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
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
|
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.
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:
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:
(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.
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
|
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.
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:
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
|
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 ×15628,971 = 11565,44 тыс. руб.
II вариант сети
СЭII = 0,74 × 22057,363 = 16322,45 тыс. руб.
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).
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))
×1,85=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.
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.
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
|
|
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
|
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
|
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.
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.
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.
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.
Соб = 0,01·Кi;
СобI =
0,01·1082961,35= 10829,61 тыс. руб.;
СобII =
0,01·1076543,77= 10765,43 тыс. руб.
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.
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.
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)
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. 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
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
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.
|
|
|
|
|
|
|
0,18÷0,29
|
|
|
|
|
|
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 (0,09÷0,14) = 0,18÷0,29
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
|
(0,09÷0,14)
|
Проект эффективен
|
|
3. Срок окупаемости инвестиций, год
|
3,45
|
< 7
|
Проект эффективен
|
|
4. Рентабельность инвестиций, ед.
|
0,18÷0,29
|
0,09÷0,14
|
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.
|
0,18÷0,29
|
-
|
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).
1.
Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического
комплекса. Учебник. Издание второе М., Высшая школа, 2003
2.
Афанасьев Н.А., Юсипов М.А. Система технического обслуживания и ремонта
оборудования энергохозяйств промышленных предприятий. - М., Энергоатомиздат,
1989
3.
Кравченко Н.Ф. Экономика и маркетинг электроснабжения. Методические
указания к курсовому и дипломному проекту. Издание четвертое, Оренбург, 2000
4.
Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных
проектов. Утв. Минэкономики РФ и др.21.06.99 г., №ВК-477
5.
Электротехнический справочник в 3-х томах. Под ред. И.Н. Орлова, 7-е
издание, том 3, книга 1, раздел 49
6.
Положение о составе затрат по производству и реализации продукции (работ,
услуг) включаемых в себестоимость продукции. Утв. Постановлением Правительства
РФ 5.08.92 г., №552
7.
Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные
материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие.М., Энергоаотмиздат,
1989
8.
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.