Содержание
Задание 2
Введение 4
1 Описательная часть
6
2 Расчётная часть
11
2.1Технико-экономический расчёт вариантов 11
2.2Определение капитальных вложений 11
2.2.1 Сооружение распределительного пункта 10/0,4 кВ 12
2.2.2 Сооружение подстанции 35/10 кВ 12
2.2.3 Сооружение ЛЭП и КЛ 12
2.3 Определение ежегодных эксплуатационных издержек
производства
14
2.3.1 Амортизационные отчисления 15
2.3.2 Расходы на эксплуатацию 15
2.3.3 Стоимость потерь электроэнергии 15
2.4 Выбор эффективного варианта
17
Заключение 18
Приложения 20
Список используемых источников 22
Введение
Современные крупные и средние промышленные предприятия потребляют большое количество энергии в её различных формах. Для многих электроёмких производств в структуре используемых энергоносителей доминирующую роль играет электрическая энергия, которая наряду с газом, продуктами нефте- и углепереработки, горячей водой и паром является основой формирования в энергобалансе предприятий. Общая величина электропотребления складывается не только из расходов электроэнергии на основные и вспомогательные технологические процессы, но включает также расходы на общепроизводственные цели, на освещение, отопление, вентиляцию, хозяйственно-бытовые нужды и потери при передачи и распределении энергии. Кроме того, системы электроснабжения промышленных предприятий часто обеспечивают отпуск электроэнергии сторонним потребителям в районе своего размещения. Таким образом, на базе промышленных предприятий формируются крупные нагрузочные узлы, максимальная нагрузка которых может достигать нескольких сотен мегаватт, а основным источником их электроснабжения, как правило являются системообразующие и распределительные линии электропередач и подстанции электроэнергетических систем (ЭЭС).
Системы электроснабжения представляют собой сложный комплекс сооружений и оборудования, требующий значительных затрат средств как капитальных, при их создании, так и текущих, при их эксплуатации и обслуживании. Так, в структуре основного капитала предприятий доля стоимости основных фондов систем электроснабжения, включающая электрооборудование потребляющих установок, для наиболее электроёмких производств может достигать 25-30%. А энергетическая составляющая себестоимости продукции, включающая стоимость покупной электроэнергии, эксплуатационные затраты на ремонт и обслуживание электроустановок, может составлять 50-60% и более (например, при производстве алюминия). Таким образом, системы электроснабжения оказывают существенное влияние на экономику предприятий, а их рациональное построение и эксплуатация, использование энергосберегающих технологий являются необходимым условием повышения конкурентоспособности производимой продукции. Именно с таких позиций следует рассматривать сегодня вопросы проектирования и эксплуатации этих систем.
Проектирование систем электроснабжения в современных экономических условиях, характеризующихся многообразием форм собственности, свободой выбора целей и средств их достижения хозяйствующими субъектами, должно выполняться на основе принципов и методов, адекватных этим условиям. В настоящее время происходит переход к новым для России, но широко и успешно используемым в развитых странах, формам организации и технологиям проектирования, основанным на концепциях и методологии «Управления проектами» и «Инвестиционного проектирования».
До принятия решения об осуществлении проекта необходимо рассмотреть его различные аспекты на протяжении всего периода жизненного цикла. Для этого проводятся прединвестиционные исследования, включающие следующие виды проектного анализа: технический, коммерческий, финансовый, экономический, организационный, социальный и экологический. Основной целью такого анализа является оценка жизнеспособности проекта на основе предварительного определения его коммерческой и экономической эффективности и финансовой реализуемости.
В настоящей работе крупное промышленное предприятие рассматривает возможность существенного увеличения производства. Предварительный маркетинговый анализ определяет благоприятные перспективы для производства и сбыта продукции предприятия как на внутреннем, так и на внешнем рынках. Однако увеличение объёмов производства и продаж требует повышения конкурентоспособности продукции. Для этого предполагаются ликвидация некоторых устаревших производств, частичная реконструкция действующих мощностей и существенное расширение предприятия путём строительства трёх новых корпусов, оснащённых более совершенной технологией и оборудованием. Принято решение об организации разработки проекта расширения и реконструкции предприятия. Так как продукция предприятия имеет высокую электроёмкость, то в рамках проекта выдвигается подпроект расширения и реконструкции системы электроснабжения, охватывающий все внутренние сети и электроустановки предприятия. Что касается схемы внешнего электроснабжения, то ситуация здесь характеризуется следующим образом. Питание предприятия осуществляется по линиям 110 и 35 кВ от сетей и подстанций энергосистемы. К настоящему времени питающие линии, находящиеся в эксплуатации более 30 лет, имеют высокую степень износа, а часть линий 35кВ, выполненных на деревянных опорах, подлежат демонтажу. Кроме того, с шин 10 кВ подстанций предприятия осуществляется электроснабжение потребителей прилегающего района. В связи с расширением предприятия ожидаются развитие социально-бытовой сферы и рост нагрузок мелких промышленных, сельскохозяйственных и коммунально-бытовых потребителей района расположения предприятия. Для обеспечения надежного электроснабжения и перспективного уровня собственного электропотребления предприятия и сторонних потребителей, предполагается строительство новых ЛЭП и главной понижающей подстанции (ГПП).
1 Описательная часть
Область применения технико-экономических расчетов в энергетике очень широка. Они связаны как с проведением проблемных энергоэкономических исследований и разработкой стратегии развития энергетики, так и с решением частных энергетических задач.
К крупным, глобальным проблемам в энергетике нужно отнести следующие: определение перспектив развития всего топливно-энергетического комплекса страны; выявления эффективных направлений развития энергетических систем (электроэнергетической, системы газо -, нефте -углеснабжения, ядерной энергетике); прогнозирование энергетических и экономических показателей развития; установление оптимального уровня концентрации, централизации и комбинирования в энергетике. Решение таких проблем предполагает учет перспективы развития на 10-15 лет вперед.
Кроме того, существует много более узких, частных, конкретных технико-экономических задач, относящихся к нижнему иерархическому уровню управления энергетикой. Эти задачи решаются, как правило, в проектных, научно-исследовательских организациях энергетического и отраслевого профиля и даже на уровне предприятия. К ним могут быть отнесены: обоснование перспективных схем энергоснабжения района; выбор вариантов развития энергетического объекта; выбор рациональных энергоносителей для различных процессов во всех отраслях народного хозяйства; обоснование эффективности, создания и внедрения новых технологий с учетом разных требований к энергетике; определение оптимальных потерь и экономической плотности тока в электропередачах; решение вопросов реконструкции и модернизации оборудования; обоснование мероприятий по экономии теплоты, электроэнергии и топлива, а также уровня использования вторичных энергоресурсов; сопоставление многообразных вариантов различных
технических решений; обоснование оптимальных сроков службы основных фондов; выбор вида топлива и др.
Все виды технико-экономических задач в энергетике можно распределить на два уровня: системные и децентрализованные, связанные с обоснованием конкретных решений.
Важной особенностью технико-экономических расчетов в энергетике является наличие количественной и качественной взаимосвязи между задачами различного уровня. Необходимость такой взаимосвязи вытекает из того, что энергетика - это комплекс взаимосвязанных систем, состоящих из энергетических объектов, объединенных для обеспечения народного хозяйства всеми видами энергии. Изменение в каком-либо одном элементе энергетического хозяйства вызывают изменения во всем комплексе. Поэтому энергетика должна изучаться с позиции комплексного метода исследований.
В энергетике невозможно изолированно решать технико-экономические вопросы. Наличие системных связей, широкой взаимозаменяемости между всеми видами энергии, неразрывность процессов производства энергии и ее потребления ведет к необходимости согласовывать децентрализованные и централизованные решения. Это выражается в решении любой частной задачи на основе комплексно-энергетического метода, в приведении вариантов к равному энергетическому эффекту.
Комплексно-экономический метод при сравнение вариантов предполагает, что технико-экономические расчеты и анализ должны учитывать не только затраты собственно в энергетический объект, но и все смежные затраты, которые несёт народное хозяйство при осуществлении данного варианта.
Особенность этого метода заключается в технико-экономическом изучении каждого звена энергетического хозяйства во взаимосвязи с другими звеньями, т.е. всесторонне учитывается влияние принимаемых решений на всё энергетическое хозяйство.
Затраты по вариантам должны формироваться в соответствии со структурой энергетической цепи. Определение капитальных вложений и ежегодных издержек производства в сравниваемых вариантах должно проводиться исходя из сопоставимого уровня цен и равной достоверности исходных материалов. Варианты должны удовлетворять потребителей продукцией одинакового качества, объема, состава, места и времени её возникновения при равной степени её надежности и качества, удовлетворяющем требованиям ГОСТа. Эти принципы обеспечивают экономическую сопоставимость вариантов.
В общем виде приведение вариантов к одинаковому экономическому эффекту означает нахождение таких сочетаний проектных вариантов, которые обеспечивали бы достижение одинакового эффекта у потребителя.
В нашем случае технико-экономические расчеты позволяют выбрать наиболее экономичный вариант электроснабжения в результате сравнения двух технически приемлемых и дающих одинаковый энергетический эффект, вариантов по их важнейшим экономическим показателям: капитальным затратам и ежегодным издержкам производства. Варианты сравнивают по приведенным годовым затратам Зг
. Если сравниваемые варианты обеспечивают одинаковую надежность электроснабжения:
Зг
=Ен
*К+Иг
, (1) [1]
где Ен
- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К- Капиталовложения, тыс.руб.;
Иг
- ежегодные издержки производства, тыс.руб.
Наиболее экономичен из числа сравниваемых вариант с наименьшими годовыми затратами.
При сравнении двух вариантов наиболее экономичный из них можно определить путем сопоставления расчетного и нормативного сроков окупаемости капиталовложений.
Расчетный срок окупаемости:
Т=(К2
-К1
)/(И2
-И1
), (2) [1]
где К1
, К2
- капиталовложения по первому и второму вариантам, тыс.руб;
И1
,И2
- ежегодные издержки производства по первому и второму вариантам, тыс.руб.
Нормативный срок окупаемости:
Тн
=1/Ен
(3) [1]
Тн
=1/0,12=8,3 года
При Т=Тн
- варианты экономически равноценны, при Т<Тн
экономичнее второй вариант, при Т>Тн
экономичнее первый вариант.
Для выявления наиболее экономичного варианта капиталовложения с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям (стоимость ячейки РУ, подстанции, 1 км электрической линии и т.п.).
Капиталовложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяются как:
К= , (4) [1]
где  - суммарные капиталовложения на сооружение электрических линий, тыс.руб.;
 - суммарные капиталовложения на сооружение подстанций, тыс.руб.;
Кя
- суммарные капиталовложения на сооружение ячейки РУ в точке питания, тыс.руб.;
Кд
- дополнительные капиталовложения, тыс.руб.
Ежегодные издержки производства, представляющие собой сумму всех отчислений и расходов, связанных с эксплуатацией данной электроустановки, для каждого звена электрической сети:
Иг
=Иа
+Иэ
+Ип
, (5) [1]
где Иа
- амортизационные отчисления на восстановление (реновацию) и капитальный ремонт оборудования, тыс.руб.;
Иэ
- расходы на эксплуатацию, включающие заработную плату, общесетевые расходы и расходы на текущий ремонт, тыс.руб.;
Ип
- стоимость потерянной электроэнергии, тыс.руб.
Иа
=(Ра%
/100)*К, (6) [1]
где Ра%
- норма амортизационных отчислений, %
Иэ
= , (7) [1]
где  - годовые расходы на обслуживание одной условной единицы, руб/у.е.;
nу.е.
- число условных единиц, которыми оценивается данный элемент электроустановки, у.е.
=35 руб/у.е.- по /1, 329/
Ежегодные издержки на покрытие потерь электроэнергии в звеньях электрической сети:
а) в электрической линии
Ипл
= , (8) [1]
где Smax
- максимальная мощность линии, кВА;
Uн
- номинальное напряжение расчетного звена электрической сети, кВ;
rо
- удельное активное сопротивление электрической сети, Ом/км;
l- длина электрической линии, км;
 - время максимальных потерь, ч/год;
Цл
- удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии, коп/кВт*ч.
б) в трансформаторе
Ипт
= , (9) [1]
где Smax
- максимальная мощность трансформатора, кВА;
 - потери короткого замыкания, кВт;
 - потери холостого хода, кВт;
Sнт
- номинальная мощность трансформатора, кВА;
- время максимальных потерь, ч/год;
t- число часов работы трансформатора за год, ч;
Цт
- удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии в линии, коп/кВт*ч.
t=8760 ч
Если приведенные годовые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чем на 5%, то принимается к исполнению вариант, имеющий преимущества технического характера.
Превышение годовых затрат по второму варианту:
 Зг2
=Зг2
-Зг1
(10)[1]
в процентах к затратам по первому варианту:
 Зг2
=Зг2
*100/ Зг1
(11)[1]
2 Расчётная часть
2.1 Технико-экономический расчёт вариантов
Выбирается для сравнения два варианта проектирования участка электроснабжения (рис. 1, 2),на странице 20-21.
Рассматривается два варианта выполнения подстанции:
а) вариант 1- с одним трансформатором типа ТМ-6300/35;
б) вариант 2- с двумя трансформаторами типа ТМ-2500/35.
В варианте 1 для обеспечения нормы надежности электроснабжения потребителей II и III категорий необходимо установить в КЛ-10 кВ четыре пункта автоматического секционирования, два пункта АВР.
В варианте 2 для обеспечения нормы надежности электроснабжения необходимо установить в КЛ-10 кВ два пункта автоматического секционирования и один пункт автоматического включения резерва (АВР).
Технико-экономические расчеты позволяют выбрать наиболее экономичный вариант электроснабжения в результате сравнения двух или большего числа технически приемлемых и дающих одинаковый энергетический эффект вариантов по их важнейшим показателям: капиталовложениям и ежегодным издержкам производства. Варианты сравнивают по приведенным годовым затратам Зг
, тыс, руб которые определяются по формуле:
если сравниваемые варианты обеспечивают одинаковую надежность электроснабжения:
 (1) [1]
где  – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимаемый в энергетике равным 0,12;
 – капитальные вложения, т. руб.;
 – ежегодные издержки производства, т. руб.;
Наиболее экономичен вариант с наименьшими приведенными годовыми затратами.
2.2 Определение капитальных вложений
Капиталовложения наиболее точно определяются по сметам, составленным по прейскурантам ценам на строительство объектов электроснабжения. Однако для выявления наиболее экономичного варианта капиталовложений с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям (стоимость ячейки распределительного устройства, подстанции, 1 км электрической линии и т.п.), что значительно упрощает расчеты. Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы в общем случае определяют по формуле:
 , (4) [1]
где  - суммарные капитальные вложения на сооружение электрических линий, т. руб.;
 - суммарные капитальные вложения на сооружение подстанций на 35 кВ, т. руб.;
 - суммарные капитальные вложения на сооружение подстанций на 10 кВ, т. руб.;
 - суммарные капитальные вложения на прокладку кабельных линий, т.руб.
2.2.1 Сооружение распределительного пункта 10/0,4 кВ
Для двух вариантов: стоимость двухтрансформаторной подстанции мощностью 400 кВА с кабельными вводами при наличии учета, защиты от токов КЗ и АВР,  = 6,69 тыс. руб, (принято по таблице № 28.4 [1] ).
2.2.2 Сооружение подстанции 35/10 кВ
1 вариант: стоимость однотрансформаторной подстанции с выключателями, мощностью 6300 кВА ,= 43,1 тыс.руб, (принято по таблице №28.5 [1] ).
2 вариант: cтоимость двухтрансформаторной подстанции с выключателями, мощностью по 2500 кВА ,= 84,7 тыс.руб, (принято по таблице №28.5 [1] ).
2.2.3 Сооружение ЛЭП и КЛ
Провода ЛЭП выбираем по экономической плотности тока.
Сечение провода Fэ, мм2
вычисляется по формуле:
 , (12)[4]
где Fэ
– экономическая площадь сечения проводов, мм2
;
Imax
– максимальный ток участка линии, А;
jэк
– экономическая плотность тока, А/мм2
jэк
=1,0 А/мм2
- по /2, 266/ при Тм
>5000 ч/год
Наибольший ток участка Imax, А вычисляется по формуле:
 , (13)[4]
где Smax
- максимальная мощность нагрузки (трансформатора), кВА;
Uн
– номинальное напряжение на высокой стороне, кВ;
n – количество линий в цепи.
Подставляя (12) в (13), получим формулу Fэ, мм2
:
 . (14)
Для 1-го варианта:
 мм2
.
Принимается провод марки АС-50/8.
Для 2-го варианта:
 мм2
.
Принимается провод марки АС-25/4,2.
Суммарные капитальные вложения на сооружение электрических линий , т. руб вычисляются по формуле:
∑Квл
= n·К0
·l, (15)[4]
где K0
= 1180 тыс. руб/км – укрупненные удельные показатели стоимости ВЛ;
l – длина линии, км;
n – количество линий в цепи;
∑Квл
= 2·1180·39=92040 тыс. руб.
КЛ выбираем по максимальному току и вычисляем по формуле:
 (13)[4]
 А.
Принимаем по таблице – 1 [1] марку кабеля ААБ - 3×150.
Окончательно принимается провод марки ААБ - 3×150 для прокладки в траншее
Для двух вариантов:
Суммарные капитальные вложения на прокладку кабельных линий, т.руб вычисляется по формуле:
∑Ккл
= n·К0
·l, (15) [4]
где K0
= 830 тыс. руб/км – укрупненные удельные показатели стоимости КЛ, прокладываемых в траншее;
l – длина КЛ, км;
n – количество кабельных линий;
∑Ккл
= 1·830·39=32370 тыс. руб.
Капитальные вложения в электрические сети при питании от энергосистемы вычисляются по формуле (4) [1]:
1-й вариант:
 92040 + 43,1 +6,69 + 32370=124459,79
тыс.руб.
2-й вариант:
 =92040 + 84,7 +6,69 + 32370=124501,39
тыс.руб.
Дополнительные капиталовложения КД
не учитываем, т.к. они примерно одинаковы для обоих вариантов.
2.3 Определение ежегодных эксплуатационных издержек производства
Ежегодные издержки производства, представляющие собой сумму всех отчислений и расходов, связанных с эксплуатацией данной электроустановки для каждого звена электрической сети  ,т.руб определяются по формуле:
 , (5) [1]
где  – амортизационные отчисления на восстановление (реновацию) и капитальный ремонт оборудования, т руб.;
– расходы на эксплуатацию, включающие заработную плату, общественные расходы и расходы на текущий ремонт, т руб.;
 – стоимость потерянной электроэнергии, т. руб.
2.3.1 Амортизационные отчисления
Амортизационные отчисления , т.руб определяются по формуле:
 , (6) [1]
где  - норма амортизационных отчислений, % определяется по таблице 28.6;
 ,
1-й вариант:  =8110,15 тыс.руб.
2-й вариант:  =8112,19 тыс.руб.
2.3.2 Расходы на эксплуатацию
Расходы на эксплуатацию Иэ ,т.руб определяются по формуле:
 , (7) [1]
где γ = 35 руб./у.е. – годовые расходы на обслуживание одной условной единицы;
 - число условных единиц, которыми оценивается данный элемент электрооборудования определяется по формуле:
 (16)[1]
1-й вариант:  = 2,6·39·1+1·19,3+1·6,4+7,4·39·2 = 704,3 у.е.
ИЭ
= 704,3·35 = 24650,5 тыс. руб.
2-й вариант: = 2,6·39·2+2·19,3+2·6,4+7,4·39·2 = 831,4 у.е.
ИЭ
= 831,4·35 = 29099 тыс. руб.
2.3.3 Стоимость потерь электроэнергии
Ежегодные издержи на покрытие потерь электроэнергии в звеньях электрической сети определяются:
потери в линии ИП.
ВЛ, т.руб
по формуле:
ИП.ВЛ.
=[(Smax
/Uн
)2
·r·τ·ЦВЛ
]·10-5
, (8) [1]
потери в трансформаторе:
 , (9) [1]
где  - потери мощности в меди трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;
 – максимальная мощность расчетного звена электрической сети, кВА;
– номинальная мощность трансформатора, кВА;
– время максимальных потерь, ч;
 – удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии соответственно меди и стали трансформаторов, коп/(кВт·ч);
 - потери мощности в стали трансформатора, кВт;
 – число часов работы трансформатора за год (при работе в течение всего года =8760 ч);
n – число работающих параллельно одинаковых трансформаторов.
Стоимость ЦД
1 кВт·ч потерянной электроэнергии в трансформаторах подстанции 35/10 кВ для района Дальнего Востока определяется по таблице 9 [1]
 . (17) [1]
Значение h принято при τ = 2000 ч.
ЦД.В.
=1,29+3100/2500=2,53 коп/(кВт·ч),
Потери мощности в трансформаторе 6300/35 определяется по таблице 16.1 [1]
∆РМ.Н.
= 46,5 кВт,
∆РС
= 13,5 кВт;
Потери мощности в трансформаторе 2500/35 определяется по таблице 16.1 [1]:
∆РМ.Н.
= 25 кВт,
∆РС
= 6,8 кВт.
Ежегодные издержи на покрытие потерь электроэнергии в звеньях электрической сети Ип. т. руб определяются по формуле:
 (9) [1]
1-й вариант:
ИП1
=[46,5∙(5100/6300)2
·2000·2,53+13,5·8760·2,53]·10-2
= 4533,9 тыс. руб.;
2-й вариант:
ИП2
=[0,5·25·(5100/2500)2
·2000·2,53+2·6,8·8760·2,53]·10-2
= 5646,35 тыс. руб.
Стоимость электроэнергии, потерянной в линиях, распределительного пункта не учитываем, так как они одинаковы для обоих вариантов.
Годовые издержки:
1-й вариант: ИГ1
=ИА1
+ИЭ1
+ИП1
= 8110,15 +24650,5 + 4533,9 =37294,55 тыс. руб.;
2-й вариант: ИГ2
=ИА2
+ИЭ2
+ИП2
= 8112,19 +29099 +5646,35 =42857,54 тыс. руб.
2.4 Выбор эффективного варианта
Приведенные годовые затраты Зг т.руб
определяются по формуле:
(1) [1]
1-й вариант: Зг1
=0,12·124459,79+37294,55 =52229,72тыс. руб;
2-й вариант: Зг2
=0,12·124501,39+42857,54 =57797,71тыс. руб.
Превышение годовых затрат по варианту 2 ∆Зг2
т.руб определяются по формуле:
∆Зг2
= Зг2
- Зг1
, (10)[1]
∆ЗГ2
=57797,71–52229,72=5567,99тыс. руб.
В процентах к затратам по второму варианту ∆Зг1
% определяются по формуле:
∆Зг2
%=(∆Зг2
/Зг1
)·100%, (11)[1]
∆Зг2
%=(5567,99/52229,72)·100% =10,6 %
Если приведённые годовые затраты по сравниваемым вариантам отличаются не более чем на 10-15%,то принимают вариант, имеющий преимущества технического характера. В нашем примере им является второй вариант, имеющий следующие преимущества: при повреждении или ремонте (ревизии) одного из трансформаторов остаётся в работе другой; можно отключить один из трансформаторов при снижении нагрузки и тем самым уменьшить потери электроэнергии; более удобна замена при необходимости на трансформаторы большей мощности.
Учитывая эти преимущества, принимаем к исполнению второй вариант.
Заключение
Особое значение задача повышения эффективности производства приобретает в современных условиях, когда одной из важнейших задач является обеспечение всемерного роста эффективности производства, усиление режима экономии.
Повышение экономической эффективности производства имеет целью обеспечить более рациональное использование основных фондов и оборотных средств, повышение объёма и качества выпускаемой продукции, снижение её себестоимости, рост производительности труда, облегчении и оздоровление условий труда.
Современные крупные и средние промышленные предприятия потребляют большое количество энергии в её различных формах. Для многих электроёмких производств в структуре используемых энергоносителей доминирующую роль играет электрическая энергия, которая наряду с газом, продуктами нефте- и углепереработки, горячей водой и паром является основой формирования в энергобалансе предприятий
Задача повышения эффективности энергетического производства в силу его высокой капиталоёмкости, больших масштабов и высоких темпов развития является одной из важнейших в хозяйстве страны.
Целесообразность внедрения в производство нового технического решения или мероприятий по его совершенствованию в каждом случае должна проверяться с точки зрения экономической эффективности. Расчеты по определению экономической эффективности капитальных вложений и внедрению новой, более совершенной техники должны проводиться на всех стадиях и этапах планирования развития отраслей народного хозяйства, а также при проектировании конкретных предприятий. При планировании и проектировании задачей сопоставительных расчётов является выявление оптимального варианта, обеспечивающего достижение максимальной эффективности капитальных затрат.
Для этого проводятся прединвестиционные исследования, включающие следующие виды проектного анализа: технический, коммерческий, финансовый, экономический, организационный, социальный и экологический. Основной целью такого анализа является оценка жизнеспособности проекта на основе предварительного определения его коммерческой и экономической эффективности и финансовой реализуемости.
На основе расчёта показателей сравнительной эффективности капиталовложений выбирается наилучший из сравниваемых вариант проектируемого объекта и рассчитывается ожидаемый экономический эффект от его внедрения. Вторым этапом определяются показатели хозрасчётной эффективности производства и общей эффективности капиталовложений. На основе их анализа делается вывод. Удовлетворяет ли выбранный вариант условиям минимально допустимой хозрасчётной эффективности производства и общей окупаемости капиталовложений в проектируемый объект.
Для оценки сравнительной экономической эффективности проектных решений и новой техники следует использовать комплекс стоимостных технико–экономических показателей, важнейшими из которых являются капиталовложения и эксплуатационные расходы (годовые издержки производства), себестоимость.
Одной из важнейших предпосылок объективности результатов сопоставительных технико-экономических расчетов является обеспечение условий экономической и технической (энергетической) сопоставимости сравниваемых вариантов.
В данной работе произведено технико-экономическое сравнение двух вариантов схемы внешнего электроснабжения напряжением на стороне ВН 110 и 220кВ. Был произведён выбор основных элементов схемы:
· проводов ЛЭП, которые были проверены на допустимость токовой нагрузки по нагреву и по условиям короны;
· трансформаторов ГПП, удовлетворяющих нормальному режиму работы и условиям допустимости перегрузки в аварийном режиме.
При сравнении вариантов схем электроснабжения с разными напряжениями существенное влияние на выбор схемы оказывает стоимость потерянной энергии в ее элементах.
Общая величина потерь энергии складывается из потерь в ЛЭП и трансформаторах. Для оценки уровня потерь был рассчитан коэффициент потерь, отражающий долю (процент) потерянной энергии от передаваемой.
Произведён расчет капиталовложений в ЛЭП и подстанцию на основе укрупнённых показателей стоимости строительства для элементов электрических цепей с учётом поправочных коэффициентов.
Для каждого варианта схемы рассчитаны ежегодные текущие издержки.
Приложения
Приложение А
Рисунок 1- Схема участка электроснабжения для варианта 1
Приложение Б
Рисунок 2- Схема участка электроснабжения для варианта 2
Список использованных источников
1. Каганов И.Л. Курсовое и дипломное проектирование. – М.: Колос, 1989.-349 с.
2 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989
3. Экономика создания и освоения новой техники. – М.: Высшая школа, 1998.-341 с.
4. Электротехнический справочник: В 3 т./ Под ред. В.Т. Герасимова, И.К. Орлова. – М.: Высшая школа, 1989.
5. Методические указания для выполнения курсовой работы
|
