Эффективность смешанного варианта схемы электроснабжения

1. Исходные данные

2. Определение капитальных вложений

2.1 Определение числа элементов ЛЭП

2.2 Определение числа элементов подстанций

2.3 Капитальные вложения

2.4 Капитальные вложения с учетом фактора времени

3. Определение ежегодных издержек передачи и распределения электрической энергии

3.1 Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии

3.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

3.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

3.4 Расчет фонда оплаты труда служащих

3.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)

3.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

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

4.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования

4.2 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

4.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для трансформаторов и ВЛ

4.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

4.5 Затраты на ремонт строительной части

4.6 Отчисления на обязательное страхование имущества

4.7 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

4.8 Общесетевые расходы

4.9 Прочие расходы

4.10 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

4.11 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

4.12 Годовые приведенные затраты

5. Экономическая оценка инвестиционных проектов

Заключение

Список использованных источников

В настоящее время ситуация в электроэнергетике России такова, что не состоянии обеспечить в полном объеме реализацию новых социально-экономических задач и приоритетов. В результате, в таких областях, как ценообразование, инвестиционная деятельность, нормативно-правовое обеспечение, регулирование, новые технологии, экология, топливообеспечение, возникают проблемы, решение которых затруднено в рамках существующей модели функционирования электроэнергетики.

В «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года № 123 отмечается, что износ активной части фондов в электроэнергетике составляет 60−65%. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 17% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления приводит к технологическим отказам, авариями и, как следствие, снижению надежности электроснабжения, инвестиции в отрасль снизились на 50%.

В России необходимо создавать свою российскую модель развития электроэнергетики, используя в этих целях приемлемый в наших условиях зарубежный опыт, приемлемые элементы разных хозяйственных моделей и российскую специфику функционирования электроэнергетики, которая включает: глубокий спад производства; суровые климатические условия, приводящие к повышенным затратам энергии; большую территорию страны, разнообразие природно-климатических и социально-экономических условий различных ее регионов; хорошую обеспеченность страны топливно-энергетическими ресурсами; низкие регулируемые цены (тарифы) на природный газ и электроэнергию внутри страны.

Развитие хозяйственных отношений в электроэнергетике на принципах усиления государственного регулирования должно привести к эффективному распределению и использованию производственных ресурсов, сокращению потерь и непроизводственных затрат, способствовать развитию хозяйственной и коммерческой инициативы предпринимателей и, в конечном итоге, привести к повышению эффективности хозяйственной деятельности электроэнергетических предприятий.

1. Исходные данные

Таблица 1 — расчетные величины мощностей подстанции, категорийность, число и тип трансформаторов

Таблица 2 — Длина участков сети, марка провода

вложение издержка электрический энергия затрата

2. Определение капитальных вложений

2.1 Определение числа элементов ЛЭП

Число анкерных опор вычисляется по формуле:

(1)

где, А — число анкерных опор;

L — длина участка, км;

— расстояние между анкерными опорами, 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.

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.

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 смешанного варианта 1.

По формуле (1):

По формуле (2):

По формуле (3):

Длина троса берется с учетом поправочного коэффициента на стрелу провеса:

По формуле (4):

По формуле (5):

Для остальных участков расчет проводится аналогично. Результаты расчета сведены в таблицы 3 и 4.

Таблица 3 — Результаты расчета смешанного варианта 1

Таблица 4 — Результаты расчета смешанного варианта 2

2.2 Определение числа элементов подстанций

Число трансформаторов указано в исходных данных, выключатели и разъединители считаются по схеме. На один силовой трансформатор приходится 1 заземляющий нож, 7 ограничителей перенапряжения. На один выключатель — 3 трансформатора тока. Однолинейные схемы обоих вариантов представлены на рисунках 1 и 2.

Число элементов подстанции представлены в таблицах 5 и 6.

Таблица5 — Число элементов подстанций смешанного варианта 1

Таблица 6 — Число элементов подстанции смешанного варианта 2

2.3 Капитальные вложения

Капитальные вложение определяются суммированием произведений цены на число элементов (штуки, километры линий, кВт). Результаты расчеты сведены в таблицу 7.

Капитальные вложения в сеть рассчитываются по формуле:

(6)

где К_об — вложения в какую-либо единицу оборудования, руб;

К_ТП — затраты на технологическое присоединение, руб.

Для учета затрат на работу капитальные вложения в оборудование умножаются на 2.

Для первого смешанного варианта капитальные вложения составят:

Таблица 7 — Капитальные вложения в сеть

Разница между вариантами составит:115 012 491,9 руб.

2.4 Капитальные вложения с учетом фактора времени

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

(7)

где — инвестиции i-года;

t — порядковый год строительства (t=1,2.4)

T — срок строительства в годах;

— норматив приведения разновременных затрат (0,15).

Таблица 8 — Распределение капитальных вложений по годам

Смешанный вариант 1:

Смешанный вариант 2:

3. Определение ежегодных издержек передачи и распределения электрической энергии

Ежегодные издержки при передаче и распределении электроэнергии © определяются по формуле:

С = С_э + С_от + С_сн + С_нс + С_рэ + С_рс + С_а + С_ос + С_кр + С_об+С_пр, (8)

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 предпирятия, руб;

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

С_об — общесетевые расходы, руб;

С_пр — прочие расходы, руб;

3.1 Расчет стоимости годовых потерь электроэнергии

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

(9)

где — ставка за оплату потерь электроэнергии в сетях ВН, руб/кВт•ч. Для Оренбургской области составляет 1,04 руб/кВт•ч.

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

(10)

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

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

Потери в ЛЭП определяются:

(11)

где — наибольшие потери активной мощности, МВт;

— годовое время максимальных потерь, ч.

(12)

Потери активной мощности в линии:

(13)

где — полная мощность подстанции, МВА;

— номинальное напряжение сети, кВ;

— сопротивление линии (с учетом протяженности линии), Ом.

(14)

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

Для смешанного варианта сети 1 для участка 0−1, двухцепной линии длиной 94,3 км, выполненной проводом АС-95, имеющего погонное активное сопротивление 0,314 Ом/км по формуле (12) потери в ЛЭП определяются:

МВт.

Для расчета потерь мощности на кольцевом участке ЛЭП смешанного варианта необходимо определить потокораспределение мощности по каждому из участков. Для этого кольцо размыкается по точкке РЭС. Тогда мощность, протекающая, например, по участку 0−3 рассчитывается по формуле:

(15)

МВт.

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 3−5 определяется как:

(16)

МВт.

Тогда на участке 0−5 протекающая мощность будет равна:

(17)

МВт.

Потери остальных участков рассчитываются аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 9.

Таблица 9 — Потери в ЛЭП смешанного варианта сети 1

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (11) определяются:

МВт· ч.

Потери в трансформаторах определятся по формуле:

(18)

где — наибольшие потери активной мощности в трансформаторе, МВт.

(19)

Для 1-ой подстанции смешанного варианта 1 потери в трансформаторе ТДН-16 000 (МВт, МВт) по формуле (19) определятся как:

МВт.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах для остальных подстанций смешанного варианта 1 сведены в таблицу 10.

Таблица 10 — Потери в трансформаторах смешанного варианта сети 1

Тогда потери электроэнергии по формуле (19) определятся:

МВт· ч.

Годовые потери по формуле (10):

МВт· ч.

Стоимость потерь электрической энергии:

Расчет стоимости потерь для смешанного варианта 2.

Расчет ведется аналогично предыдущему.

МВт.

По первому закону Кирхгофа мощность на участке 1−4 определяется как:

МВт.

Тогда на участке 4−5 протекающая мощность будет равна:

МВт.

МВт.

Результаты расчета сводятся в таблицу 11.

Таблица 11 — Потери в ЛЭП смешанного варианта сети 2

Потери электроэнергии в ЛЭП по формуле (11) определяются:

МВт· ч.

Потери в трансформаторах смешанного варианта сети 2 будут такими же как и для смешанного варианта 1.

Годовые потери по формуле (10) определятся:

МВт· ч.

Стоимость потерь электрической энергии по формуле (9):

руб.

3.2 Амортизационные отчисления на реновацию основных производственных фондов

Годовая величина амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов определяется:

(20)

гдеамортизационные 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/).

Таблица12 — Капитальные вложения в ЛЭП и оборудование

По формуле (19) для смешанного варианта 1:

руб.

По формуле (19) для смешанного варианта 2:

руб.

3.3 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):

(21)

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 для Оренбурга).

(22)

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.

Для первого смешанного варианта.

Таблица13 — Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС СВ1

Количество рабочих определяется по формуле:

(23)

По данным таблицы 13 и по формуле (23):

Составляется таблица с использованием приложения Ц /1/.

Таблица14 — Распределение рабочих по специальностям СВ1

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих составляет:

Тогда доплаты составят:

Годовой фонд оплаты труда по формуле (21)

Для второго смешанного варианта сети расчеты нормативной численности персонала РЭС сведены в таблицу15.

Таблица15 — Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС СВ2

Количество рабочих определяется по формуле:

По данным таблицы 15:

Составляется таблица с использованием приложения Ц /1/.

Таблица16 — Распределение рабочих по специальностям СВ2

Отсюда годовой фонд основной заработной платы рабочих составляет:

Тогда доплаты составят:

3.4 Расчет фонда оплаты труда служащих

(24)

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

m — номенклатура должностей, чел.;

— доплаты по районному коэффициенту (1,15);

— дополнительная заработная плата (1,85).

Всего служащих по расчету для первого смешанного варианта 3,16, из них:

Таблица17 — Распределение служащих по должностям СВ1

Тогда годовой фонд оплаты труда служащих составит:

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

Служащих по расчет для второго смешанного варианта 3,03, из них:

Таблица18 — Распределение служащих по должностям СВ2

Тогда годовой фонд оплаты труда служащих составит:

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

3.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)

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

— для СВ1:

— для СВ2:

3.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

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

— для СВ1:

— для СВ2:

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

4.1 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 19 — Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта подстанций

Таким образом, длительность ремонтного цикла для трансформаторов составляет 103 680/8760=11,8 года, а межремонтного периода — 25 920/8760=2,958 года.

Таблица 20 — Нормы трудоемкости ремонта подстанции, чел.-час

На основании данных, приведенных в таблицах 19 и 20, составляется годовой план-график ППР энергетического оборудования для трансформаторов — таблица 22. Данный график распространяется на оба варианта сетей.

Таблица 21 — Структура и продолжительность циклов технического обслуживания и ремонта ВЛ

Таким образом, длительность ремонтного цикла для ВЛ составляет 126 900/8760=14,48 года, а межремонтного периода — 8640/8760=0,98 года.

Таблица 22 — Годовой план-график ППР энергетического оборудования для трансформаторов

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 смешанного варианта 1:

Для смешанного варианта 2:

Для смешанного варианта 1 в капитальный ремонт выводится участок 0−3 — 63,28 км. Для смешанного варианта 2 выбирается участок 4−5 длиной 33,35 км, т.к. рассчитанная по формуле (24) 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 23 — Нормы трудоемкости ремонта ВЛ, чел.-час

На основании данных, приведенных в таблицах 21 и 23, составляется годовые планы-графики ППР энергетического оборудования для ЛЭП 110 кВ для смешанных вариантов сети таблицы 24 и 25.

Таблица 24 — Годовой план-график ППР энергетического оборудования для ЛЭП смешанного варианта 1

Таблица 25 — Годовой план-график ППР энергетического оборудования для ЛЭП смешанного варианта 2

4.2 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 /1/).

Стоимость материалов будет определятся по формуле:

(27)

гдецена на материал (принимается по каталогу цен).

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

Тогда стоимость электрокартона при цене на него 51,5 руб. по формуле (27) составит:

Стоимость остальных материалов необходимых в ходе обслуживания и ремонта трансформаторов рассчитывается аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 26.

Расчеты стоимости материалов для ремонта ЛЭП проводятся аналогично расчетам, приведенным выше. Результаты расчетов для обоих вариантов сведены в таблицу 27.

Таблица 26 — Расчет стоимости материалов по ремонту трансформаторов

Таблица 27 — Расчет стоимости материалов по ремонту ВЛ

4.3 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} = 0,35 Ц_тр;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,46 Ц_тр;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 Ц_тр.

Для ТДН-16 000:

Ц_{Обмотка ВН} = 0,32 8 000 000 = 2 560 000 руб;

Ц_{Обмотка НН} = 0,18 8 000 000 = 1 440 000 руб;

Ц_{Проход. изолятор} = 0,003 8 000 000 = 24 000 руб;

Ц_{Втулки проходные} = 0,35 8 000 000 = 2800 руб;

Ц_{Радиаторный кран} = 0,46 8 000 000 = 3680 руб;

Ц_{Термосигнализатор} = 0,0004 8 000 000 = 3200 руб.

Для ТРДН-25 000, ТРДН-40 000 — аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 29.

Расчет запасных частей и комплектующих изделий для ВЛ проводится с использованием данных таблицы 28, в которую сведены общие данные по ЛЭП. Составляется таблица 30 с учетом норм расхода материалов (таблица 19 /1/) и данных таблицы 28.

Таблица 28 — Общие данные по ЛЭП (с учетом количества фаз)

Таблица 29 — Расчет стоимости запасных частей и комплектующих изделий по ремонту элетрооборудования

Таблица 30 — Расчет стоимости запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП

Продолжение таблицы 30 — Расчет стоимости запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП

4.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей (С_рэ) складываются из следующих затрат: материалов (С_м), запасных частей и комплектующих (С_з):

С_рэ=С_м+С_з. (28)

С_м=С_м.тр+С_м.лэп. (29)

С_з=С_з.тр+С_з.лэп. (30)

Смешанный вариант 1.

По данным таблицы 26 и таблицы 27 по формуле (29):

С_м=С_м.тр+С_м.лэп =3 662 521,36+4 165 754,08=7 828 275,44 руб.

По данным таблицы 29 и таблицы 30 по формуле (30):

С_з=С_з.тр+С_з.лэп=1 085 411+3759753,45= 4 845 163,95 руб.

По формуле (27):

С_рэ=С_м+С_з=7 828 275,44 + 4 845 163,95= 12 673 439,39 руб.

Смешанный вариант 2.

По данным таблицы 26 и таблицы 27 по формуле (29):

С_м=С_м.тр+С_м.лэп = 3 662 521,36+4 019 673,53 =7 682 194,89 руб.

По данным таблицы 29 и таблицы 30 по формуле (30):

С_з=С_з.тр+С_з.лэп=1 085 411+2172324,80=3 257 735,30 руб.

По формуле (28):

С_рэ=С_м+С_з=7 682 194,89 +3 257 735,30 = 10 939 930,19 руб.

4.5 Затраты на ремонт строительной части

С_рс = 0,010,25К, (31)

К- инвестиции в сеть электроснабжения.

Смешанный вариант 1:

С_рс =0,010,25 848 028 345,6=2 120 070,864 руб.

Смешанный вариант 2:

С_рс =0,010,25 733 015 853,7=1 832 539,634 руб.

4.6 Отчисления на обязательное страхование имущества

. (32)

Смешанный вариант 1:

Смешанный вариант 2:

4.7 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

(33)

где Ф_р — ставка рефинансирования, Ф_р = 0,09.

Для смешанного варианта 1:

Для смешанного варианта 2:

4.8 Общесетевые расходы

(34)

Смешанный вариант 1:

Смешанный вариант 2:

4.9 Прочие расходы

; (35)

Смешанный вариант1:

Смешанный вариант2:

4.10 Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

Смешанный вариант 1:

Смешанный вариант 2:

4.11 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

(36)

где У_уд — удельный ущерб от отключений электроснабжения, принимается 50 руб./кВтч;

Р_ср — мощность потребителей III категории, кВт;

h — продолжительность перерыва электроснабжения, ч;

q — коэффициент режима работы РЭС.

; (37)

;

Исходя из задания на проетирование:

Р_срIII = Р_п/ст2+ Р_п/ст3 =23 671+35506=59 177 кВт;

По формуле (35) ущерб по вариантам:

смешанный вариант 1:

смешанный вариант 2:

Суммарные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

. (38)

Для смешанного варианта 1:

Для смешанного варианта 2:

4.12 Годовые приведенные затраты

Годовые приведенные затраты определяются по формуле:

(39)

где — нормативный коэффициент экономической эффективности (для энергетики 0,15).

Для смешанного варианта 1:

Для смешанного варианта 2:

Сводная таблица 31 расчетов эксплуатационных затрат приведена ниже.

Таблица 31 — Сводная таблица расчета эксплуатационных и годовых приведенных затрат

5. 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:

. (40)

Инвестирование в проект происходит в течение 3 лет, при этом вложения осуществляются согласно таблице 8.

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

Доходы от деятельности предприятия электрических сетей принимаются 80% от тарифа на электроэнергию:

(41)

где — число часов в году;

— мощность потребителей;

— доля сетей в тарифе на ЭЭ, принимается 1,232 руб.;

Затраты в первый год — затраты на проектирование, во 2−4 года распределяются согласно таблице 8. В 5−10 года затраты определяются по формуле:

(42)

где С_э — годовые эксплуатационные затраты.

Текущая прибыль определяется как разность между доходами и затратами:

(43)

где Р — текущая прибыль.

Дисконтированные затраты по годам:

(44)

где — норма дисконта.

n — год.

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

; (45)

. (46)

Сумма НДС, выплачиваемая предприятием, будет увеличиваться пропорционально затратам на 3%, а налог на имущество снижаться, т.к. при начислении амортизации стоимость ОПФ будет уменьшаться на 5% в год.

Текущая прибыль без налогов рассчитывается по формуле:

. (47)

Прибыль в распоряжении предприятия:

. (48)

Средства в распоряжении предприятия:

. (49)

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

. (50)

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:

(51)

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

— дробная часть срока окупаемости, определяемая по формуле:

(52)

где — абсолютная величина по модулю последнего отрицательного значения ЧДД;

— величина последующего после него положительного значения ЧДД.

Расчет НДС для смешанного варианта 1 приводится в таблице 32.

Таблица 32 — Расчет налога на добавленную стоимость СВ 1

Расчет НДС для смешанного варианта 2 приводится в таблице 33.

Таблица 33 — Расчет налога на добавленную стоимость СВ 2

Расчет показателей экономической эффективности для обоих вариантов приведены в таблице 34 и таблице 35.

Таблица 34 — Расчет показателей экономической эффективности для смешанного варианта 1

Таблица 35 — Расчет показателей экономической эффективности для смешанного варианта 2

Индекс рентабельности (строки 5 и 11 таблицы 34 и 35) определяется по формуле:

(53)

Расчет внутренней нормы доходности для смешанного варианта 1 (Е_в.н.).

Метод подбора. При данном методе задаются величиной и определяют разницу между дисконтированными затратами и доходами. Если разница равна 0, то заданная принятая величина внутренней нормы доходности является истинным значением. Принимается для проекта смешанной сети 1, тогда выражение для сравнения будет выглядеть следующим образом:

Левая и правая части выражения равны, следовательно, .

Для проекта смешанной сети 2 принимается :

Внутренняя норма доходности определяется по формуле:

(54)

где r_a и r_b — завышенная и заниженная ставки дисконтирования соответственно.

— значения ЧДД при ставках r_а и r_в приведены в таблице 36.

По формуле (54):

Таблица 36 — Смешанный вариант 1

Для проекта смешанной сети 2

— значения ЧДД при ставках r_а и r_в приведены в таблице 37.

Таблица 37 — Смешанный вариант 2

По формуле (54) для смешанного варианта 1:

Для смешанного варианта 2:

Строятся графики зависимости ЧДД от величины внутренней нормы доходности с использованием полученных точек .

Рисунок 3 — Графический метод определения Е_в.н СВ1

Рисунок 4 — Графический метод определения Е_в.н СВ 2

Таблица 38 — Таблица критериев экономической эффективности СВ 1

Таблица 39 — Таблица критериев экономической эффективности СВ 2

В итоге формируются таблицы, куда заносятся основные показатели эффективности инвестиционных проектов для схем обоих вариантов.

Таблица 40 — Сводная таблица экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схем районной электрической сети (магистральный и смешанный варианты)

Заключение

В результате проведенных в данной курсовой работе расчетов с экономической точки зрения была обоснована эффективность инвестиционного проекта второго смешанного варианта схемы электроснабжения по сравнению с первым вариантом.

Оценка эффективности осуществлялась по нескольким критериям: минимуму приведенных затрат, величинам фактора времени, чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и рентабельности инвестиций.

Список использованных источников

1 Кравченко Н. Ф. Экономическое обоснование эффективности инвестиционных проектов схем электроснабжения: методические указания. /Н.Ф. Кравченко.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2009.-122 с.

2 Материалы интернет-ресурсов www.arvis.ru, www.energoportal.ru.

3 Неклепаев Б. Н., Крючков Н. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. — 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

4 Нелюбов В. М. Электрические сети и системы: Учебное пособие к курсовому проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2006. 140 с.

5 Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ В. Г. Герасимов.- 8-е изд. — М.: Изд-во МЭИ, 2002. 964 с.

6 Самсонов В. С. Экономика предприятий энергетического комплекса: учебник/ В. С. Самсонов, М. А. Вяткин.- 2-е изд. — М.: Высшая школа, 2003. -416 с.