Экономическое обоснование инженерно-технических решений
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. |
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:
- 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.
- 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.
- Определяется годовая экономия текущих издержек.
Эг = Иб – Ипр, (2.8)
где Эг – годовая экономия текущих издержек, руб.
- 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).
- Определяется годовой экономический эффект.
Гэ = ПЗб – ПЗпр, (2.10)
где Гэ – годовой экономический эффект, руб.
- Расчёт срока окупаемости капитальных вложений.
Т = Кпр/Эг, (2.11)
где Т – срок окупаемости капитальных вложений, год.
- 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