Внимание! Размещенный на сайте материал имеет информационно - познавательный характер, может быть полезен студентам и учащимся при самостоятельном выполнении работ и не является конечным информационным продуктом, предоставляемым на проверку.

Экономическое обоснование инженерно-технических решений

в начало

 

Номер варианта выбирается по двум последним цифрам зачётной книжки студента (если две последние цифры более 31, номер варианта выбирается по сумме трёх последних цифр зачётной книжки).  

Таблица 1. – Исходные данные для выполнения работы

Вариант

Объём передаваемой электроэнергии, тыс. кВт-ч

Протяжённость участка линии, км

Количество отключений потребителей, ед.

Объём недополучаемой электроэнергии за 1 час перерыва,  кВт-час.

Средний удельный ущерб за 1 кВт*час недополученной электроэнергии, руб.

1

3000

5

4

350

100

2

3100

6

5

360

110

3

3200

7

6

370

120

4

3300

8

7

380

130

5

3400

9

8

390

140

6

3500

10

9

400

150

7

3600

9

10

410

160

8

3700

8

9

420

170

9

3800

7

8

430

180

10

3900

6

7

440

190

11

4000

5

6

450

200

12

4100

6

5

460

190

13

4200

7

4

470

180

14

4300

8

5

480

170

15

4400

9

6

490

160

16

4500

10

7

500

150

17

4600

9

8

490

140

18

4700

8

9

480

130

19

4800

7

10

470

120

20

4900

6

9

460

100

21

5000

5

8

450

110

22

4900

4

7

440

120

23

4800

5

6

430

130

24

4700

6

5

420

140

25

4600

7

4

410

150

26

4500

8

5

400

160

27

4400

9

6

390

170

28

4300

10

7

380

180

29

4200

9

8

370

190

30

4100

8

9

360

200

 

 Электроснабжение сельскохозяйственных производственных потребителей осуществляется по воздушной линии 0,4 кВ,  выполненной на деревянных опорах с железобетонными приставками. В существующей схеме использованы провода марки А-50. Анализ работы сети показал, что существующая схема не обеспечивает соответствующей надёжности электроснабжения. Кроме того наблюдаются значительные потери электрической энергии.

В силу выше указанных причин, предлагается провести реконструкцию участка воздушной линии путём замены провода марки А-50 на провод марки СИП, как более надёжный  и экономичный с точки зрения снижения потерь электроэнергии (предполагается, что после реконструкции существующей сети аварийных отключений потребителей не произойдёт, а потери электрической энергии уменьшатся).

Исходные данные для расчётов представлены в таблице.

 

Таблица 2 - Характеристика существующей и предлагаемой системы электроснабжения.

Показатель

Вариант

существующий

проектный

1

2

3

Объём передаваемой электроэнергии, тыс. кВт-час.

По варианту задания

По варианту задания

Протяжённость участка, км

По варианту задания

По варианту задания

Балансовая стоимость 1 км линии, тыс. руб.

35

65

Затраты на транспортировку, (в % от балансовой стоимости)

3

3

Затраты на монтаж, (в % от балансовой стоимости)

12

15

Годовая норма отчислений на амортизацию, %

6

2

Годовая норма отчислений на текущий ремонт, %

3

1

Потери электроэнергии, %

15

5

Количество отключений потребителей, ед.

По варианту задания

-

Средняя продолжительность одного отключения, час

4

-

Продолжение таблицы 2

1

2

3

Объём недополучаемой электроэнергии за 1 час перерыва,  кВт-час.

По варианту задания

-

Средний удельный ущерб за 1 кВт*час недополученной электроэнергии, руб.

По варианту задания

-

Стоимость 1 кВт-часа электроэнергии, руб.

5,0

 

Годовые затраты труда на обслуживание  1 км  линии, чел.-ч.

140

50

Квалификационный разряд работников

4

5

 

  Порядок расчёта показателей экономической эффективности:

  1. Определяем капитальные вложения в существующую и проектируемую схему электроснабжения.

Кб = Соб + Стр +См,                                                         (2.1)

                     Кпр = Соб + Стр + См

где Кб, Кпр – капитальные вложения в базовом (существующем) и проектируемом вариантах соответственно, руб.; Соб – балансовая стоимость участка воздушной линии; Стр – стоимость транспортировки элементов воздушной линии, руб.; См – стоимость монтажных работ воздушной линии, руб.

  1. Проводим расчёт годовых издержек на обслуживание линии по вариантам:

                       Иб = ЗП + А + ТР + Cпэ + У + Пр,                                     (2.2)

                       Ипр = ЗП + А + ТР + Cпэ + У + Пр

где  Иб, Ипр – годовые издержки на обслуживание линии соответственно в базовом и проектируемом вариантах руб.; ЗП – заработная плата на обслуживание, руб.; А – величина отчислений на амортизацию, руб.; ТР – величина отчислений на текущий ремонт, руб.; Cпэ – стоимость потерь электрической энергии, руб.; У – ущерб от недополученной электроэнергии, руб.; Пр – прочие затраты, руб.

       Порядок расчёта составляющих текущих издержек.

Заработная плата на обслуживание осуществляется на основе тарифной системы. Тарифная система включает тарифные разряды, тарифные коэффициенты и тарифные ставки, тарифно-квалификационный справочник.

Таблица 3 -  Тарифная сетка и тарифные коэффициенты

Разряд

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Коэффициент

1,00

1,11

1,23

1,36

1,51

1,67

1,84

2,02

2,22

2,44

2,68

2,89

3,12

3,36

3,62

3,9

4,2

4,5

 

Дневные и часовые тарифные ставки определяются исходя из среднего количества рабочих дней и часов в месяц. Среднее количество рабочих дней в месяце при пятидневной рабочей неделе – 21,15 дня, среднее количество рабочих часов в месяце  – 169,2 часа. Тарифную ставку первого разряда следует принять равной 5000 руб. в месяц.

 

Таблица 4 - Расчёт тарифных ставок

Тарифный

Тарифная ставка, руб.

Часовая тарифная ставка, руб.

разряд

коэффициент

месячная*

дневная

при 5-и дневной рабочей неделе

при 5-и дневной рабочей неделе

1

2

3

4

6

1

1,0

5000

 

 

2

1,11

 

 

 

3

1,23

 

 

 

4

1,36

 

 

 

5

1,51

 

 

 

6

1,67

 

 

 

 

Заработную плату работников по обоим вариантам определяем по формуле:

ЗП = Тср* ЗТ * Ко * Кр * Кпр * Кс,                                        (2.3)

 

где ЗП – заработная плата работников, руб.; Тср – средняя тарифная ставка, соответствующего разряда; ЗТ – затраты труда (исходные данные), чел.-ч.; Ко –отраслевой повышающий коэффициент (коэффициент условий труда), Ко = 1,8; районный коэффициент , Кр = 1,15; Кпр – коэффициент, учитывающий премии и доплаты, Кпр = 1,4; Кс – коэффициент, учитывающий отчисления на социальные нужды, Кс = 1,3.

Годовую сумму отчислений на амортизацию определяем по следующей формуле:

А = Бс * а / 100,                                                            (2.4)

 

где А – годовая сумма отчислений на амортизацию, руб.; Бс – балансовая стоимость линии, руб. (таблица 5.1); а – годовая норма отчислений на амортизацию, % (в задании принять – 4%).

Затраты на текущий ремонт определяем по формуле:

 

ТР = Бс * в /100,                                                                 (2.5)

 

где ТР – затраты на текущий ремонт, руб.; в – норма отчислений на текущий ремонт, % ( в = 2,7%). В расчётах учитывается общая протяжённость воздушной  линии.

 

Стоимость потерь электрической энергии определяется следующим образом:

                         

Cпэ = Оээ×Пээ×Тээ/100,                                                        (2.6)

 

где Cпэ – стоимость потерь электрической энергии, руб.; Оээ – объём передаваемой электроэнергии, кВт*ч.; Тээ – стоимость 1 кВт*ч. электроэнергии.

       Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется по формуле:

 

У = W × у,                                                                            (2.7)

 

где У – ущерб от недоотпуска электроэнергии в результате перерыва в электроснабжении, руб.; W – объём недоотпущенной электроэнергии, кВт*ч.; у – средний удельный ущерб за 1 кВт*ч. недополученной электроэнергии, руб.

  1. Определяется годовая экономия текущих издержек.

 

                      Эг = Иб – Ипр,                                                                       (2.8)

 

где Эг – годовая экономия текущих издержек, руб.

  1. Для рассматриваемых вариантов рассчитываются приведённые затраты.

                    ПЗб = Иб + Ен×Кб

                    ПЗпр = Ипр + Ен×Кпр,                                                           (2.9)

 

где ПЗб, ПЗпр – соответственно приведённые затраты в базовом и проектируемом вариантах; Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Ен = 0,12).

  1. Определяется годовой экономический эффект.

                    

 Гэ = ПЗб – ПЗпр,                                                                   (2.10)

 

где Гэ – годовой экономический эффект, руб.

  1. Расчёт срока окупаемости капитальных вложений.

                                 

 Т = Кпр/Эг,                                                               (2.11)

 

где Т – срок окупаемости капитальных вложений, год.

  1. Фактический коэффициент эффективности капитальных вложений.

                                  

Еф = 1/Т,                                                                   (2.12)

 

где Еф – фактический коэффициент эффективности капитальных вложений.

 

Таблица 5 - Показатели экономической эффективности реконструкции ВЛ – 0,4 кВ

Показатель

Вариант

базовый

проектный

Объём передаваемой электроэнергии, кВт*ч.

 

 

Капитальные вложения, руб.

 

 

Ущерб от перерывов в электроснабжении, руб.

 

 

Потери электрической энергии, %

 

 

Стоимость потерь электрической энергии, руб.

 

 

Годовые текущие издержки, руб.

 

 

Годовая экономия текущих издержек, руб.

 

 

Приведённые затраты, руб.

 

 

Годовой экономический эффект, руб.

 

 

Срок окупаемости капитальных вложений, год

 

 

Фактический коэффициент эффективности капитальных вложений

 

 

 

 

 

 

Автор страницы: admin 2