Капитальные вложения на сооружение сети

 

Единовременные капиталовложения К на сооружение сети состоят из затрат на сооружение линий К_л и на сооружение повышающих и понижающих подстанций К_п

К = К_л + К_п

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

Приближённое определение К_л конкретной ЛЭП производится в виде:

К_л = К_уд∙L_пр = К_уд к_у∙L

где используются: К_уд – 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; L_пр = к_у L – приведённая длина ЛЭП, км; L – геометрическая длина ЛЭП, вычисленная по прямой, соединяющей географические конечные точки ЛЭП, км; к_у – коэффициент увеличения реальной длины трассы по сравнению с геометрической; для энергосистем Среднего Поволжья к_у ≈ 1,06.

Капитальные вложения на подстанции К_п 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 Р_М =150 МВт, при усреднённом числе часов использования максимума Т_М =5000 часов в год. Следовательно, объем реализованной продукции – отпущенной электроэнергии W= Р_М ∙ Т_М = 750000МВт∙ч, что при среднем тарифе в сети 110 кВ АО – Энерго Т = 0,6 тыс. руб/МВт∙ч в стоимостном выражении составляет О_р = 450 млн. руб/год. Ставка налога на прибыль 24%. Срок эксплуатации обоих вариантов Т_р= 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 И_ро = 200 млн. руб/год, амортизационные отчисления И_а = 50 млн. руб/год.

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

Вариант А.

Прибыль до налогообложения: П_ч = О _р – И_а – И_ро= 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.

К_d1 =(1+0,15)^-1=0,87; К_d2 =(1+0,15)^-2=0,756;

К_d3 =(1+0,15) ^-3=0,657; К_d4 =(1+0,15) ^-4=0,571;

К_d5 =(1+0,15) ^-5=0,497; К_d6 =(1+0,15) ^-6=0,432;

К_d7 =(1+0,15) ^-7=0,376; К_d8 =(1+0,15) ^-8=0,327;

К_d9 =(1+0,15) ^-9=0,284; К_d10 =(1+0,15) ^-10=0,247;

К_d11 =(1+0,15) ^-11=0,215; К_d12 =(1+0,15) ^-12=0,187;

К_d13 =(1+0,15) ^-13=0,162; К_d14 =(1+0,15) ^-14=0,141;

К_d15 =(1+0,15) ^-15=0,123; К_d16 =(1+0,15) ^-16=0,107;

К_d17 =(1+0,15) ^-17=0,093; К_d18 =(1+0,15) ^-18=0,08;

К_d19 =(1+0,15) ^-19=0,07; К_d20 =(1+0,15) ^-20=0,061;

1) NPV = (NCF · К_{d1 +} NCF · К_{d2 +} NCF · К_{d3 +} NCF · К_{d4 +} NCF · К_{d5 +} NCF · К_{d6 +} NCF · К_{d7 +} NCF · К_{d8 +} NCF · К_{d9 +} NCF · К_{d10 +} NCF · К_{d11 +} NCF · К_{d12 +} NCF · К_{d13 +} NCF · К_{d14 +} NCF · К_{d15 +} NCF · К_{d16 +} NCF · К_{d17 +} NCF · К_{d18 +} NCF · К_{d19 +} NCF · К_d20)-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 · К_{d1 +} NCF · К_{d2 +} NCF · К_{d3 +} NCF · К_{d4 +} NCF · К_{d5 +} NCF · К_{d6 +} NCF · К_{d7 +} NCF · К_{d8 +} NCF · К_{d9 +} NCF · К_{d10 +} NCF · К_{d11 +} NCF · К_{d12 +} NCF · К_{d13 +} NCF · К_{d14 +} NCF · К_{d15 +} NCF · К_{d16 +} NCF · К_{d17 +} NCF · К_{d18 +} NCF · К_{d19 +} NCF · К_d20)/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 q´ 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)=W_d · R_d · (1 – T)+W_p · R_p+W_s · R_s,

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

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

T – ставка налога на прибыль (24%),

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

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

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

R_s – 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 · К_{d1 +} NCF₂ · К_{d2 +} NCF₃ · К_{d3 +} NCF₄ · К_{d4 +} NCF₅ · К_{d5 +} NCF₆ · К_{d6 +} NCF₇ · К_{d7 +} NCF₈ · К_{d8 +} NCF₉ · К_{d9 +} NCF₁₀ · К_{d10 +} NCF₁₁ · К_{d11 +} NCF₁₂ · К_{d12 +} NCF₁₃ · К_{d13 +} NCF₁₄ · К_{d14 +} NCF₁₅ · К_{d15 +} NCF₁₆ · К_{d16 +} NCF₁₇ · К_{d17 +} NCF₁₈ · К_{d18 +} NCF₁₉ · К_{d19 +} NCF₂₀ · К_d20)-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 · К_{d1 +} NCF₂ · К_{d2 +} NCF₃ · К_{d3 +} NCF₄ · К_{d4 +} NCF₅ · К_{d5 +} NCF₆ · К_{d6 +} NCF₇ · К_{d7 +} NCF₈ · К_{d8 +} NCF₉ · К_{d9 +} NCF₁₀ · К_{d10 +} NCF₁₁ · К_{d11 +} NCF₁₂ · К_{d12 +} NCF₁₃ · К_{d13 +} NCF₁₄ · К_{d14 +} NCF₁₅ · К_{d15 +} NCF₁₆ · К_{d16 +} NCF₁₇ · К_{d17 +} NCF₁₈ · К_{d18 +} NCF₁₉ · К_{d19 +} NCF₂₀ · К_d20)/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 q´ 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 (К_л) и по ПС (К_п).

К_л = У_л · L_л, где У_л – удельные затраты на ЛЭП, L_л – длина ЛЭП.

Полученные результаты сведены в таблицы.

 

Таблица 14. Капитальные вложения по ЛЭП (К_л).

 

ЛЭП	Сечение провода, мм^2	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 (К_п).

 

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:

;

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

А_а – установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на амортизацию.

А_р – установленный средневзвешенный коэффициент издержек направленных на ремонт.

А_о – 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 (И_э).

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	Δ Рк, кВт	Δ Рх, 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 (К_л) и по ПС (К_п).

Полученные результаты сведены в таблицу.

 

Таблица 18. Капитальные вложения по ЛЭП (К_л) и по ПС (К_п).

 

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 (И_э).

 

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 (К_л) и ПС (К_п).

Полученные результаты сведены в таблицу.

 

Таблица 20. Капитальные вложения по ЛЭП (К_л) и по ПС (К_п).

 

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 (И_э).

 

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.

Р_сум = 224 МВт – суммарная номинальная нагрузка.

Т_макс = 5100 – максимальное число часов использования.

W_реал = Р_сум · Т_макс = 1142400 МВт·ч – произведенная электроэнергия за год.

V_р = W_реал · 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