Расчет капитальных затрат на строительство понизительной подстанции V = 110* 10 кВТ

Введение

 

В условиях рынка в отечественной  науке и практике наряду с традиционными  методами оценок на основе годовых  приведенных затрат, находят все  больше 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-первых, в расчетах эффективности  должна учитываться степень риска  возможной безвозвратной потери капитала.

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

В рыночной экономике критерии эффективности инвестиций интегрирует  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  частей баланса предприятия, «Очищенный»  с помощью метода дисконтирования  от инфляции и рисков.

Данный курсовой проект по выбору и оценке эффективности инвестиционного  проекта схемы понизительной  подстанции выполнен 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 курсового проекта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 1 Расчет капитальных  затрат на строительство понизительной  подстанции V = 110* 10 кВТ

 

1. Капитальные затраты на строительство ВЛ

 

 

Прямые инвестиции во вновь сооружаемые  ЛЭП, определяются по удельным затратам на 1 км. линии [1], [4]

 

=(1211351,72817297,61 тыс.р.

 

1. - 12 протяженность участков линии при постоянных характеристиках материалов, сечения провода, типа опор, км.
2. /км, соответственно удельная стоимость 1 км. ЛЭП, тыс.р./км [1] таблица 49.7., базовое значение 17,8 тыс. р./км. (17,8/км.
3. К₁=1,0; поправочные коэффициенты на стоимость ЛЭП в зависимости от района строительства [1] таблица 49.1.
4. К₂=1,18 поправочные коэффициенты на стоимость ЛЭП в зависимости от условий строительства [1] таблица 49.3.
5. K_рем.=3626,06 тыс.р. стоимость ремонтных бах, линейных и монтерских пунктов с учетом необходимого оборудования и аварийного запаса материалов и запчастей;
6. Кс = 367,08 тыс.р. дополнительные затраты на создание высокочастотной связи [1] с. 839, базовое значение 6 тыс.р., (61,81;

 

(K₃ ЛЭП K_{т =}

(1,3(15,6+44)=1351,72 тыс.р.

 

К₃- 1,3 количество единиц ремонтной базы для 1 км. ЛЭП [1] таблица 49.35;

Кт – 22 количество условных единиц ремонтной базы на единицу оборудования (трансформатора) [1] таблица 49.35;

n – 2 число трансформаторов;

 

 

1.2 Капитальные затраты  на приобретение, монтаж и транспортировку  оборудования по высокой стороне.

 

В связи с тем, что в курсовой работе по основам электроэнергетике, не был проведен выбор и проверка высоковольтных выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, то в данных расчетах затраты на приобретение, монтаж и транспортировку учитываться не будут.

 

 

1.3 Капитальные  затраты на приобретение, монтаж и транспортировку электрической подстанции

 

 

Инвестиции в электрические  подстанции могут быть определены по удельным затратам, отнесенные к 1кВт. и 1кВА их мощности, либо по укрупненным  показателям стоимости по формуле:

 

12980,1=24229,52 тыс.р.

 

- соответственно  расчетная стоимость трансформаторов, тыс. р. [1] таблица 49.21, базовое значение 91 тыс.р. (91;

- 2 число трансформаторов;

е- количество подстанций, ед.;

 – 12980,1 постоянная часть затрат, тыс.р. [1] таблица 49.31, базовое значение 210 тыс. р. ( 210∙61,81=12980,1 тыс.р.)

В постоянную часть затрат подстанции включены: общественный пункт управления, собственный расход, аккумуляторная батарея, вспомогательные здания, связь  и телемеханика, маслосклад и маслостоки, маслоуловители, водопровод и канализация, наружное освещение, железнодорожный путь, озеленение и освоение площадки.

 

1.4 Капитальные затраты  на строительство кабельных линий

 

Техническая характеристика КЛ.

Материалы жил – алюминиевые.

Район строительства –  Европейская часть страны (Краснодарский  край).

Марка кабеля ААШвУ

Кабель с сечением 3185 мм²

I_дл.доп=520 А.

Число отходящих линий  КЛ=8

Протяженность =1 км

Инвестиции в кабельные линии  определяются по формуле:

 

₍=3041,04 тыс.р.

 

 капитальные  затраты на строительство КЛ.

К_уд.к.i.. =380,13 тыс.р.,. стоимость приобретения кабеля, установка кабельных металлоконструкций, прокладка кабелей по металлоконструкциям и в траншеях, заделка концов кабелей и монтаж муфт [5] таблица 10.5., базовое значение 6,15 тыс.р. (6,15∙61,81=380,13 тыс.р.) .

 – 1 км. протяженность

 – 8 число отходящих линий

 

 

 

1.5. Единовременные капитальные затраты на сооружение понизительной подстанции напряжением 110

 

 

Для расчета единовременных капитальных  затрат на сооружение понизительной  подстанции напряжением 110,необходимо суммировать: капитальные затраты на строительство ВЛ, капитальные затраты на приобретение, монтаж и транспортировку электрической подстанции, капитальные затраты на строительство кабельных линий.

 

=17297,61 +24229,52 +3041,04=43702,83 тыс.р.

 

где единовременные капитальные затраты;

- капитальные затраты на строительство ВЛ;

- капитальные затраты на приобретение, монтаж и транспортировку электрической подстанции;

- капитальные затраты на строительство КЛ.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Глава 2 Расчет ежегодных  издержек по передаче и распределению  электрической энергии

 

 

2.1 Расчет стоимости годовых  потерь электроэнергии

 

Потери мощности в электрических  сетях, как правило, увеличивают  максимум нагрузки и вызывают необходимость  в дополнительной выработки электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей и расширением  топливной базы в размере, необходимом  для обеспечения выработки на электростанциях дополнительного  количества электрической энергии. Поэтому стоимость годовых потерь электрической

энергии эквивалентна затратам на возмещение потерь мощности и энергии в электрических сетях.

Оценка стоимости потерь электрической  энергии в курсовых и дипломных  проектах производится:

а) для районных электрических сетей - по приведенным затратам, отнесенным на 1 кВт. ч. электрической энергии, отпущенной с шин электростанции и доставленной к потребителю [2];

б) для электрических сетей промышленных предприятий - по действующим тарифам за потерянные 1 кВт. мощности и 1 кВт.-ч. электрической энергии, либо по значениям удельных стоимостей потерь активной мощности (электроэнергии) [2].

Стоимость потерь или потребленной (полезной и потерянной) электроэнергии в сетях промышленных предприятий определяется исходя из действующих тарифов (Z):

 

 

 

где –  коп./кВт.ч. действующие тарифы, р. (Приложение В):

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

Тариф на электрическую энергию  представляет собой своеобразный вид  отпускной цены - расчётную плату.

В силу существенных различий в структуре  генерирующих мощностей и стоимости  используемых энергоресурсов (КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС) себестоимость электрической  энергии в отдельных энергосистемах различается в десятки раз (в  пределах 1-50). Чтобы при этих условиях обеспечить каждой энергосистеме нормальный уровень рентабельности (по электроэнергии - 10 %, по теплу - 6,8 % к производственным фондам), необходимо отпускные цены устанавливать не едиными для всей страны (как в большинстве отраслей промышленности), а дифференцировать их по отдельным энергосистемам или их группам (поясам).

Кроме того, цены на энергию должны побуждать потребителей к уплотнению графиков нагрузки, к улучшению режимов  работы энергооборудования. Достигается это применением цен, изменяющихся в зависимости от режима потребления энергии, называемых двухставочными тарифами.

Расчеты за производственное потребление  электрической энергии осуществляются по тарифам (оптовым ценам промышленности) без налога на добавленную стоимость (НДС), а за непроизводственное (как  предмета потребления) - по тарифам  с учетом НДС (розничным ценам).

Тарифы за электрическую энергию  по своей структуре подразделяются на одноставочные и двухставочные (приложение В). Одноставонные тарифы состоят только из платы за 1 кВт. ч. отпущенной потребителю активной электрической энергии, учтенной счетчиком.

По одноставочным тарифам электрическую энергию оплачивают следующие группы потребителей:

промышленные и приравненные к  ним потребители с присоединенной мощностью до 750 киловольт - ампер (кВА);

электрифицированный железнодорожный  транспорт (электротяга);

электрифицированный городской транспорт (электротяга);

оптовые потребители-перепродавцы (горсвет, ЖКО, предприятия, имеющие на своем балансе трансформаторы, электрические сети);

производственные сельскохозяйственные потребители;

предприятия общественного питания  и торговли;

непромышленные потребители (государственные  и кооперативные учреждения, общественные организации, НИИ, больницы, вузы и др.);

рабочие, сельские, дачные, садоводческие  поселки и товарищества;

население;

духовные учебные заведения  и учреждения религиозного культа.

В целях более полного использования  потребителем заявленной мощности применяется  двухставочный тариф. Значения одноставочных  и двухставочный тарифов приведены в Приложение В.

Двухставочный тариф состоит из годовой платы за 1 киловатт (кВт.) заявленной потребителем максимальной мощности, участвующей в максимуме  нагрузки энергосистемы за месяц (, р./кВт. в месяц) и платы за 1 киловатт-час (кВт. ч.) отпущенной потребителю активной электрической энергии (, коп/кВт. ч.):

 

 

 

- 6570 ч. время использования максимальной  нагрузки энергосистемы, ч.

 – плата за мощность по двухставочному тарифу 207 р./кВт.мес., (Приложение В)

- плата за энергию по двухставочному тарифу 1425,0 р./МВт.ч. или 1,42 р./кВт. ч. (Приложение В)

 

Годовые потери электроэнергии

 

=1087,8 +868,87 =1956,67 МВт.ч.

 

Где - годовые потери активной энергии в ЛЭП, кВт. Ч.;

 – годовые потери активной энергии в трансформаторах, кВт.ч.

 

Потери В ЛЭП

 

= 0,1591087,8 МВт.ч.

 

где – наибольшие потер активной мощности, МВт.;

- годовое время максимальных  потерь, ч.

 

=

 

=2,54 Ом= 0,159 МВт.;

 

=

 

 

- полная мощность подстанции, МВА;

- 110 кВ номинальное напряжение сети;

R- 2,54 Ом сопротивление линии. [6] таблица 1.4.2.

 

Потери в трансформаторах 

 

 =0,1276841,5=868,87 МВт

Где – наибольшие потер активной мощности в трансформаторе, МВт.;

=27=0,127 МВт

 

 – 27 кВт [6] таблица 1.4.2.;

кВт. [6] таблица 1.4.2.;

n- 2 количество трансформаторов

- 25 МВА номинальная мощность трансформатора [6] таблица 1.4.2.;

Под заявленной мощностью понимается абонированная потребителем наибольшая получасовая электрическая мощность, совпадающая с периодом максимальной нагрузки энергосистемы. Часы максимальной нагрузки энергосистемы устанавливаются энергоснабжающей организацией ежеквартально.

Плата за 1 кВт.-ч. установлена за отпущенную потребителю активную электрическую энергию, учтенную счетчиком на стороне первичного напряжения головного абонентского трансформатора. Если счетчик установлен на стороне вторичного напряжения, т.е. после головного трансформатора, то указанная в приложении В плата за 1 кВт.ч. отпущенной электроэнергии умножается на коэффициент 1,025.

По двухставочному тарифу рассчитываются промышленные и приравненные к ним  потребители с присоединенной мощностью 750 кВА и выше. К ним относятся: крупные промышленные объединения и предприятия (заводы, комбинаты, шахты и др.), строительные организации, предприятия транспорта, материально-технического снабжения, связи, коммунальнобытового хозяйства и бытового обслуживания населения.