Главная      Учебники - Экономика     Лекции по экономике - часть 16

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  254  255  256   ..

 

 

Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов электроснабжения

Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов электроснабжения

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 Lпров - длина провода, км;

Кпс – 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 Ипр – 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 Итр 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

Наименование элемента

Уч-к

Длина участка

Кол-во цепей

Кол-во шт.

Всего

Анкерные опоры

0-1

62,64

2

12

51

1-4

37,12

2

8

4-5

31,32

2

7

0-3

93,96

2

17

3-2

34,8

2

7

Промежуточные опоры

0-1

62,64

2

615

2550

1-4

37,12

2

364

4-5

31,32

2

307

0-3

93,96

2

923

3-2

34,8

2

341

Провод АС120 и АС150

0-1

62,64

2

432,22

1793

1-4

37,12

2

256,13

4-5

31,32

2

216,11

0-3

93,96

2

648,32

3-2

34,8

2

240,12

Трос молниезащитный

0-1

62,64

2

72,04

299

1-4

37,12

2

42,69

4-5

31,32

2

36,02

0-3

93,96

2

108,05

3-2

34,8

2

40,02

Изоляторы линейные полимерные

0-1

62,64

2

3834

15912

1-4

37,12

2

2280

4-5

31,32

2

1926

0-3

93,96

2

5742

3-2

34,8

2

2130

Изоляторы линейные стеклянные

0-1

62,64

2

24

102

1-4

37,12

2

16

4-5

31,32

2

14

0-3

93,96

2

34

3-2

34,8

2

14

Таблица 2 - Результаты расчета элементов смешанного варианта

Наименование элемента

Уч-к

Длина участка

Кол-во цепей

Кол-во шт.

Всего

Анкерные опоры

0-1

62,64

2

12

75

1-3

38,28

2

8

3-2

34,8

2

7

0-4

97,44

1

18

4-5

31,32

1

7

0-5

127,6

1

23

Промежуточные опоры

0-1

62,64

2

615

3848

1-3

38,28

2

375

3-2

34,8

2

341

0-4

97,44

1

957

4-5

31,32

1

307

0-5

127,6

1

1253

Провод АС120

0-1

62,64

2

432,22

1821

1-3

38,28

2

264,13

3-2

34,8

2

240,12

0-4

97,44

1

336,17

4-5

31,32

1

108,05

0-5

127,6

1

440,22

Трос молниезащитный

0-1

62,64

2

72,04

451

1-3

38,28

2

44,02

3-2

34,8

2

40,02

0-4

97,44

1

112,06

4-5

31,32

1

36,02

0-5

127,6

1

146,74

Изоляторы линейные полимерные

0-1

62,64

2

3834

16149

1-3

38,28

2

2346

3-2

34,8

2

2130

0-4

97,44

1

2979

4-5

31,32

1

963

0-5

127,6

1

3897

Изоляторы линейные стеклянные

0-1

62,64

2

24

150

1-3

38,28

2

16

3-2

34,8

2

14

0-4

97,44

1

36

4-5

31,32

1

14

0-5

127,6

1

46

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

№ п/ст/ Наименование

Силовой трансформатор

Выключатель

Трансформатор тока

Разъединитель

Ограничитель перенапряжений

Заземляющий нож

1

1

1

3

1

7

1

2

2

2

6

6

14

2

3

2

2

6

6

14

2

4

2

2

6

6

14

2

5

2

2

6

6

14

2

система

--

5

15

14

--

--

Всего

9

14

42

39

63

9

Таблица 4 – Число элементов подстанций смешанного варианта

№ п/ст/ Наименование

Силовой трансформатор

Выключатель

Трансформатор тока

Разъединитель

Ограничитель перенапряжений

Заземляющий нож

1

1

1

3

1

7

1

2

2

2

6

6

14

2

3

2

2

6

6

14

2

4

2

3

9

10

14

2

5

2

3

9

10

14

2

система

--

5

15

14

--

--

Всего

9

16

48

47

63

9

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

Наименование товара

Цена, руб/шт. (км.)

Магистральный вариант

Смешанный вариант

Кол-во, шт.

Стоимость

Кол-во, шт.

Стоимость

1

Провод АС 120/19

40270

1360

54767200

1821

73331670

2

Провод АС 150/24

51000

433

22083000

-

-

3

Трос ТК-9

20500

299

6129500

451

9245500

4

Опоры жб. Промежуточные СК 22

26250

2550

66937500

3848

101010000

5

Опоры мет. анкерные/угловые

478500

51

24403500

75

35887500

6

Изоляторы полимерные

1250

15912

19890000

16149

20186250

7

Изоляторы стеклянные

320

102

32640

150

48000

8

ОПН

20900

63

1316700

63

1316700

9

Разъединители

240000

39

9360000

47

11280000

10

Выключатели элегазовые

1700000

14

23800000

16

27200000

11

СТ ТДН 160000

6000000

7

42000000

7

42000000

12

ТРДН 320000

18000000

2

36000000

2

36000000

13

Заземляющие ножи

100000

9

900000

9

900000

14

Трансформаторы тока

220000

42

9240000

48

10560000

15

Кап вложения в ЛЭП

194243340

239708920

16

Кап вложения в оборудование п/ст

122616700

129256700

17

Технологическое присоединение

1000

116000

81200000

116000

81200000

18

Кап вложения в сеть

714920080

819131240

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

Год строительства

Доля ежегодных вложений, %

K, тыс. руб.

Магистральный вариант

Смешанный вариант

1

40

285968032

327652496

2

30

214476024

245739372

3

15

107238012

122869686

4

15

107238012

122869686

Итого

100

714920080

819131240

K

865339264,8

991476452,9

По формуле (6):

2 Расчет текущих эксплуатационных затрат

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии (С)

определяются по формуле:

(7)

где Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии, руб;

Сот – годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала, руб;

Ссн - отчисления на социальные нужды, руб;

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

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

Срс – годовые затраты на ремонт строительной части, руб;

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

Сос – платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, руб;

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

Соб - общесетевые расходы, руб;

Спр - прочие расходы, руб;

2.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии

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

(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

№ участка

Длина провода, км

Удельное сопротивление, Ом/км

R, Ом

Sп, МВА

∆Pлэп, МВт

0-1

72,04

0,198

7,13

64,44

2,448

1-4

42,69

0,249

5,31

48,89

1,050

4-5

36,02

0,249

4,48

30,00

0,334

0-3

108,05

0,249

13,45

64,44

4,617

2-3

40,02

0,249

4,98

26,67

0,293

Итого:

8,74

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

№ участка

Кол-во трансформаторов

Марка трансформатора

∆Pхх, МВт

∆Pкз, МВт

Sп, МВА

∆Pтр, МВт

0-1

1

ТДН 16000

0,018

0,085

15,56

0,098

1-4

2

ТДН 16000

0,018

0,085

26,67

0,154

4-5

2

ТРДН 32000

0,032

0,15

37,78

0,165

0-3

2

ТДН 16000

0,018

0,085

18,89

0,095

2-3

2

ТДН 16000

0,018

0,085

30,00

0,185

Итого:

0,698

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

№ участка

Длина провода, км

Удельное сопротивление, Ом/км

R, Ом

Sп, МВА

∆Pлэп, МВт

0-1

72,04

0,249

8,97

80,00

4,744

1-3

44,02

0,249

5,48

64,44

1,881

3-2

40,02

0,249

4,98

26,67

0,293

0-4

112,06

0,249

27,90

26,67

1,640

4-5

36,02

0,249

8,97

7,78

0,045

0-5

146,74

0,249

36,54

22,22

1,491

Итого:

10,093

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

№ участка

Кол-во трансформаторов

Марка трансформатора

∆Pхх, МВт

∆Pкз, МВт

Sп, МВА

∆Pтр, МВт

0-1

1

ТДН 16000

0,018

0,085

15,56

0,098

1-4

2

ТДН 16000

0,018

0,085

26,67

0,154

4-5

2

ТРДН 32000

0,032

0,15

37,78

0,165

0-3

2

ТДН 16000

0,018

0,085

18,89

0,095

2-3

2

ТДН 16000

0,018

0,085

30,00

0,185

Итого:

0,698

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/).

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  254  255  256   ..