Оценка экономической эффективности строительства ВЛ-220 кВ

Наибольшая передаваемая мощность через ВЛ – P_max =80,8 МВт.

Потери активной мощности составляют ΔP_max =0,8 МВт.

Суммарные капитальные вложения К= 169752,363 тыс. руб.

Срок строительства – 6 месяцев.

Начало строительства – 01.02.2014 г.

Окончание строительства, ввод в эксплуатацию – 01.08.2014 г.

Тариф за транзит электроэнергии τ= 0,065 руб/кВт∙ч.

Стоимость потерь электроэнергии С_п=τ.

Горизонт расчета – 30 лет (из них 6 месяцев – строительство).

Момент приведения средств – первый год (начало эксплуатации).

Ставка налога на прибыль α_пр= 30%.

Ставка дисконтирования инвестора 1: Е₁ =20% с долей 0,4.

Ставка дисконтирования инвестора 2: Е₂ =21% с долей 0,6.

Среднее значение продолжительности использования максимума нагрузки для промышленности производства цемента составляет Т_max=7000 час/год [4, таблица 2.4].

Общая ставка дисконтирования с учетом займы средняя от двух инвесторов:

%.

Полная ставка дисконтирования, с учетом расчетного прироста желаемого значения ставки дисконтирования, учитывающий недополученного ожидаемого дохода:

.

Объем передаваемой по ВЛ электроэнергии в год:

кВт∙ч.

Время наибольших потерь в год:

ч.

Годовые потери электроэнергии:

кВт∙ч.

Капиталовложения, приведенные к дате окончания строительства (к 6 месяцу):

Ежегодные амортизационные отчисления:

тыс. руб.

Ежегодные издержки на обслуживание и ремонт ВЛ:

тыс. руб.

Годовые издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии:

тыс. руб.

Суммарные эксплуатационные издержки за 1 год расчетного периода:

тыс. руб.

Балансовая прибыль за первый год эксплуатации (второй год расчёта):

тыс. руб.

Налог на прибыль для второго первого года расчётного периода:

тыс. руб.

Чистая прибыль от строительства подстанции:

тыс. руб.

Дисконтированный доход на второй год расчетного периода:

тыс. руб.

Чистый дисконтированный доход:

тыс. руб.

Т.о., в первый год эксплуатации подстанции долг перед инвестором не будет погашен. Остальные результаты расчёта сведём в таблицу 4.3

Таблица 5.3– Расчет показателей экономической эффективности ВЛ 220 кВ

Ставка дисконтирования, о.е.	0.207
Передаваемая электроэнергия, кВтч
Потери электроэнергии, кВтч
Норма отчислений на амортизацию, о.е.	0.02
Норма отчислений на рем. и обсл., о.е.	0.008
Тариф и стоимость потерь, руб за кВтч	0.065
Налоговая ставка, о.е.	0.3
Доля капитальный вложений, тыс. руб.	186495.98
Года	0.5		1.5		2.5		3.5		4.5
Приведенные кап.вложения, тыс.руб.	186495.98	186495.98	168382.49	151895.24	136888.20	123228.50	110795.17	99478.10	89177.08	79800.89
Издержки на амортизацию, тыс.руб.	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92
Издержки на обслуж. и ремонт, тыс.руб.	0.00	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97
Издержки на тех. расход ээ, тыс. руб.	0.00	309.29	309.29	309.29	309.29	309.29	309.29	309.29	309.29	309.29
Суммарные эксплуатац.издержки, тыс. руб.	3729.92	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17
Балансовая прибыль,тыс. руб.	-3729.92	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83
Налог, перечисляемый в бюджет, тыс. руб.	0.00	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85
Чистая прибыль, тыс. руб.	0.00	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98
Доход предприятия, тыс.руб.	0.00	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98
Дисконтированный доход, тыс. руб.	0.00	18113.49	16487.26	15007.03	13659.70	12433.33	11317.07	10301.02	9376.19	8534.40
ЧДД, тыс. руб.	-186495.98	-168382.49	-151895.24	-136888.20	-123228.50	-110795.17	-99478.10	-89177.08	-79800.89	-71266.49
Индекс доходности	1.077609532

Продолжение таблицы 5.3

….	14.5		15.5		….		29.5		Итого
….	655.69				….
….	3729.92	3729.92	3729.92	3729.92	….	3729.92	3729.92	3729.92
….	1491.97	1491.97	1491.97	1491.97	….	1491.97	1491.97	1491.97
….	309.29	309.29	309.29	309.29	….	309.29	309.29	309.29
….	5531.17	5531.17	5531.17	5531.17	….	5531.17	5531.17	5531.17
….	31232.83	31232.83	31232.83	31232.83	….	31232.83	31232.83	31232.83
….	9369.85	9369.85	9369.85	9369.85	….	9369.85	9369.85	9369.85
….	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	….	21862.98	21862.98	21862.98
….	21862.98	21862.98	21862.98	21862.98	….	21862.98	21862.98	21862.98
….	1428.74	1300.47	1183.71	1077.44	….	93.37	84.99	77.36	200969.85
….	773.05	1300.47	1183.71	1077.44	….	93.37	84.99	77.36

Рисунок 5.2 – График изменения ЧДД по годам расчетного периода

Значение срока окупаемости находится на пересечении зависимости рисунка 5.2 с осью абсцисс: Т_ок =14,5 года.

Период окупаемости проекта меньше расчетного периода, проект считается экономически эффективным.

Индекс рентабельности:

.

Полученное значение индекса рентабельности 1,078>1, проект считается эффективным.

5.4 Учет фактора неопределенности и оценка риска при строительстве ВЛЭП и ПС 220/6/6 кВ Яшкинский цемент

Неопределенность – это неполнота или неточность информации об условиях развития проекта. Неопределенность, связанная с возможностью возникновения неблагоприятных последствий или ситуаций характеризуется понятием риска.

Существуют разные методы учета риска. В данном курсовом проекте будет применен расчет точки безубыточности(метод №4). Метод №5 не может быть применим т.к. имеет высокие показатели эффективности и сильно зависит от благоприятного исхода.

Точка безубыточности – минимальный объем передачи электроэнергии, при котором проект станет безубыточным. Издержки должны быть разделены на условно переменные (связанные с объемом производства) и условно постоянные (фиксированные). К условно переменным относятся издержки на потери, а к условно постоянным – издержки на заработную плату, амортизацию, ремонт и обслуживание и прочие.

Расчет точки безубыточности производится по формуле:

.

Издержки на заработную плату вычисляются по каждому виду работ исходя из средней зарплаты одного работника, умноженной на количество таких работников (приложение В).

Таким образом, тыс. руб.

– издержки на амортизацию в седьмом году:

тыс. руб.;

тыс. руб.;

– издержки на обслуживание и ремонт в третьем году:

тыс. руб.;

тыс. руб.;

– прочие издержки, равные 0:

Таким образом, условно постоянные издержки составят:

тыс. руб.

тыс. руб.

Определим условно переменные издержки. В целом условно переменные издержки находят следующим образом:

,

где – издержки на топливо, равные 0;

– издержки на потери электроэнергии, равные 0;

– издержки на воду, равные 0.

Т.к. мы рассматриваем проект строительства ВЛ и ПС, то условно переменные издержки будут состоять только из издержек на потери электроэнергии тыс.руб.

Величина реализованной продукции:

тыс. руб.

Таким образом, минимальный объем передачи электроэнергии, при котором проект является безубыточным составит:

%.

%.

Полученный критический объем производства меньше 75% (0,43%<75% и 0,445%<75%), следовательно, проект можно считать устойчивым

Заключение

В данном проекте рассчитан режим юга Кузбасской энергосистемы. Проанализировав результаты расчетов, принято решение о введении параметров режима в допустимую область по напряжению, с помощью РПН трансформаторов.

Произведено проектирование ПС 220/6/6 кВ Яшкинский цемент, воздушной линии 220 кВ отпайка от двухцепной ВЛ 220кВ ПС 220кВ ПС 500/220кВ Ново-Анжерская – ПС 220кВ Кемеровская. В процессе расчета было выбрано необходимое оборудование (Транформаторы, выключатели, разъеденители, изоляторы, грозозащитный трос, фундамент и др.), а также была проверена возможность его применения.

Определена стоимость всего используемого оборудования, а также составлен сводный сметный расчет. В результате определены необходимые капитальные вложения, которые составили для ПС 220/6/6 кВ Яшкинский цемент 46334,635 тыс. руб, а для ВЛ 220 кВ - 169752,363 тыс. руб

Также был проведен анализ экономической эффективности проекта. В результате расчетов оказалось, что проект является экономически эффективным. Срок окупаемости для ПС 220/6/6 кВ Яшкинский цемент составил 3,5 лет, для ВЛ 220 кВ – 14,5 года.

По полученным значениям индекса рентабельности можно сделать вывод, что строительство подстанции и линии является рентабельным, поскольку его величина больше единицы.

Учет фактора неопределенности и оценка риска при строительстве ПС и ВЛ показал, что данный проект является достаточно устойчивым к изменению объема передачи электроэнергии, поскольку полученный критический объем производства составил 0,43 %, и 0,445 % что значительно меньше 75%, следовательно, проект считается устойчивым

Список используемой литературы

1. Правила устройства электроустановок ПУЭ. – 7-е изд. – М.: НЦ ЭНАС, 1999. – 640 с.

2. Гологорский Е.Г. Справочник по строительству и реконструкции линий электропередачи напряжением 0,4-500 кВ / Е. Г. Гологорский, А. Н. Кравцов, Б. М. Узелков. Под ред. Е. Г. Гологорского. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003. – 344 с.: ил.

3. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. – М.: НЦ ЭНАС, 2006. – 315 с.: ил.

5. Строительные нормы и правила: СНиП 23-01-99. Строительная климатология: нормативно-технический материал. – М., 2003. – 36 с.

6. СТО 56947007-29.180.01.116-2012 Инструкция по эксплуатации трансформаторов. Стандарт организации. 2012

7. Готман В.И. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: учебное пособие по курсовому проектированию / В. И. Готман, Ю. В. Хрущев. – Томск: Изд-во ТПУ, 2002. – 68 с.: ил.

8. СТО 56947007- 29.240.30.047-2010. Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. – М.: Изд-во стандартов, 2010. – 128с.

9. ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения".

10. ГОСТ 721-77 "Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

Приложение А

Таблица А1 – Электрические нагрузки северного энергорайона Кузбасской энергосистемы (Зимний максимум)

№	Наименование подстанций (электростанций)	Нагрузка. МВт
2007г. (отчет)	2011г.	2016г.
	ПС 220/6кВ Яшкинского
	цементного завода	-	48,0	80,0
	ПС 500/220/110/10кВ
	Н. Анжерская
	шины 110кВ
	с.н.	6,0	8,0	8,6
	ПС 110/35/10кВ Спутник (КТПБ)	15,7	25,0	25,0
	ПС 110/6кВ ш-та Судженская	1,0	2,5	2,8
	ПС 110/35/6кВ НПС	15,9	17,5	23,4
	ПС 110/35/6кВ Брусничная	1,1	2,5	2,8
	ПС 110/10кВ Восточная	-	12,0	15,0
	Итого по шинам 110кВ	39,7	67,5	77,6
	То же с Кмакс	36,9	62,8	72,2
	ПС 220/110/35/6кВ
	Крохалёвская
	шины 6кВ	5,9	6,4	6,9
	шины35кВ	50,0	53,0	60,0
	шины 110кВ
	ПС 110/6кВ АКЗ	3,6	3,9	4,2
	ПС 110/10кВ Владимировская	3,0	3,2	3,5
	ПС 110/35/6кВ Кедровская	20,4	22,0	23,8
	ПС 110/10кВ Кедровская (тяг)	1,6	1,7	1,9
	ПС 110/35/6кВ Глушинская-Северная	-	7,1	7,1
	ПС 110/35/6кВ Н. Колбинская	18,6	20,1	21,7
	ПС 110/35/6кВ Черниговская	9,5	14,0	18,0
	ПС 110/10кВ Черниговская(тяг)	6,6	7,7	10,4
	ПС 110/6кВ Черниговская Обогат.	9,2	9,9	10,7
	Итого по ш. 110кВ	72,5	89,7	101,3
	Итого по ПС	128,4	149,1	168,2
	Итого по ПС с Кмакс	119,4	138,6	156,4
	ПС 220/110/10кВ
	Заискитимская
	шины 10кВ	7,2	7,8	8,4
	шины 110кВ
	ПС 110/10кВ Водозабор	5,2	5,6	6,1
	ПС 110/10кВ Восточная 1	20,8	22,5	24,3
	ПС 110/10кВ Восточная 2	30,0	32,4	35,0
	ПС 110/10кВ Заводская	20,4	25,8	34,9

Продолжение таблицы А1

	ПС 110/10кВ Мирная	57,0	67,4	72,7
	ПС 110/6кВ Пугачи	-	6,0	15,0
	ПС 110/35/6кВ Оросительная	11,2	12,1	13,1
	ПС 110/10кВ Притомская	-	22,2	23,9
	ПС 110/10кВ Тепличная	8,1	15,2	23,7
	Итого по ш. 110кВ	152,7	209,2	248,6
	Итого по ПС	159,9	217,0	257,0
	Итого по ПС с Кмакс	148,7	201,8	239,0
	ПС 220/110/10кВ
	Кемеровская
	шины 220кВ
	ПС 220/110/10кВ Азот	10,4	11,2	12,1
	шины 110кВ
	ПС 110/6кВ Мех. Завода	19,2	20,7	22,4
	ПС 110/35/6кВ Топкинская	68,3	95,0	106,7
	ПС 110/35/6кВ Южная	39,3	42,4	45,8
	Итого по ш. 110кВ	126,8	158,1	174,9
	Итого по ПС с Кмакс	117,9	147,1	162,7
	Ново-Кемеровская ТЭЦ
	шины 110кВ
	ПС Сотая	49,7	53,7	58,0
	ПС Азот 3	10,0	10,8	11,7
	ПС Азот 4	6,4	6,9	7,5
	Итого по ш. 110кВ	66,1	71,4	77,1
	шины 6кВ
	распределённая нагрузка	82,0	88,6	95,6
	Собственные нужды ТЭЦ	37,2	66,0	66,0
	Итого по ш. 6кВ	119,2	154,6	161,6
	Покрытие	270,0	485,0	580,0
	Итого по ПС	185,3	225,9	238,7
	То же с Кмакс	172,3	210,1	222,0
	Кемеровская ГРЭС
	шины 110кВ
	ПС 110/35/10кВ Химпром	30,4	32,8	35,5
	шины 35кВ
	ПС 35/6кВ Предкомбинат	2,4	2,6	2,8
	ПС 35/10кВ Западная	16,8	20,1	21,8
	ПС 35/6кВ Транзитная	7,5	8,1	8,7
	ПС35/6кВ Индустриальная	2,4	2,6	2,8
	Итого по ш. 35кВ	29,1	33,4	36,1
	шины 10кВ
	распределённая нагрузка	54,4	58,8	63,5
	Собственные нужды ГРЭС	47,4	68,6	68,6
	Итого по ш. 10кВ	101,8	127,4	132,1
	Покрытие	365,0	450,0	485,0
	Итого по ПС	161,3	193,6	203,6

Продолжение таблицы А1

	То же с Кмакс	150,0	180,1	189,4
	Кемеровская ТЭЦ
	шины 6кВ
	Собственные нужды ТЭЦ	5,3	5,7	5,7
	распределённая нагрузка	17,7	19,1	20,6
	Покрытие	17,5	30,0	30,0
	Итого по ш. 6кВ	23,0	24,8	26,3
	шины 35кВ
	ПС 35/6 ПТФ Северная	6,8	9,0	11,0
	ПС 35/6 ш-та Бутовская		6,0	8,7
	Итого по ш. 35кВ	6,8	15,0	19,7
	Итого по ПС	29,8	39,8	46,0
	То же с Кмакс	27,7	37,0	42,8
	ПС 110/35/6 Анжерская
	шины 6кВ
	распределённая нагрузка	5,2	5,6	6,1
	шины 35кВ
	ПС 35/6 Анжерская	5,2	5,6	6,1
	ПС 35/6 Антоновский рудник	1,9	2,1	2,2
	ПС 35/6 Водозабор (ОВС)	1,4	1,5	1,6
	ПС 35/6 Машзавод	9,4	10,2	11,0
	ПС 35/6 Судженка	6,1	6,6	7,1
	ПС 35/6 Сибирская	2,9	3,1	3,4
	ПС 35/6 Таёжная	3,8	4,1	4,4
	Итого по ш. 35кВ	30,7	33,2	35,8
	Итого по ПС	35,9	38,8	41,9
	То же с Кмакс	33,4	36,1	38,9
	ПС 110/35/6кВ Яшкинская
	шины 6кВ	6,5	7,0	12,4
	шины 35кВ	4,1	4,4	6,1
	Итого по ПС	10,6	11,4	18,5
	То же с Кмакс	9,9	10,6	17,2
	переток из Томской э/с	22,2	15,3	15,3
	ПС 110/ 10кВ Думный (т.)	3,0	3,2	3,5
	ПС 110/10кВ Челы (т.)	3,5	4,1	4,5
	ПС 110/10кВ Кайгур (т.)	0,4	0,5	0,6
	ПС 110/6кВ Таёжная	3,8	4,4	4,9
	ПС 110/10кВ Барзас (т.)	4,1	4,8	5,3
	ПС 110/10кВ Пихтач (т.)	3,3	3,9	4,3
	ПС 110/35/6кВ Тайга (т.)	14,4	15,6	16,8

Продолжение таблицы А1

	ПС 110/35/10кВ Кузель (т.)	2,6	3,0	3,4
	ПС 110/10кВ Хопкино (т.)	3,6	4,2	4,7
	ПС 110/10кВ Топки (тяг)	5,8	6,8	7,5
	ПС 110/10кВ Буреничево (тяг)	4,8	5,6	6,2
	ПС 110/35/10кВ Керамзитовая	2,0	2,2	2,3
	ПС 110/6кВ Цемзавод	3,6	4,2	4,7
	ПС 110/10кВ Шахтёр (т.)	4,0	4,7	5,2
	ПС 110/10кВ Очистная	8,9	10,4	11,3
	ПС 110/10кВ Космическая	28,5	39,8	43,0
	ПС 110/35/10кВ Рудничная
	шины10кв	8,7	11,0	14,1
	шины 35кВ
	ПС 35кВ Центральная	18,0	19,4	21,0
	ПС 35кВ Строммашина	9,6	10,4	11,2
	ПС35/10 Осиновская	3,2	5,5	5,9
	ПС 35/6кВ Северная	7,3	11,2	12,1
	ПС 35/6кВ Ермаковская	-	8,8	8,8
	ПС 35/6 Промышленская	2,6	6,8	7,4
	Итого по ш. 35кВ	40,7	62,1	66,3
	Итого по ПС	49,4	73,1	80,4
	То же с Кмакс	45,9	67,9	74,8
	ПС 110/10кВ Спутник	-	10,0	19,0

Приложение Б

Таблица Б1. Данные по узлам (нормальный режим)

Номер	Название	U_ном	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V_зд	Q_min	Q_max	V	Delta
	Ново-Анжерская 220		0.3	2.5	208.1	87.1
	Ново-Анжерская 220 АТ1									217.41	-2.58
	Ново-Анжерская 220 АТ3									217.41	-2.58
	Ново-Анжерская 110		67.6	5.9						113.01	-2.58
	ЛЭП-220-1									219.26	-0.34
	ЛЭП-220-2									219.63	0.11
	Анжерская 110									112.62	-3.01
	Отп. 110 Пихтач 1			0.2						112.09	-3.11
	Отп. 110 Пихтач 2			0.2						112.33	-3.05
	Кузель 110			0.3							-3.41
	Тайга 110-1									111.75	-3.6
	Тайга 110-2									111.75	-3.6
	Тайга 110-Тр-С1									111.48	-5.64
	Тайга 110-Тр-С2									111.19	-6.8
	Тайга 6-1		7.8							6.07	-6.93
	Тайга 6-2		7.8							6.05	-8.69
	Тайга 35-1									35.45	-5.64
	Тайга 35-2									35.36	-6.8
	Отп. 110 Хопкино 1		2.1	0.2						111.84	-3.61
	Отп. 110 Хопкино 2		2.1	0.2						111.69	-3.62
	Яшкинская 110		1.6	0.5						111.73	-3.61
	Челы 110		4.2	0.4						112.2	-3.16
	Думный 110		3.2	0.3						111.72	-3.36
	Кайгур 110		0.5	0.2						111.26	-3.73
	Таежная 110		4.4	0.3						110.4	-3.86
	Барзас 110		4.8	0.3						109.72	-4.23

Продолжение таблицы Б1

	Крохалевская 110		96.1	0.4						109.3	-4.43
	Крохалевская 35-1		26.5							34.75	-4.45
	Крохалевская 35-2		26.5							34.75	-4.45
	Крохалевская 220-АТ1									218.68	-4.43
	Крохалевская 220-АТ2									218.68	-4.43
	Крохалевская 220-1		0.1	0.6						218.81	-0.57
	Крохалевская 220-2		0.1	0.6						218.81	-0.55
	Заискитимская 220		0.2	1.2						221.55	2.32
	Заискитимская АТ1										-3.9
	Заискитимская АТ2										-3.9
	Заискитимская 10-1		3.9							10.34	-4.28
	Заискитимская 10-2		3.9							10.34	-4.28
	Заискитимская 110		209.5							114.27	-3.9
	БГРЭС 220									223.4	3.92
	Кемеровская 220		11.5	2.5						223.4	3.92
	Кемеровская 220 АТ1									228.93	9.74
	Кемеровская 220 АТ2									228.93	9.74
	Кем.ГРЭС 110				322.6	68.2					9.81
	Кемеровская 110		173.1	18.7						109.97	9.73
	НКТЭЦ 110				259.1	68.1					9.79
	ЯЦ 220-1									217.42	-1.46
	ЯЦ 220-2									217.79	-1
	ЯЦ 220-С1									216.5	-3.5
	ЯЦ 220-С2									216.88	-3.04
	ЯЦ 6-1									6.04	-6.38
	ЯЦ 6-2									6.04	-6.38
	ЯЦ 6-3									6.05	-5.91
	ЯЦ 6-4									6.05	-5.91

Таблица Б2. Данные по ветвям (нормальный режим)

Дата добавления: 2015-10-23