ТОП 10:

Капитальные вложения на сооружение сети



 

Единовременные капиталовложения К на сооружение сети состоят из затрат на сооружение линий Кл и на сооружение повышающих и понижающих подстанций Кп

К = Кл + Кп

В капитальные вложения на линии Кл входят затраты на изыскательские работы и подготовку трассы линии, на установку опор, проводов, изоляторов, на транспорт и монтажные работы и пр.

Приближённое определение Кл конкретной ЛЭП производится в виде:

Кл = Куд∙Lпр = Куд ку∙L

где используются: Куд – укрупнённый показатель средней стоимости 1 км ЛЭП, млн.руб./км, ориентировочные данные по показателям приведены ниже в таблице 1.5 для наиболее часто встречающихся конструкций ЛЭП 110 кВ; Lпр = ку L – приведённая длина ЛЭП, км; L – геометрическая длина ЛЭП, вычисленная по прямой, соединяющей географические конечные точки ЛЭП, км; ку – коэффициент увеличения реальной длины трассы по сравнению с геометрической; для энергосистем Среднего Поволжья ку ≈ 1,06.

Капитальные вложения на подстанции Кп расходуются на подготовку территории, на силовые трансформаторы, электрические распределительные устройства, включая электрооборудование, щит управления, релейную защиту, автоматику и вычислительную технику и их монтаж, а также масляное и воздушное хозяйство, связь, водопровод, канализацию, подъездные пути и другие объекты.

Таблица 4 Средние значения капитальных вложений на 1 км ЛЭП 35 кВ, млн.руб./км

 

Опоры, провода АС–70 АС–95 АС–120 АС–150
Ж/Б, 1–цеп. –– 1,2 1,24 1,28
Ж/Б, 2–цеп. –– 1,77 1,87 1,97
Металл. 1–цеп. 1,38 1,55 1,66 1,76
Металл. 2–цеп. 2,04 2,27 2,52 2,68

Таблица 5 Средние значения капитальных вложений на 1 км ЛЭП 110 кВ, млн.руб./км

 

Опоры, провода АС–70 АС–95 АС–120 АС–150 АС–185 АС–240
Ж/Б, 1–цеп. 1,29 1,33 1,37 1,41 1,51 1,65
Ж/Б, 2–цеп. 1,78 1,95 2,06 2,17 2,29 2,45
Металл.,1–цеп. 1,52 1,71 1,83 1,94 2,01 2,14
Металл., 2–цеп. 2,25 2,50 2,78 2,95 3,04 3,21

Таблица 6 Средние значения капитальных вложений

на 1 км ЛЭП 220 кВ, млн.руб./км

 

Опоры, провода АС–240 АС–300 АС–400
Ж/Б, 1–цеп. 1,78 1,88 2,1
Ж/Б, 2–цеп. 3,01 3,26 3,8
Металл., 1–цеп. 2,28 2,34 2,58
Металл., 2–цеп. 3,73 3,93 4,48

 

Первоначальные инвестиции определяют по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или путем соответствующих сметно-финансовых расчетов. Для учебного проектирования ниже в таблицах 1.7 ÷ 1.9 приведены ориентировочные данные по показателям наиболее часто встречающихся типовых двухтрансформаторных подстанций 110 кВ. Для упрощения на подстанциях предполагается установка двухобмоточных трансформаторов мощностью 10, 16 МВА и двухобмоточных трансформаторов мощностью 25, 40, 63, 80 МВА с расщеплённой обмоткой на низшей стороне.

В названных таблицах приводятся данные для следующих наиболее распространенных схем соединений подстанций в сетях 35 ÷ 220 кВ:

1) "Мостик с тремя выключателями" – применяется для проходных подстанций и тупиковых подстанций с двухцепными ЛЭП;

2) "Двойной мостик с четырьмя выключателями" – применяется на проходных подстанций с двумя ЛЭП, одна из которых двухцепная;

3) "Мостик с двумя двухцепными линиями и пятью выключателями" – применяется для проходных подстанций по определению.

Более сложные схемы в курсовом проектировании не используются. Для них может быть применена приближённая методика, основанная на использовании усреднённой стоимости ячейки с выключателем, определяемой по данным Справочника под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.

 

Таблица 7. Средние значения капитальных вложений на типовую двухтрансформаторную подстанцию 35 кВ, млн. руб.

 

№ схемы ТДН–10 ТДН–16 ТРДН–25 ТРДН–40 ТРДЦН–63
17,3 24,36 32,63 38,76 43,93
–– 29,76 34,83 42,26 48,66
–– –– 45,26 52,5 58,13

 

Таблица 8. Средние значения капитальных вложений на типовую двухтрансформаторную подстанцию 110/10 кВ, млн. руб.

 

№ схемы ТДН–10 ТДН–16 ТРДН–25 ТРДН–40 ТРДЦН–63 ТРДЦН–80
25,95 36,55 48,95 58,15 65,9 74,45
–– 44,65 52,25 63,4 82,3
–– –– 67,9 78,75 87,2 99,5

 

Таблица 9. Средние значения капитальных вложений на типовую двухтрансформаторную подстанцию 220/10 кВ, млн. руб.

 

№ схемы ТРДН–25 ТРДН–40 ТРДЦН–63 ТРДЦН–80 ТРДЦН–100
73,42 87,22 98,85 111,67 156,33
78,37 95,1 109,5 123,45 172,8
101,85 118,125 130,8 149,25 208,95

 

Рассмотрим пример технико–экономического сопоставления вариантов проекта, используя приведенные выше показатели.

Пример 1.

Предположим, что сравниваются два варианта развития районной сети 110 кВ, для которой суммарная нагрузка в режиме максимума составляет РМ=150 МВт, при усреднённом числе часов использования максимума ТМ =5000 часов в год. Следовательно, объем реализованной продукции – отпущенной электроэнергии W= РМТМ = 750000МВт∙ч, что при среднем тарифе в сети 110 кВ АО – Энерго Т = 0,6 тыс. руб/МВт∙ч в стоимостном выражении составляет Ор= 450 млн. руб/год. Ставка налога на прибыль 24%. Срок эксплуатации обоих вариантов Тр=20 лет. Среднегодовая ставка по банковскому кредиту 19,5%, ставка дивиденда по привилегированным акциям 4,5 %. Рассмотрим каждый из вариантов в двух вариантах финансирования (первый вариант финансирование за счет использования 100 % собственных средств, второй 57% финансируется за счет заемных средств, для привлечения остальных средств производится эмиссия привилегированных акций). Расчет нормы дисконта осуществляется по формуле средневзвешенной стоимости капитала СВСК.

Для упрощения расчетов будем считать, что инвестированные средства получены:

– по вариантам А и Б – за счет реинвестирования собственной прибыли, без привлечения заемных источников финансирования и не прибегая к эмиссии ценных бумаг. Норму дисконта принимаем равной ставке рефинансирования ЦБ РФ (в данном случае примем ее равной 15%);

– по вариантам В и Г – 57% инвестируется за счет банковского кредита, взятого на 9 лет. Выплата основного долга (равными долями) и начисление процентов осуществляется 1 раз в год. Кредит взят в 0 году на условиях «бесплатного использования» в течении этого года и отсрочкой погашения кредита на 1 год.(т.е. проценты по кредиту и основной долг начинают погашаться с конца 1 года). Норма дисконта рассчитывается как средневзвешенная стоимость капитала (СВСК).

Издержки на ремонт и обслуживание не изменяются с увеличением срока эксплуатации оборудования. Цены приведены на уровне 2004 г. (на момент выполнения работы цены, источники финансирования и методика расчета нормы дисконта определяется руководителем курсового или дипломного проектов).

Вариант А и В требует первоначальных капитальных вложений K= 1000 млн. руб., издержки на ремонт и обслуживание составляют Иро = 200 млн. руб/год, амортизационные отчисления Иа = 50 млн. руб/год.

В варианте Б и Г первоначальные капитальные вложения К = 2000 млн. руб., издержки на ремонт и обслуживание Иро = 75 млн. руб /год, амортизационные отчисления Иа =100 млн. руб/год.

Вариант А.

Прибыль до налогообложения: Пч = О р Иа Иро= 450 – 50 – 200 = 200 млн.руб.

Налог на прибыль составит 24% (24% от 200 млн.руб. составляют 48 млн.руб.).

Чистая прибыль определяется как разность прибыли до налогообложения и налога на прибыль (200–48=152 млн.руб.).

Чистый денежный поток определяется как сумма чистой прибыли и амортизационных отчислений (NCF=152+50=202 млн.руб.).

Определим коэффициенты дисконтирования по годам.

Кd1=(1+0,15)-1=0,87; Кd2=(1+0,15)-2=0,756;

Кd3=(1+0,15) -3=0,657; Кd4=(1+0,15) -4=0,571;

Кd5=(1+0,15) -5=0,497; Кd6=(1+0,15) -6=0,432;

Кd7=(1+0,15) -7=0,376; Кd8=(1+0,15) -8=0,327;

Кd9=(1+0,15) -9=0,284; Кd10=(1+0,15) -10=0,247;

Кd11=(1+0,15) -11=0,215; Кd12=(1+0,15) -12=0,187;

Кd13=(1+0,15) -13=0,162; Кd14=(1+0,15) -14=0,141;

Кd15=(1+0,15) -15=0,123; Кd16=(1+0,15) -16=0,107;

Кd17=(1+0,15) -17=0,093; Кd18=(1+0,15) -18=0,08;

Кd19=(1+0,15) -19=0,07; Кd20=(1+0,15) -20=0,061;

1) NPV = (NCF·Кd1 + NCF·Кd2 + NCF·Кd3 + NCF·Кd4 + NCF·Кd5 + NCF·Кd6 + NCF·Кd7 + NCF·Кd8 + NCF·Кd9 + NCF·Кd10 + NCF·Кd11 + NCF·Кd12 + NCF·Кd13 + NCF·Кd14 + NCF·Кd15 + NCF·Кd16 + NCF·Кd17 + NCF·Кd18 + NCF·Кd19 + NCF·Кd20)-К

NPV = (202·0,87 + 202·0,756 + 202·0,657 + 202·0,571 + 202·0,497 + 202·0,432 + 202·0,376 + 202·0,327 + 202·0,284 + 202·0,247 + 202·0,215 + 202·0,187 + 202·0,162 + 202·0,141 + 202·0,123 + 202·0,107 + 202·0,093 + 202·0,08 + 202·0,07 + 202·0,061) – 1000·1 = 264,38 млн.руб.

2) BCR = (NCF·Кd1 + NCF·Кd2 + NCF·Кd3 + NCF·Кd4 + NCF·Кd5 + NCF·Кd6 + NCF·Кd7 + NCF·Кd8 + NCF·Кd9 + NCF·Кd10 + NCF·Кd11 + NCF·Кd12 + NCF·Кd13 + NCF·Кd14 + NCF·Кd15 + NCF·Кd16 + NCF·Кd17 + NCF·Кd18 + NCF·Кd19 + NCF·Кd20)/К

BCR = (202·0,87 + 202·0,756 + 202·0,657 + 202·0,571 + 202·0,497 + 202·0,432 + 202·0,376 + 202·0,327 + 202·0,284 + 202·0,247 + 202·0,215 + 202·0,187 + 202·0,162 + 202·0,141 + 202·0,123 + 202·0,107 + 202·0,093 + 202·0,08 + 202·0,07 + 202·0,061) / 1000·1 = 1,26

3) IRR = 19,65 % (определялось методом подбора).

 

Условие Подбор q NPV
Значение при котором NPV>0 но →0 0,19 30,37415143
Значение q´´, при котором NPV<0 но →0 0,2 –16,34489384

 

4) PBP

Таблица 10. Расчёт срока окупаемости (РВР).

 

Годы Алгоритм расчёта срока окупаемости (PBP)
= –1000 + × 0,87 = –824,3478261
= –824,3478261 + × 0,756 = –671,6068053
= –671,6068053 + × 0,657 = –538,7885263
= –538,7885263 + × 0,571 = –423,2943707
= –423,2943707 + × 0,497 = –322,8646702
= –322,8646702 + × 0,432; = –235,5344958
= –235,5344958 + × 0,376 = –159,5952138
= –159,5952138 + × 0,327 = –93,56105545
= –93,56105545 + × 0,284 = –36,14004821
= –36,14004821 + × 0,247 = 13,79126242
= 13,79126242 + × 0,215 = 57,20979341
= 57,20979341 + × 0,187 = 94,96503775
= 94,96503775 + × 0,162 = 127,795685
= 127,795685 + × 0,141 = 156,3440739
= 156,3440739 + × 0,123 = 181,1687599
= 181,1687599 + × 0,107 = 202,7554434
= 202,7554434 + × 0,093 = 221,5264725
= 221,5264725 + × 0,08 = 237,8491065
= 237,8491065 + × 0,07 = 252,0427013
= 252,0427013 + × 0,061 = 264,3849577

 

Следовательно, проект окупится на десятом году.

Вариант Б.

Вариант Б рассчитывается по аналогии с вариантом А. Конечные финансово – экономические показатели приведены ниже.

1) NPV = – 65,87 млн.руб.

2) BCR = 0,97

3) IRR = 14,41 %

4) PBP: проект в течение срока эксплуатации не окупится.

Вариант В.

Перед расчетом варианта В необходимо определить ному дисконта, она определяется по формуле:

q(СВСК)=Wd·Rd· (1T)+Wp·Rp+Ws·Rs,

Wd – доля заемных средств в общей сумме инвестиций (57%),

Rd – процентная ставка по привлеченным кредитам (19,5%),

T – ставка налога на прибыль (24%),

Wp – доля инвестиционного капитала, формированная за счет выпуска привилегированных акций (43%),

Rp – процент дивидендов выплачиваемых по привилегированным акциям (4,5%),

Ws – доля инвестиционного капитала, формированная за счет выпуска обыкновенных акций (0%),

Rs – процент дивидендов выплачиваемых по обыкновенным акциям (0%).

q(СВСК) = 0,57·0,195·(1–0,24)+0,43·0,045 = 0,1

 

Таблица 11. Динамика погашения кредита.

 

год Процент по кредиту Сумма пользования кредитом Ежегодный платеж Процент по кредиту
Проценты не начисляются, т.к. по заданию существует отсрочка по выплатам
19,5 % 71,25 111,15
19,5 % 498,75 71,25 97,25
19,5 % 427,5 71,25 83,36
19,5 % 356,25 71,25 69,47
19,5 % 71,25 55,57
19,5 % 213,75 71,25 41,68
19,5 % 142,5 71,25 27,78
19,5 % 71,25 71,25 13,89

 

1) NPV = (NCF1·Кd1 + NCF2·Кd2 + NCF3·Кd3 + NCF4·Кd4 + NCF5·Кd5 + NCF6·Кd6 + NCF7·Кd7 + NCF8·Кd8 + NCF9·Кd9 + NCF10·Кd10 + NCF11·Кd11 + NCF12·Кd12 + NCF13·Кd13 + NCF14·Кd14 + NCF15·Кd15 + NCF16·Кd16 + NCF17·Кd17 + NCF18·Кd18 + NCF19·Кd19 + NCF20·Кd20)-К

NPV = (98,18·0,9,9 + 108,74·0,82 + 119,29·0,75 + 129,85·0,68 + 140,41·0,62 + 150,97·0,56 + 161,53·0,513 + 172,09·0,46 + 182,65·0,424 + 182,65·0,38 + 182,65·0,35 + 182,65·0,32 + 182,65·0,29 + 182,65·0,26 + 182,65·0,24 + 182,65·0,217 + 182,65·0,197 + 182,65·0,18 + 182,65·0,163 + 182,65·0,15) – 1000·1 = 273,6 млн.руб.

2) BCR = (NCF1·Кd1 + NCF2·Кd2 + NCF3·Кd3 + NCF4·Кd4 + NCF5·Кd5 + NCF6·Кd6 + NCF7·Кd7 + NCF8·Кd8 + NCF9·Кd9 + NCF10·Кd10 + NCF11·Кd11 + NCF12·Кd12 + NCF13·Кd13 + NCF14·Кd14 + NCF15·Кd15 + NCF16·Кd16 + NCF17·Кd17 + NCF18·Кd18 + NCF19·Кd19 + NCF20·Кd20)/К

BCR = (98,18·0,9,9 + 108,74·0,82 + 119,29·0,75 + 129,85·0,68 + 140,41·0,62 + 150,97·0,56 + 161,53·0,513 + 172,09·0,46 + 182,65·0,424 + 182,65·0,38 + 182,65·0,35 + 182,65·0,32 + 182,65·0,29 + 182,65·0,26 + 182,65·0,24 + 182,65·0,217 + 182,65·0,197 + 182,65·0,18 + 182,65·0,163 + 182,65·0,15) / 1000·1 = 1,27

3) IRR = 13,34 % (определялось методом подбора).

Условие Подбор q NPV
Значение при котором NPV > 0 но →0 0,13 30,37415143
Значение q´´ при котором NPV < 0 но →0 0,14 –16,34489384

4) PBP

Таблица 12. Расчёт срока окупаемости (PBP).

 

Годы Алгоритм расчёта срока окупаемости (PBP)
= –1000 + 98,18 × 0,909 = –910,74
= –910,74 + 108,74 × 0,82 = –820,88
= –820,88 + 119,29 × 0,75 = –731,25
= –731,25 + 129,85 × 0,68 = –642,56
= –642,56 + 140,41 × 0,62 = –555,38
= –555,38 + 150,97 × 0,56 = –470,16
= –470,16 + 161,53 × 0,51 = –387,26
= –387,26 + 172,09 × 0,46 = –306,98
= –306,98 + 182,65 × 0,42 = –229,52
= –229,52 + 182,65 × 0,38 = –159,1
= –159,1 + 182,65 × 0,35 = –95,08
= –95,08 + 182,65 × 0,232 = –36,89
= –36,89 + 182,65 × 0,29 = 16,01
= 16,01 + 182,65 × 0,26 = 64,11
= 64,11 + 182,65 × 0,24 = 107,83
= 107,83 + 182,65 × 0,217 = 147,58
= 147,58 + 182,65 × 0,197 = 183,72
= 183,72 + 182,65 × 0,18 = 216,57
= 216,57 + 182,65 × 0,163 = 246,44
= 246,44 + 182,65 × 0,15 = 273,59

Следовательно, проект окупится на тринадцатом году.


Таблица 13. Сводная таблица изменения показателей финансовой деятельности предприятия.

Наименование показателей Год инвестиций Год эксплуатации
 
Собственный капитал в акциях (47%)                  
Необходимо инвестиций 1000,00                  
Выручка  
Общие издержки (ремонт и обслуживание)  
Амортизация  
Процент по кредиту (выше в таблице приведена методика вычисления процентов)   111,15 97,25 83,36 69,46 55,57 41,68 27,78 13,89
Прибыль до налогообложения за вычетом процентов по кредиту   88,85 102,74 116,63 130,53 144,42 158,31 172,21 186,1
Налог на прибыль (24%)   21,3 24,65 27,9 31,32 34,66 37,99 41,3 44,66
Чистая прибыль (после снятия 24%)   67,5 78,08 88,6 99,2 109,7 120,32 130,8 141,4
Дивиденды (Собст. капитал в привилегированных акциях умноженный на процент по дивидендам (4,5%))   19,35 19,35 19,35 19,35 19,35 19,35 19,35 19,35 19,35
NCF (чистая прибыль – дивиденды + амортизация)   98,1 108,7 119,29 129,85 140,41 150,97 161,53 172,09 182,6
Kd 0,909 0,826 0,751 0,68 0,62 0,564 0,513 0,466 0,424

Вариант Г

Вариант Г рассчитывается по аналогии с вариантом В. Конечные финансово – экономические показатели приведены ниже.

1) NPV = –214,62 млн.руб.

2) BCR = 0,89

3) IRR = 8,6 %

4) PBP: проект в течение срока эксплуатации не окупится.

 

На основании произведенных расчетов варианты Г и Б не эффективны, варианты А и В примерно равнозначны.

 

Пример 2.

Технико – экономический расчет по выбору наилучшего варианта схемы электроснабжения района.

 

 

Рис.1. Схемы электроснабжения района.

 

Для упрощения расчетов будем считать, что инвестированные средства получены за счет реинвестирования собственной прибыли, без привлечения заемных источников финансирования и не прибегая к эмиссии ценных бумаг. Издержки на ремонт и обслуживание не изменяются с увеличением срока эксплуатации оборудования. Цены приведены на уровне 2004 г. Норма дисконта принимается равной ставке рефинансирования ЦБ РФ (в данном примере примем норму дисконта равной 15%, на момент выполнения работы цены, источники финансирования и методика расчета нормы дисконта определяется руководителем курсового или дипломного проектов).

 

 

Вариант 1.

Капитальные вложения по ЛЭП (Кл) и по ПС (Кп).

Кл = Ул · Lл, где Ул – удельные затраты на ЛЭП, Lл – длина ЛЭП.

Полученные результаты сведены в таблицы.

 

Таблица 14. Капитальные вложения по ЛЭП (Кл).

 

ЛЭП Сечение провода, мм2 Удельные затраты, тыс. руб/км Длина ЛЭП, км Капитальные вложения, млн.руб
ЛЭП 2´АС – 185 13,34 30,549
ЛЭП АС – 240 46,7 77,055
ЛЭП АС – 150 33,8 47,658
ЛЭП АС – 120 38,05 52,129
ЛЭП 2´АС – 185 17,46 39,983
ЛЭП 2´АС – 150 30,36 65,881
ЛЭП АС – 185 47,09 71,106
ЛЭП АС – 150 50,9 71,769
456,13

 

Таблица 15. Капитальные вложения по ПС (Кп).

 

ПС   Схема соединения Тип трансформатора Капитальные вложения, млн.руб
ПС ТРДН – 25000/110 38,4
ПС ТРДН – 25000/110 38,4
ПС ТРДН – 40000/110 66,5
ПС ТРДН – 25000/110 49,8
ПС ТРДН – 40000/110 59,5
ПС ТРДН – 25000/110 49,8
302,4

 

Эксплуатационные расходы.

Определение суммарных издержек направленных на амортизацию, ремонт и обслуживание:

;

Ааро – суммарный установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на амортизацию, ремонт и обслуживание.

Аа – установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на амортизацию.

Ар – установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на ремонт.

Ао – установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на обслуживание.

Издержки на амортизацию ЛЭП:

Издержки на ремонт ЛЭП:

Издержки на обслуживание ЛЭП:

Издержки на амортизацию ПС:

Издержки на ремонт ПС:

Издержки на обслуживание ПС:

 

Возмещение потерь электроэнергии.

Определение издержек по возмещению потерь электроэнергии (Иэ).

По ЛЭП.

где стоимость 1 кВт·ч. час

 

Таблица 16. Издержки по возмещению потерь электроэнергии по ЛЭП.

 

ЛЭП Марка провода R, Ом Р, МВт Сумма Иэ (л), тыс.руб.
ЛЭП 2´АС – 185 1,08
ЛЭП АС – 240 5,6
ЛЭП АС – 150 6,7
ЛЭП АС – 120 11,64
ЛЭП 2´АС – 185 1,41 63,97
ЛЭП 2´АС – 150 59,03
ЛЭП АС – 185 7,62 35,97
ЛЭП АС – 150 10,07 20,03

 

По ПС.

, где -коэффициент загрузки трансформатора.

 

Таблица 17. Издержки по возмещению потерь электроэнергии по ПС.

 

ПС Трансформатор ΔРк, кВт ΔРх, кВт Кз Иэ (п), тыс.руб.
ПС ТРДН – 25000/110 1,11
ПС ТРДН – 25000/110 1,42 777,5
ПС ТРДН – 40000/110 1,22 935,5
ПС ТРДН – 25000/110 1,23 685,5
ПС ТРДН – 40000/110 1,55 1208,5
ПС ТРДН – 25000/110 1,73 955,7

 

Вариант 2.

Капитальные вложения по ЛЭП (Кл) и по ПС (Кп).

Полученные результаты сведены в таблицу.

 

Таблица 18. Капитальные вложения по ЛЭП (Кл) и по ПС (Кп).

 

ЛЭП Капитальные вложения, млн.руб ПС Капитальные вложения, млн.руб
ЛЭП 27,48 ПС 38,4
ЛЭП 65,847 ПС 38,4
ЛЭП 43,602 ПС 59,5
ЛЭП 53,152 ПС 38,4
ЛЭП 31,078 ПС 59,5
ЛЭП 65,88 ПС 49,8
ЛЭП 74,613    
ЛЭП 65,661    
427,3

 

Эксплуатационные расходы.

Определение суммарных издержек направленных на амортизацию, ремонт и обслуживание:

Издержки на амортизацию ЛЭП: 8,5 млн.руб.

Издержки на ремонт ЛЭП: 1,7 млн.руб.

Издержки на обслуживание ЛЭП: 1,7 млн.руб.

Издержки на амортизацию ПС: 9,94 млн.руб.

Издержки на ремонт ПС: 8,23 млн.руб.

Издержки на обслуживание ПС: 8,52 млн.руб.

 

Возмещение потерь электроэнергии.

Определение издержек по возмещению потерь электроэнергии (Иэ).

 

Таблица 19. Издержки по возмещению потерь эл.энергии по ЛЭП и ПС.

 

ЛЭП Сумма Иэ (л), тыс.руб. ПС Иэ (п), тыс.руб.
ЛЭП ПС
ЛЭП ПС 777,5
ЛЭП 0,6 ПС 935,5
ЛЭП ПС 685,5
ЛЭП ПС 1208,5
ЛЭП ПС 955,7
ЛЭП    
ЛЭП    
 

 

Вариант 3.

Капитальные вложения по ЛЭП (Кл) и ПС (Кп).

Полученные результаты сведены в таблицу.

 

Таблица 20. Капитальные вложения по ЛЭП (Кл) и по ПС (Кп).

 

ЛЭП Капитальные вложения, млн.руб ПС Капитальные вложения, млн.руб
ЛЭП 27,48 ПС 38,4
ЛЭП 65,847 ПС 38,4
ЛЭП 43,602 ПС 59,5
ЛЭП 53,152 ПС 38,4
ЛЭП 59,202 ПС 59,5
ЛЭП 28,809 ПС 38,4
ЛЭП 62,629    
ЛЭП 68,28    
272,6

 

Эксплуатационные расходы.

Определение суммарных издержек направленных на амортизацию, ремонт и обслуживание:

Издержки на амортизацию ЛЭП: 8,2 млн.руб.

Издержки на ремонт ЛЭП: 1,6 млн.руб.

Издержки на обслуживание ЛЭП: 1,6 млн.руб.

Издержки на амортизацию ПС: 9,5 млн.руб.

Издержки на ремонт ПС: 7,9 млн.руб.

Издержки на обслуживание ПС: 8,17 млн.руб.

Возмещение потерь электроэнергии.

Определение издержек по возмещению потерь электроэнергии (Иэ).

 

Таблица 21. Издержки по возмещению потерь эл.энергии по ЛЭП и ПС.

 

ЛЭП Сумма Иэ (л), тыс.руб. ПС Иэ (п), тыс.руб.
ЛЭП ПС
ЛЭП ПС 777,5
ЛЭП ПС 935,5
ЛЭП 0,6 ПС 685,5
ЛЭП ПС 1208,5
ЛЭП ПС 955,7
ЛЭП    
ЛЭП    

 

Экономические показатели.

Рсум = 224 МВт – суммарная номинальная нагрузка.

Тмакс = 5100 – максимальное число часов использования.

Wреал = Рсум · Тмакс = 1142400 МВт·ч – произведенная электроэнергия за год.

Vр = Wреал · j·β = 1142400·0,17·865 = 168 млн.руб. – выручка электрической системы от поставки электроэнергии потребителям, где j – доля электросетей от всей энергосистемы (17% – средняя по России), β – стоимость 1 кВт·ч.

 

Вариант 1







Последнее изменение этой страницы: 2017-02-05; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 35.175.121.230 (0.035 с.)