………………………………………..36

2.9 Отчисления на обязательное страхование имущества………………………..36

2.10 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов……..………37

2.11 Общесетевые расходы……………………………..…………………………..37

2.12 Прочие расходы……………………..………………………………………….37

2.13 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при

передаче и распределении электроэнергии…………………………………..38

2.14 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении…...38

2.15 Годовые приведенные затраты………………………………………………...39

3 Экономическая оценка инвестиционных проектов……………………………...41

Заключение………………………………………………………………………….50

Список использованных источников………………………………………………51

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 2005 году экспорт электроэнергии из России составил 22-25 млрд. кВт/ч, к 2010 году эти показатели вырастут до 30-35 млрд. кВт/ч, а 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

1.1 Определение числа элементов ЛЭП

1.1.1 Определение числа опор

Число анкерных опор вычисляется по формуле:

(1)

где А – число анкерных опор;

L – длина участка, км;

- расстояние между анкерными опорами, принимается равным 6 км.

Число промежуточных опор определяется по выражению:

(2)

где П – число промежуточных опор;

L – длина участка, км;

- расстояние между промежуточными опорами, 0,1 км.

1.1.2 Определение длины линии с учетом стрелы провеса

Длина линии с учетом стрелы провеса вычисляется по выражению:

(3)

где L_пров - длина провода, км;

К_пс – поправочный коэффициент на стрелу провеса, равен 1,15,

- число фаз, для одноцепной линии -3, для двухцепной -6.

1.1.3 Определение числа изоляторов

Количество изоляторов для проводов определяется по формуле:

(4)

где И_пр – изоляторы, служащие для подвески проводов;

- сумма одноцепных промежуточных опор;

- сумма одноцепных анкерных опор;

- сумма двухцепных промежуточных опор;

- сумма двухцепных анкерных опор.

Количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса:

(5)

где И_тр – количество изоляторов для подвеса грозозащитного троса.

Грозозащитный трос подвешивается при помощи изоляторов на металлических и железобетонных анкерных опорах.

Пример расчета рассматривается для участка 0-1 магистрального варианта.

По формуле (1):

По формуле (2):

По формуле (3):

Длина троса принимается с учетом поправочного коэффициента на стрелу провеса:

По формуле (4):

По формуле (5):

Для остальных участков расчет проводится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицы 1 и 2.

Таблица 1 - Результаты расчета числа элементов магистрального варианта

Таблица 2 - Результаты расчета элементов смешанного варианта

1.2 Определение количества элементов подстанций

Число трансформаторов указано в исходных данных, выключатели и разъединители считается по однолинейным схемам, приведенным на рисунках 1 и 2 для магистрального и смешанного вариантов соответственно. На один силовой трансформатор приходится 1 заземляющий нож, 7 ограничителей перенапряжения. На один выключатель – 3 трансформатора тока.

Число элементов подстанции представлено в таблицах 3 и 4.

Рисунок 1 – Однолинейная схема магистрального варианта сети

Рисунок 2 – Однолинейная схема смешанного варианта сети

Таблица 3 – Число элементов подстанций магистрального варианта

Таблица 4 – Число элементов подстанций смешанного варианта

1.3 Определение капитальных вложений в систему электроснабжения

Цены на электрооборудование определяются из коммерческих каталогов цен и фирменных справочников. Так, например, по /2/ стоимость трансформатора ТДН-16000 составляет 6000000 руб. Цены на остальные элементы сети и соответственно расчеты стоимости в зависимости от количества элементов приведены в таблице 5.

Таблица 5 – Инвестиции в сеть для магистрального и смешанного вариантов

1.4 Инвестиции с учетом фактора времени

На практике выход на режим нормальной эксплуатации затягивается на несколько лет. Предполагаемый срок строительства.

(6)

где - инвестиции i-года;

t – порядковый год строительства (t=1,2..4)

T – срок строительства в годах;

- норматив приведения разновременных затрат (0,1).

Таблица 6 – Инвестиции с учетом фактора времени

По формуле (6):

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С)

определяются по формуле:

(7)

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:

(8)

где - ставка за оплату потерь электроэнергии в сетях ВН, руб/кВт∙ч. Для Калужской области составляет 1120 руб/МВт∙ч.

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

(9)

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

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

Потери в ЛЭП определяются:

(10)

где - наибольшие потери активной мощности, МВт;

- годовое время максимальных потерь, ч.

(11)

(12)

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.

(13)

где - коэффициент мощности потребителя, принимается равным 0,9.

Для магистрального варианта сети для участка 0-1, трехпроводной линии длиной 432,22 км, выполненной проводом АС-150, имеющего погонное активное сопротивление 1 км 0,198 Ом/км /3/ по формуле (12) потери в ЛЭП определяются:

МВт.

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

Таблица 7 - Потери в ЛЭП магистрального варианта сети

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (10) определяются:

МВт·ч.

Потери в трансформаторах определятся по формуле:

(14)

где - наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, МВт.

(15)

Для 1-ой подстанции магистрального варианта потери в трансформаторе ТДН-16000 ( МВт, МВт) по формуле (15) определятся как:

МВт.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах для остальных подстанций магистрального варианта сведены в таблицу 8.

Таблица 8 – Потери в трансформаторах магистрального варианта сети

Тогда потери электроэнергии по формуле (14) определятся:

МВт·ч.

Годовые потери по формуле () определятся:

МВт·ч.

Стоимость потерь электрической энергии:

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, например, по участку 0-1 рассчитывается по формуле:

(16)

МВт.

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 4-5 определяется как:

(17)

МВт.

Тогда на участке 0-5 протекающая мощность будет равна:

(18)

МВт.

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

Таблица 9 – Потери в ЛЭП смешанного варианта сети

Потери электроэнергии в ЛЭП смешанного варианта по формуле (10) 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.

Таблица 10 – Потери в трансформаторах смешанного варианта сети

Потери электроэнергии по формуле (14) определятся:

МВт·ч.

Годовые потери по формуле (9) определятся:

МВт·ч.

Стоимость потерь электрической энергии по формуле (8):

руб.

2.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

(19)

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 (6,5% для ЛЭП и 7,5% для подстанций в соответствии с приложением А /1/).

По формуле (19) для магистрального варианта:

руб.

По формуле (19) для смешанного варианта:

руб.

2.3 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):

, (20)

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 (1,0).

(21)

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

- действительный фонд рабочего времени в год, час. (1850 ч.);

- часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

Таблица 11 – Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС МВ

Количество рабочих определяется по формуле:

(22)

По данным таблицы 11 и по формуле (22):

Составляется таблица 12 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 12 – Распределение рабочих по специальностям

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих по формуле (21) рассчитывается:

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

Для смешанного варианта сети расчеты нормативной численности персонала РЭС сведены в таблицу 13.

Таблица 13 - Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС СВ

По данным таблицы и по формуле (22):

Составляется таблица 14 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 14 – Распределение рабочих по специальностям

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих по формуле (21) рассчитывается:

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

2.4 Расчет фонда оплаты труда служащих

(23)

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

m – номенклатура должностей, чел.;

- доплаты по районному коэффициенту (1,0);

- дополнительная заработная плата (1,85).

Всего служащих по расчету для магистрального варианта 2,88, из них:

Таблица 15– Распределение служащих по должностям МВ

Тогда по формуле (23) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы РЭС составит:

(24)

Служащих по расчету для смешанного варианта 3,11 из них:

Таблица 16 – Распределение служащих по должностям СВ

Тогда по формуле (23) годовой фонд оплаты труда служащих составит:

В итоге годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала схемы РЭС по формуле (24) составит:

2.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)

Отчисления на социальные нужды принимаются равными согласно законодательству 26% от фонда заработной платы:

- для МВ:

- для СВ:

2.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

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

- для МВ:

- для СВ:

2.7 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования

2.7.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования

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.

Таблица 17 – Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта подстанций

Таким образом, длительность ремонтного цикла для трансформаторов составляет 103680/8760=11,8 года, а межремонтного периода – 25920/8760=2,958 года. На основании данных, приведенных в таблицах 17 и 18, составляется годовой план-график ППР энергетического оборудования для трансформаторов – таблица 19. Данный график распространяется на оба варианта сетей.

Таблица 18 – Нормы трудоемкости ремонта подстанции, чел.-час

Таблица 19 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для трансформаторов

Таблица 20 – Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта ВЛ

Таким образом, длительность ремонтного цикла для ВЛ составляет 126900/8760=14,48 года, а межремонтного периода – 8640/8760=0,98 года.

Для выбора линии, ставящейся на ремонт, определяется суммарная длина одноцепных участков и делится на длительность ремонтного цикла (двухцепные участки приводятся к одноцепным умножением на 2 фактического расстояния между подстанциями):

(25)

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

Для магистрального варианта к получившемуся значению ближе всего длина участка 4-5 – 72,04 км. Для смешанного выбирается участок 1-3 длиной 88,04 км, т.к. рассчитанная по формуле (25) длина участка меньше, чем каждый из рассматриваемых. Если участок ставится на ремонт, и при этом не полностью, то остальная часть участка ставится на текущий ремонт.

Таблица 21 – Нормы трудоемкости ремонта ВЛ, чел.-час

На основании данных, приведенных в таблицах 20 и 21, составляется годовые планы-графики ППР энергетического оборудования для ЛЭП 110 кВ для магистрального и смешанного вариантов сети.

Таблица 22 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для ЛЭП 110 кВ магистрального варианта

Таблица 23 – Годовой план-график ППР энергетического оборудования на 2010 год для ЛЭП 110 кВ смешанного варианта

2.7.2 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:

(26)

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 19, 22 и 23).

Стоимость материалов будет определятся по формуле:

(27)

где - цена на материал (принимается по каталогу цен /2/).

Так, например, расход электрокартона для ремонта трансформатора по формуле (26) равен:

Тогда стоимость электрокартона при цене на него 51, руб. по формуле (27) составит:

Стоимость остальных материалов необходимых в ходе обслуживания и ремонта трансформаторов рассчитывается аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 24.

Расчеты стоимости материалов для ремонта ЛЭП проводятся аналогично расчетам, приведенным выше. Результаты расчетов для магистрального и смешанного вариантов сведены в таблицу 25.

Таблица 24 – Расчет стоимости материалов по ремонту трансформаторов

Таблица 25 – Расчет стоимости материалов по ремонту ВЛ

2.7.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для трансформаторов и ВЛ

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

Ц_{Обмотка ВН} = 0,32 Ц_тр ;

Ц_{Обмотка НН} = 0,18 Ц_тр ;

Ц_{Проход. изолятор} = 0,003 Ц_тр ;

Ц_{Втулки проходные} = 0,00035 Ц_тр ;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,00046 Ц_тр ;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 Ц_тр .

Для ТДН-16000:

Ц_{Обмотка ВН} = 0,32 6000000 = 1920000 руб;

Ц_{Обмотка НН} = 0,18 6000000 = 1080000 руб;

Ц_{Проход. изолятор} = 0,003 6000000 = 18000 руб;

Ц_{Втулки проходные} = 0,00035 6000000 = 2100 руб;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,00046 6000000 = 2760 руб;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 6000000 = 2400 руб.

Для ТРДН-32000 – аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 26.

Расчет запасных частей и комплектующих изделий для ВЛ проводится с использованием данных таблицы 27, в которую сведены общие данные по ЛЭП. Составляется таблица 28 с учетом норм расхода материалов (таблица 19 /1/) и данных таблицы 27.

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

Таблица 26 – Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий по ремонту элетрооборудования