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/).

По формуле (19) для магистрального варианта:

руб.

По формуле (19) для смешанного варианта:

руб.

2.3 Фонд оплаты труда обслуживающего персонала

Годовой фонд оплаты труда обслуживающего персонала определяется как сумма основной и дополнительной заработной платы (включая стоимость продукции, выдаваемой работникам в порядке натуральной платы):

, (20)

где - основная заработная плата;

- доплаты до часового фонда заработной платы, принимаются в размере 85% от основной заработной платы:

- доплаты до дневного фонда, принимаются в размере 4% от часового фонда;

- доплаты до месячного фонда, учитываются в размере 6% от дневного фонда;

- доплаты по районному коэффициенту (1,0).

(21)

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

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

- часовая тарифная ставка для оплаты соответствующего разряда, руб.

Таблица 11 – Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС МВ

Группа оборудования	приложения	Расчетная численность персонала	Поправочный коэффициент	Нормативная численность персонала	В том числе специалисты, руководители, служащие
					%	чел.
ВЛ 110 кВ	Л	259,84*0,008=2,08	1,1*1,1*1,1=1,331	2,77	20	0,55
Подстанции 110 кВ	Р	9*0,0868+14*0,035=1,27	1,1*1,1*1,1=1,331	1,69	30	0,53
Подстанции 110 кВ (оперативный персонал)	С	5*1,35=6,75	1,1*1,1*1,1=1,331	8,98	20	1,8
Итого				13,52	2,88

Количество рабочих определяется по формуле:

(22)

По данным таблицы 11 и по формуле (22):

Составляется таблица 12 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 12 – Распределение рабочих по специальностям

Разряд	Специальность	Количество чел.	Часовая тарифная ставка, руб.
III	Электромонтер связи Слесарь по ремонту электрооборудования Электромонтер по обслуживанию подстанций	1 1 3	32,4
IV	Электромонтер по обслуживанию подстанций Электромонтер по ремонту обмоток	2,64 1	36,5
V	Электромонтер по ремонту электрооборудования	2	40,5

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

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

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

Таблица 13 - Сводная таблица нормативной численности персонала РЭС СВ

Группа оборудования	приложения	Расчетная численность персонала	Поправочный коэффициент	Нормативная численность персонала	В том числе специалисты, руководители, служащие
					%	чел.
ВЛ 110-150 кВ	Л	135,72*0,008+256,36**0,0067=2,8	1,331	3,73	20	0,75
Подстанции 110 кВ	Р	9*0,0868+16*0,0395=1,41	1,331	1,88	30	0,56
Подстанции 110 кВ (оперативный персонал)	С	5*1,35=6,75	1,331	8,98	20	1,80
Итого				14,59	3,11

По данным таблицы и по формуле (22):

Составляется таблица 14 с использованием приложения Ц /1/.

Таблица 14 – Распределение рабочих по специальностям

Разряд	Специальность	Количество чел.	Часовая тарифная ставка, руб.
III	Электромонтер связи Слесарь по ремонту электрооборудования Электромонтер по обслуживанию подстанций	1 1 4	32,4
V	Электромонтер по обслуживанию подстанций Электромонтер по ремонту обмоток	2,48 1	36,5
V	Электромонтер по ремонту электрооборудования	2	40,5

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

Тогда доплаты составят:

По формуле (20):

2.4 Расчет фонда оплаты труда служащих

(23)

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

m – номенклатура должностей, чел.;

- доплаты по районному коэффициенту (1,0);

- дополнительная заработная плата (1,85).

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

Таблица 15– Распределение служащих по должностям МВ

Должность	Количество, чел.	Месячный оклад, руб.
Начальник РЭС	1	21000
Старший мастер	1	13500
Оператор диспетчерской службы	0,88	11000
Всего	2,88	-

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

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

(24)

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

Таблица 16 – Распределение служащих по должностям СВ

Должность	Количество, чел.	Месячный оклад, руб.
Начальник РЭС	1	21000
Старший мастер	1	13500
Оператор диспетчерской службы	1,11	11000
Всего	3,11	-

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

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

2.5 Отчисления на социальные нужды (социальный налог)

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

- для МВ:

- для СВ:

2.6 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве

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

- для МВ:

- для СВ:

2.7 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудования

2.7.1 Формирование годовых планов-графиков ППР электрооборудования

О – осмотр, провода проверяются на наличие обрывов и оплавление отдельных фаз, наличие остерегающих знаков, состояние изоляторов, заземлителей. К – капитальный ремонт, основной объем работ при капитальном ремонте устанавливается при последнем текущем ремонте или осмотре.

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

Оборудование	Продолжительность			Число текущих ремонтов
	Ремонтного цикла, час	Межремонтного периода, час	Межосмотрового периода, мес.
Трансформаторы 3-х фазные	103680	25920	2	2

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

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

Марка трансформатора	Вид ремонта
	Капитальный (К)	Текущий (Т)	Осмотр (О)
ТДН 16000	1219,4	244,4	61,1
ТРДН 32000	1621,7	386,7	96,67

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

№ п/ст

Марка трансформатора

Дата проведения последнего ремонта

Вид ремонта в числителе, трудоемкость – в знаменателе (чел.час)

Суммарная трудоемкость за год (чел.час)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

1

ТДН16000/ 110

О/11.09

О 61,1

О 61,1

О 61,1

О 61,1

244,4

2

ТДН16000/ 110

О/10.09

О 61,1

О 61,1

Т 244,4

О 61,1

427,7

2

ТДН16000/ 110

О/9.09

О 61,1

О 61,1

О 61,1

О 61,1

244,4

4

ТДН16000/ 110

О/11.09

О 61,1

О 61,1

О 61,1

О 61,1

244,4

4

ТДН16000/ 110

О/10.09

О 61,1

О 61,1

О 61,1

К 1219,4

1402,7

5

ТДН16000/ 110

О/9.09

О 61,1

О 61,1

О 61,1

О 61,1

244,4

5

ТДН16000/ 110

О/11.09

О 61,1

Т 244,4

О 61,1

О 61,1

427,7

3

ТРДН32000/ 110

О/10.09

Т 386,7

О 96,67

О 96,67

О 96,67

676,71

3

ТРДН32000/ 110

О/9.09

О 96,6

О 96,67

О 96,67

О 96,67

386,68

Итого:

4299,09

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

Оборудование	Продолжительность			Число текущих ремонтов
	Ремонтного цикла, час	Межремонтного периода, час	Межосмотрового периода, мес.
ВЛ на ж/б опорах	126900	8640	6	4

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

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

(25)

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

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

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

Марка трансформатора	Вид ремонта
	Капитальный (К)	Текущий (Т)	Осмотр (О)
АС-120	54	16	4
АС-150	62	19	4,75

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

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

№ участка

Марка провода

Протяженность ЛЭП

Вид ремонта - в числителе, трудоемкость в знаменателе (чел.час)

Суммарная трудоемкость за год (чел.час)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

0-3

АС-120

216,11

О 4

Т 16

О 4

5186,59

3-2

АС-120

80,04

О 4

Т 16

О 4

1920,96

0-1

АС-150

144,07

О 4,75

Т 19

О 4,75

4106,05

1-4

АС-120

85,38

О 4

Т 16

О 4

2049,02

4-5

АС-120

72,04

О 4

К 54

О 4

3297,24

Итого:

16559,86

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

№ участка

Марка провода

Протяженность ЛЭП

Вид ремонта - в числителе, трудоемкость 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

144,07

О 4

Т 16

О 4

3457,728

1-3

АС-120

88,04

О 4

К 54

О 4

6196,75

3-2

АС-120

80,04

О 4

Т 16

О 4

1920,96

0-4

АС-120

112,06

О 4

Т 16

О 4

2689,344

4-5

АС-120

36,02

О 4

Т 16

О 4

864,4 3

0-5

АС-120

146,74

О 4

Т 16

О 4

3521,76

Итого:

18650,97092

2.7.2 Расчет стоимости материалов по ремонту электрооборудования

Используя полученные значения трудоемкости ремонтов трансформаторов и ВЛ, нормы расхода основных материалов, покупные цены на материалы, взятые из коммерческих каталогов, для обоих вариантов составляются сводные таблицы стоимости материалов по ремонту электрооборудования. При этом расход материалов определяется по формуле:

(26)

где - норма расхода основных материалов на 100 чел.-час. трудоемкости ремонта и технического обслуживания (принимается по таблице 15 /1/);

- суммарная трудоемкость за год (чел.час) ремонта и обслуживания подстанции или ВЛ (по данным таблиц 19, 22 и 23).

Стоимость материалов будет определятся по формуле:

(27)

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

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

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

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

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

Таблица 24 – Расчет стоимости материалов по ремонту трансформаторов

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование материала	Единица измерения	Норма расхода основных материалов на 100 чел.-час.	Трудоемкость ремонта согласно проекта, чел.-час	Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед.	Покупная цена ед. материала, руб.	Стоимость материалов, потребных для ремонта электрооборудования, руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
Трансформаторы	Электрокартон	кг.	23,20	4299,09	997,39	51,50	51369,52
	Бумага кабельная	кг.	1,20		51,59	19,37	999,18
	Бумага крепир. ЭКТМ	кг.	6,50		279,44	30,67	8571,01
	Лакоткань ЛХМ	м3	3,60		154,77	209,80	32469,55
	Бензин А-76	л.	25,00		1074,77	20,76	22312,28
	Уайт-спирит	кг.	2,50		107,48	54,00	5803,77
	Шпагат увязочный	кг.	0,555		23,86	18,372	438,35
	Припой ПОС-40	кг.	0,087		3,74	89,964	336,48
	Электроды	кг.	0,6		25,79	29,94	772,29
	Вето	кг.	1,4		60,19	22,608	1360,71
	Масло трансформаторное	кг.	1000		42990,90	69,12	2971531,01
	Сталь листовая	кг.	70		3009,36	8,556	25748,11
	Сталь угловая	кг.	70		3009,36	6,288	18922,87
	Гетинакс	кг.	0,42		18,06	153,396	2769,75
	Текстолит А-50	кг.	0,4		17,20	171,156	2943,26
	Лента киперная	кг.	6		257,95	209,916	54146,87
	Маслостойкая резина	кг.	0,9		38,69	28,236	1092,50
	Бруски буковые	м3	0,54		23,22	4611,36	107053,12
	Нитроэмаль	кг.	4,3		184,86	53,232	9840,51
	Эмаль грунтовая	кг.	3,2		137,57	60,672	8346,70
	Ацетон	кг.	5,3		227,85	42,216	9618,99
	Лента тафтяная	м.	5		214,95	242,208	52063,70
	Бумага наждачная	лист	0,8		34,39	164,268	5649,62
Итого, руб.							3394160,15

Таблица 25 – Расчет стоимости материалов по ремонту ВЛ

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование запасных частей и комплектующих изделий	Единицы измерения	Норма расхода основных материалов на 100 чел*ч ремонта и ТО	Трудоемкость ремонта согласно проекту, чел*ч	Расход основных материалов на проектную трудоемкость ремонта, ед.	Покупная цена материала, руб.	Стоимость материалов для ремонта электрооборудования, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
Магистральный вариант
ВЛ	Провод неизолированный	кг.	80,00	16559,86	13247,89	82,80	1096925,34
	Изоляторы подвесные	шт.	20,00		3311,97	1250,00	4139965,82
	Сталь сортовая	кг.	15,00		2483,98	11,40	28317,37
	Проволока стальная	кг.	0,30		49,68	25,60	1271,80
Итого, руб.							5266480,32
Смешанный вариант
ВЛ	Провод неизолированный	кг.	80,00	18650,97	14920,78	82,80	1235440,31
	Изоляторы подвесные	шт.	20,00		3730,19	1250,00	4662742,73
	Сталь сортовая	кг.	15,00		2797,65	11,40	31893,16
	Проволока стальная	кг.	0,30		55,95	25,60	1432,39
Итого, руб.							5931508,60

2.7.3 Расчет запасных частей и комплектующих изделий для трансформаторов и ВЛ

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

ЦОбмотка ВН
= 0,32 Цтр
;

ЦОбмотка НН
= 0,18 Цтр
;

ЦПроход. изолятор
= 0,003 Цтр
;

ЦВтулки проходные
= 0,00035 Цтр
;

ЦРадиаторный кран
= 0,00046 Цтр
;

ЦТермосигнализатор
= 0,0004 Цтр
.

Для ТДН-16000:

ЦОбмотка ВН
= 0,32 6000000 = 1920000 руб;

ЦОбмотка НН
= 0,18 6000000 = 1080000 руб;

ЦПроход. изолятор
= 0,003 6000000 = 18000 руб;

ЦВтулки проходные
= 0,00035 6000000 = 2100 руб;

ЦРадиаторный кран
= 0,00046 6000000 = 2760 руб;

ЦТермосигнализатор
= 0,0004 6000000 = 2400 руб.

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

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

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

Марка провода	Удельная масса провода, кг/км	Одноцепные ЛЭП, км	Двухцепные ЛЭП, км	Масса, кг
Магистральный вариант
АС-120	471	1360,68	640880,28
АС-150	599	432,22	258897,38
Итого				899777,66
Общее число изоляторов				15912
Смешанный вариант
АС-120	471	884,44	936	857648,61
Итого				857648,61
Общее число изоляторов				16149

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

Наименование ремонтируемого оборудования	Наименование запасных частей и комплектующих изделий	Единицы измерения		Норма расхода запасных частей и комплектующих изделий			Количество узлов, частей, изделий по проекту	Расход узлов, частей, комплектующих изделий по проекту	Цена единицы частей, коплектующих изделий по проекту, руб.	Стоимость частей, комплектующих изделий по проекту, руб.
				Единиц	На какое количество единиц, находящихся в эксплуатации
1	2	3		4	5		6	7	8	9
ТДН 16000/110	Обмотка ВН	к-т		2	10		7	1,4	1920000	2688000
	Обмотка НН	к-т		2				1,4	1080000	1512000
	Проходные изоляторы	к-т		5				3,5	18000	63000
	Проходные втулки	к-т		3				2,1	2100	4410
	Радиаторный кран	шт		3				2,1	2760	5796
	Термосигнализатор	шт		3				2,1	2400	5040
Итого, руб.										4278246
ТРДН 32000/110	Обмотка ВН	к-т	2		10	2		0,4	5760000	2304000
	Обмотка НН	к-т	2					0,4	3240000	1296000
	Проходные изоляторы	к-т	5					1,0	54000	54000
	Проходные втулки	к-т	3					0,6	6300	3780
	Радиаторный кран	шт	3					0,6	8280	4968,0
	Термосигнализатор	шт	3					0,6	7200	4320
Итого, тыс.руб.										3667068,0

Таблица 28 – Расчет стоимости запасных и комплектующих изделий по ремонту ЛЭП

Наименование запасных частей и комплектующих изделий	Единицы измерения	Норма расхода запчастей и комплектующих изделий		Кол-во узлов, частей, комплектующих изделий по проекту	Расход запчастей и комплектующих изделий по проекту	Покупная цена единицы запчастей и комплектующих изделий	Стоимость запчастей и комплектующих изделий по проекту, тыс.руб
		Единиц	На какое кол-во находящееся в эксплуатации
1	2	3	4	5	6	7	8
Магистральный вариант
Провод неизолированный АС-120	кг	60	1000	640880,28	38452,82	82,80	3183893,23
Провод неизолированный АС-150	кг	60	1000	258897,38	15533,84	92,00	1429113,56
Изоляторы подвесные	шт	15	200	15912	1193,40	1250	1491750,00
Итого, руб.							6104756,79
Смешанный вариант
Провод неизолированный АС-120	кг	60	1000	857648,61	51458,92	82,80	4260798,29
Изоляторы подвесные	шт	15	200	16149	1211,18	1250	1513968,75
Итого, руб.							5774767,04

2.7.4 Расчет материальных затрат на ремонт электрооборудования

Итоговые материальные затраты на ремонт электрооборудования и электрических сетей (Срэ
) складываются из следующих затрат: материалов (См
), запасных частей и комплектующих (Сз
):

Срэ
=См
+Сз
. (28)

См
=См.тр
+См.лэп
. (29)

Сз
=Сз.тр
+Сз.лэп
. (30)

Магистральный вариант.

По данным таблицы 24 и таблицы 25 по формуле (29):

См
=См.тр
+См.лэп
=3394160,15+5266480,32=8660640,5 руб.

По данным таблицы 26 и таблицы 28 по формуле (30):

Сз
=Сз.тр
+Сз.лэп
=7945314,00+6104756,79=14050070,8 руб.

По формуле (28):

Срэ
=См
+Сз
=8660640,5+14050070,8=22710711,3 руб.

Смешанный вариант.

По данным таблицы 24 и таблицы 25 по формуле (29):

См
=См.тр
+См.лэп
= 3394160,15+ 5931508,60=9325668,8 руб.

По данным таблицы 26 и таблицы 28 по формуле (30):

Сз
=Сз.тр
+Сз.лэп
=7945314+5774767,04=13720081 руб.

По формуле (28):

Срэ
=См
+Сз
=9325668,8+13720081=23045749,8 руб.

2.8 Затраты на ремонт строительной части

Срс
= 0,010,25К
, (31)

где К-
инвестиции в сеть электроснабжения, таблица 6.

Магистральный вариант:

Срс
=0,010,25714920080=1787300,2 руб.

Смешанный вариант:

Срс
=0,010,25819131240=2047828,1 руб.

2.9 Отчисления на обязательное страхование имущества

. (32)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.10 Оплата процентов за использование краткосрочных кредитов

, (33)

где Фр
- ставка рефинансирования, Фр
= 0,09.

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

2.11 Общесетевые расходы

, (34)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.12 Прочие расходы

; (35)

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.13
Суммарные годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии

Магистральный вариант:

Смешанный вариант:

2.14 Математическое ожидание ущерба от перерывов в электроснабжении

(36)

где Ууд
– удельный ущерб от отключений электроснабжения, принимается 50 руб./кВтч;

Рср
– мощность потребителей III категории, кВт;

h – продолжительность перерыва электроснабжения, ч;

q – коэффициент режима работы РЭС.

; (37)

;

Исходя из задания на проектирование:

Рср
III
= Рп/ст1
+0,2 Рп/ст2
+0,3 Рп/ст3
=14000+0,2∙24000+0,3∙27000=26900 кВт;

По формуле (36) ущерб по вариантам:

магистральный:

.

смешанный:

.

Суммарные приведенные эксплуатационные затраты с учетом ущерба составляют:

. (38)

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

2.15 Годовые приведенные затраты

Годовые приведенные затраты определяются по формуле:

(39)

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

Для магистрального варианта:

Для смешанного варианта:

Сводная таблица 29 расчетов эксплуатационных затрат приведена ниже.

Таблица 29 – Сводная таблица расчета эксплуатационных и годовых приведенных затрат

Показатели			Магистральный вариант	Смешанный вариант
Стоимость годовых потерь электроэнергии, Сэ , руб.			48332628,97	55256020,20
Годовой фонд оплаты труда обсл. персонала, Со.т. , руб.			2638792,47	2810805,99
Отчисления на соц. нужды от затрат на оплату труда обсл. перс., Ссн , руб.			686086,04	730809,56
Отчисления на соц. страхование от несчастных случаев на пр-ве, Снс , руб.			158327,55	168648,36
Годовые мат. затраты на ремонт элементов элсн., Cрэ руб.	См	См.тр	3394160,15	3394160,15
		См.лэп	5266480,32	5931508,60
	Сз	Сз.тр	7945314,00	7945314,00
		Сз.лэп	6104756,79	5774767,04
Годовые затраты на ремонт строит. части, Срс , руб.			1787300,20	2047828,10
Аморт. отчисл. на полное восстановление от осн. фондов, Са , руб.			22538336,00	26379854,50
Платежи по обязательному страхованию имущества пр-ия, Сос, руб.			1072380,12	1228696,86
Затраты на оплату процентов по кракосроч.ссудам банков, Скр , руб.			1259154,79	2160288,14
Общесетевые расходы, Соб , руб.			7149200,80	8191312,40
Прочие расходы, Спр , руб.			104496,18	111307,92
Годовые эксплуатационные затраты при передаче и распределении электроэнергии, руб.			108437414,40	122131321,81
Математическое ожидание ущерба
Lод, км			-	294,81
Lдвухц, км			298,82	156,10
q=			0,454	0,454
Ущерб, руб.			6209902,64	7577411,18
Суммарные приведенные эксплуатационные затраты с учетом ущерба
Спр , руб.			114647317,04	129708732,99
Годовые приведенные затраты
З, руб.			221885329,04	252578418,99

3 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 6.

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 1,296 руб.;

- налог на прибыль, 20%.

Затраты в первый год – затраты на проектирование, во 2-4 года распределяются согласно таблице 6. В 5-10 года затраты определяются по формуле:

, (42)

где Сэ
– 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 магистрального варианта приводится в таблице 30.

Таблица 30 – Расчет налога на добавленную стоимость МВ

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	3,48	3,59	3,69	3,80	3,90	4,01	4,11
2 Текущая прибыль	363,88	384,37	404,85	425,34	445,83	466,31	486,80
3 Всего добавленная стоимость	367,36	387,95	408,54	429,14	449,73	470,32	490,91
4 Налог на добавленную стоимость	66,13	69,83	73,54	77,24	80,95	84,66	88,36

Расчет НДС для смешанного варианта приводится в таблице 31.

Таблица 31 – Расчет налога на добавленную стоимость СВ

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	3,71	3,82	3,93	4,04	4,16	4,27	4,38
2 Текущая прибыль	348,82	368,85	388,89	408,92	428,96	448,99	469,03
3 Всего добавленная стоимость	352,53	372,67	392,82	412,97	433,11	453,26	473,40
4 Налог на добавленную стоимость	63,45	67,08	70,71	74,33	77,96	81,59	85,21

Расчет показателей экономической эффективности для магистрального варианта приводится в таблице 31, для смешанного- в таблице 32.

Таблица 31 - Расчет показателей экономической эффективности для магистрального варианта

Показатели		Обозначение	Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы
			Т0	Т1				Т2
			1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1 Доходы	индекс 1,05	-	-	-	-	-	-	1,00	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30
	млн.р.	Pt	-	-	-	-	-	478,53	502,45	526,38	550,30	574,23	598,16	622,08
2 Затраты с учетом ущерба	индекс 1,03	-	-	-	-	-	-	1,00	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18
	млн.р.	Зt	35,75	380,62	259,52	117,96	107,24	114,65	118,09	121,53	124,97	128,40	131,84	135,28
3 Текущая прибыль		Пt	-35,75	-380,62	-259,52	-117,96	-107,24	363,88	384,37	404,85	425,34	445,83	466,31	486,80
4 Норма дисконта		Eн	0,14	0,13	0,13	0,12	0,12	0,11	0,11	0,1	0,1	0,09	0,09	0,08
5 Дисконтированные затраты по годам		__З t __ (1+Ен )t	31,36	298,08	179,86	74,97	60,85	61,30	56,88	56,69	53,00	54,24	51,09	53,72
6 Налоги, включаемые в себестоимость		-	-	-	-	-	-
НДС								66,13	69,83	73,54	77,24	80,95	84,66	88,36
налог на имущество								13,58	12,81	12,09	11,40	10,76	10,15	9,58
всего								79,71	82,65	85,63	88,65	91,71	94,81	97,94
7 Текущая прибыль без налогов		Пtн	-35,75	-380,62	-259,52	-117,96	-107,24	284,17	301,72	319,22	336,69	354,12	371,50	388,86
8 Прибыль, остающаяся у предприятия (76% п.7)		П	-35,75	-380,62	-259,52	-117,96	-107,24	215,97	229,31	242,61	255,88	269,13	282,34	295,53
9 Амортизация с индексацией на 1,03		Ar	-	-	-	-	-	22,54	23,21	23,89	24,57	25,24	25,92	26,60
10 Сальдо прибыли и амортизации (п.8+п.9)		Пс	-35,75	-380,62	-259,52	-117,96	-107,24	238,51	252,52	266,50	280,45	294,37	308,26	322,13
11 Дисконтированная прибыль по годам		__ П t __ (1+Ен )t	-31,36	-298,08	-179,86	-74,97	-60,85	127,52	121,63	124,32	118,94	124,35	119,46	127,92
12 Чистый дисконтированный доход		Дч	-31,36	-329,44	-509,30	-584,26	-645,1	-517,60	-395,97	-271,64	-152,71	-28,36	91,10	219,02
13 Внутренняя норма доходности, ед.		Евн	Ен=0,135
14 Срок окупаемости инвестиций, год		Тф.ок	Т=5,237
15 Рентабельность, ед.		-	0,12						0,18

Таблица 32 - Расчет показателей экономической эффективности для смешанного варианта

Показатели		Обозначение	Инвестиционный цикл Т, его фазы и годы
			Т0	Т1				Т2
			1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1 Доходы	индекс 1,05	-	-	-	-	-	-	1,00	1,05	1,10	1,15	1,20	1,25	1,30
	млн.р.	Pt	-	-	-	-	-	478,53	502,45	526,38	550,30	574,23	598,16	622,08
2 Затраты с учетом ущерба	индекс 1,03	-	-	-	-	-	-	1,00	1,03	1,06	1,09	1,12	1,15	1,18
	млн.р.	Зt	40,96	436,11	297,34	135,16	122,87	129,71	133,60	137,49	141,38	145,27	149,17	153,06
3 Текущая прибыль		Пt	-40,96	-436,11	-297,34	-135,16	-122,87	348,82	368,85	388,89	408,92	428,96	448,99	469,03
4 Норма дисконта		Eн	0,14	0,13	0,13	0,12	0,12	0,11	0,11	0,1	0,1	0,09	0,09	0,08
5 Дисконтированные затраты по годам		__З t __ (1+Ен )t	35,93	341,53	206,07	85,89	69,72	69,35	64,35	64,14	59,96	61,37	57,81	60,78
6 Налоги, включаемые в себестоимость		-	-	-	-	-	-
НДС								63,45	67,08	70,71	74,33	77,96	81,59	85,21
налог на имущество								13,58	12,81	12,09	11,40	10,76	10,15	9,58
всего								77,04	79,90	82,80	85,74	88,72	91,74	94,79
7 Текущая прибыль без налогов		Пtн	-40,96	-436,11	-297,34	-135,16	-122,87	271,78	288,96	306,09	323,18	340,24	357,25	374,24
8 Прибыль, остающаяся у предприятия (76% п.7)		П	-40,96	-436,11	-297,34	-135,16	-122,87	206,55	219,61	232,63	245,62	258,58	271,51	284,42
9 Амортизация с индексацией на 1,03		Ar	-	-	-	-	-	22,54	23,21	23,89	24,57	25,24	25,92	26,60
10 Сальдо прибыли и амортизации (п.8+п.9)		Пс	-40,96	-436,11	-297,34	-135,16	-122,87	229,09	242,82	256,52	270,19	283,82	297,43	311,02
11 Дисконтированная прибыль по годам		П t __ (1+Ен )t	-35,93	-341,53	-206,07	-85,89	-69,72	122,48	116,96	119,67	114,59	119,89	115,26	123,51
12 Чистый дисконтированный доход		Дч	-35,93	-377,46	-583,54	-669,43	-739,2	-616,67	-499,71	-380,04	-265,46	-145,57	-30,30	93,20
13 Внутренняя норма доходности, ед.		Евн	Ен=0,1
14 Срок окупаемости инвестиций, год		Тф.ок	Т=6,24
15 Рентабельность, ед.		-	0,10						0,157

Индекс рентабельности (строки 5 и 11 таблицы 31 и 32) определяется по формуле:

, (53)

Расчет внутренней нормы доходности для магистрального варианта (Ев.н.
).

Внутренняя норма доходности определяется методом подбора. Необходимо подобрать такое значение, при котором левая и правая части выражения будут равны по абсолютной величине.

Принимается Ев.н.
= 0,135, тогда (данные строк 2 и 10 таблицы 31):

Аналогично для смешанного варианта находится Ев.н.
= 0,1.

Величину Ев.н.
можно также определить графическим методом. Для этого задаются двумя ставками дисконтирования: одна завышена по отношению к действующей, другая занижена. Затем находится ЧДД при завышенной и заниженной ставке. Полученные точки соединяются на графике зависимости ЧДД от Ев.н.
. Точка пересечения полученной прямой с осью абсцисс и будет являться величиной Ев.н.
.

Производится расчет для магистрального варианта. Задаются ставки дисконтирования: 0,08 и 0,16, затем находится ЧДД при заданных ставках:

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

Рисунок 3 – Графический метод определения Ев.н
МВ

По графику определяется Ев.н
=0,142. Аналогично для смешанного варианта.

Рисунок 4 – Графический метод определения Ев.н
СВ

По графику для смешанного варианта сети определяется Ев.н
=0,115.

Таблица 33 – Таблица критериев экономической эффективности МВ

Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей		Вывод по эффективности
	по расчету	по нормативу
1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб	219,02	>0	проект эффективен
2 Внутренняя норма доходности, Евн, ед.	0,135	0,09-0,14	проект эффективен
3 Срок окупаемости инвестиций, год	5,24	<7	проект эффективен
4 Рентабельность инвестиций, ед.	0,12-0,18	0,09-0,14	проект эффективен

Таблица 34 – Таблица критериев экономической эффективности СВ

Критерии (показатели) эффективности	Значение показателей		Вывод по эффективности
	по расчету	по нормативу
1 Чистый дисконтированный доход, Д, млн. руб	93,20	>0	проект эффективен
2 Внутренняя норма доходности, Евн, ед.	0,10	0,09-0,14	проект эффективен
3 Срок окупаемости инвестиций, год	Т=6,245	<7	проект эффективен
4 Рентабельность инвестиций, ед.	0,1-0,15	0,09-0,14	проект эффективен

В итоге формируется таблица 35, куда заносятся основные показатели эффективности инвестиционных проектов для схем магистрального и смешанного вариантов.

Таблица 35 – Сводная таблица экономических показателей эффективности инвестиционного проекта схем районной электрической сети (магистральный и смешанный варианты)

Показатели	Магистральный вариант	Смешанный вариант
1 Первоначальные инвестиции	714920080	819131240
2 Инвестиции с учетом фактора времени	865339264,8	991476452,9
3 Текущие эксплуатационные затраты - всего	108437414,40	122131321,81
3.1 Стоимость годовых потерь электроэнергии	48332628,97	55256020,20
3.2 Амортизационные отчисления	22538336,00	26379854,50
3.3 Фонд оплаты труда	2638792,474	2810805,99
3.4 Отчисления на социальные нужды	686086,04	730809,56
3.5 Отчисления на социальное страхование от несчастных случаев на производстве	158327,55	168648,36
3.6 Материальные затраты на ремонт и техническое обслуживание электросетей и оборудование	22710711,27	23045749,80
3.7 Затраты на ремонт строительной части	1787300,20	1072380,12
3.8 Отчисления на обязательное страхование имущества	1072380,12	1228696,86
3.9 Плата за пользование краткосрочным кредитом	1259154,79	2160288,14
3.10 Общесетвые расходы	7149200,80	8191312,40
3.11 Прочие расходы	104496,18	111307,92
4 Ущерб от перерывов в электроснабжении	6209902,64	7577411,18
5 Годовые приведенные затраты	221885329,04	252578418,99
6 Показатели экономической эффективности инвестиционного проекта схемы РЭС: 6.1 ЧДД	219,02	93,20
6.2 Внутренняя норма доходности инвестиций, ед.	0,135	0,1
6.3 Фактический срок окупаемости, год.	5,24	6,245
6.4 Рентабельность, ед.	0,12-0,18	0,1-0,15

Заключение

В результате проведенных в данной курсовой работе расчетов с экономической точки зрения была обоснована эффективность инвестиционного проекта магистрального варианта схемы электроснабжения по сравнению со смешанным вариантом. Оценка эффективности осуществлялась по нескольким критериям: минимуму приведенных затрат, величинам фактора времени, чистого дисконтированного дохода, внутренней нормы доходности и рентабельности инвестиций. Необходимо отметить, что показатели проекта смешанного варианта сети также позволяют ему найти реальное применение.

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.