Определение экономической эффективности инвестиционного проекта строительства КЭС

 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЯ

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального образования

АМУРСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ

(ГОУ ВПО «АмГУ») 

Кафедра  Энергетики 
 
 
 
 
 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

На тему: Определение экономической эффективности  инвестиционного проекта строительства КЭС

по дисциплине Экономика энергетики 
 

Исполнитель

Студент 442 группы _____________________________________ А. В. Бородин 
 

Руководитель           ______________________________________Г.В. Судаков 
 

Нормоконтроль       ______________________________________ М.А. Широкий  

  

Благовещенск  2008

 

     РЕФЕРАТ 
 

    Работа  29 с., 4 рисунков, 15 таблиц, 7 источников. 

    Инвестиционный  проект, капиталовложения, прибыль, налоги, чистый дисконтированный доход, срок окупаемости. 

    Оценка  экономической эффективности инвестиционного  проекта позволяет предоставить инвесторам информацию о целесообразности вложений в данный проект. Для оценки существуют различные показатели, которые рассматриваются в данной работе: простая норма прибыли, чистый дисконтированный доход, простой срок окупаемости и т.п. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

СОДЕРЖАНИЕ 
 

 

     ВВЕДЕНИЕ 
 

     Оценка  экономической эффективности является неотъемлемой частью любого проекта. В  курсовой работе оцениваем проект вновь строящейся КЭС с усетом собственных нужд станции (трансформаторы собственных нужд, ОРУ и т.д.) Для этого найдем капиталовложения, издержки, амортизационные отчисления,  рассчитаем количество служащих и их заработную плату. Рассчитаем себестоимость электроэнергии, вырабатываемой КЭС, проведем оценку экономической эффективности.

    В данной курсовой работе все тарифы приняты условно, в связи с тем, что открытой информацией являются тарифы розничного рынка, а оптовые – на основании двусторонних договоров являются закрытой информацией. Поэтому невозможно посчитать какая часть себестоимости электроэнергии приходится на электрическую часть станции. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  1 ВЫБОР ГЛАВНОЙ И СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ КЭС 
 

    Главная схема электрических соединений электростанции – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре присоединениями.

    Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части станции, так как он определяет полный состав элементов и связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем вторичных соединений, монтажных схем и т.д.

    На  чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при отключенном  положении всех элементов установки. В некоторых случаях допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.

    Структурная схема станции с учётом количества линий и генераторов по казана на рисунке 1.

 

Рисунок 1 - Структурная схема КЭС 

    Число автотрансформаторов связи определяется схемой прилегающего района энергосистемы. При наличии дополнительных связей между линиями высшего и среднего в энергосистеме на электростанции может быть установлен один автотрансформатор, а в некоторых случаях возможен отказ от установки автотрансформатора связи. При таком решении упрощается конструкция РУ и уменьшаются токи КЗ на шинах ВН и СН. Если связи между линиями высшего и среднего напряжения в прилегающем районе энергосистемы нет, то устанавливаются два автотрансформатора.

    В данной курсовой работе неизвестно существует ли связь между линиями ВН и СН, поэтому для того, чтобы обеспечить надёжное энергоснабжение нагрузки на стороне СН (по заданию) устанавливаем два автотрансформатора. При этом только один автотрансформатор находится в работе в нормальном режиме, а второй находится в резерве и может быть включён вместо первого или дополнительно в аварийном режиме.

    При напряжении 35 кВ отключение линии будет  отключение линии будет непродолжительным, так как длительность ремонта выключателей невелика. В этот период используется резерв по сети, чтобы обеспечить питание потребителей. При напряжениях 110 кВ и выше длительность ремонта выключателей, особенно воздушных возрастает и становится недопустимым отключение цепи на всё время ремонта, поэтому одиночная секционированная система шин применяется только для РУ 35 кВ.

    Одним из важных требований к схемам на стороне  высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований  выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема одной секционированной и обходной системы шин. Для РУСН применяем данную схему.

    В блоках между генератором и двухобмоточным трансформатором, как правило должен устанавливаться генераторный выключатель, наличие которого упрощает операции по включению и отключению блока, а также уменьшает количество оперативных переключений в РУ 110 – 750 кВ, что особенно важно в схемах 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. 
 
 

  Рисунок 2 – Схема электрических соединений КЭС 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

       2 РАСЧЕТ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ОБЪЕКТЫ 
 

2.1 Капиталовложения и издержки

     Совокупные  материальные, трудовые и финансовые ресурсы, необходимые для создания и расширения предприятия, его реконструкции и технического перевооружения, называют капиталовложениями.

    Капиталовложения  суммарные для станции (ОРУ и  трансформаторы, а также постоянная часть затрат): 

      ,                                                                (1) 

где

 – капиталовложения в электрооборудование; тыс. руб.;

 – постоянные затраты на  строительство станции; тыс. руб.;

 – укрупненные показатели  стоимости ОРУ; тыс. руб.;

 – районный коэффициент;

 – коэффициент переоценки;

 – коэффициент инфляции.

    Также необходимо учесть зональный повышающий коэффициент на базовую стоимость электросетевых объектов. Для подстанций и ОРУ на Дальнем Востоке он равен = 1,3.

    Определяем  коэффициент пересчёта с 1989г. на 1991г.

    Стоимость трансформатора ТДЦ-125000/110/13,8 в: 1989г. составляла 140 тыс.руб., 1991г. – 440 тыс.руб. Коэффициент пересчёта: 440 / 140 = 3,14.

    Коэффициент пересчёта с 1991г. на 2008г. составляет 85.

    Расчёт  капитальных вложений сведём в таблицу 1. 
 
 
 

Таблица 1 – Расчёт капитальных вложений в станцию

 

    Постоянная  часть затрат по ПС учитывает стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройства собственных нужд подстанции, аккумуляторной батареи, компрессорной, внутриплощадочной и подъездных дорог, средств связи и телемеханики, водоснабжения и канализации, наружного освещения, ограды и прочих общеподстанционных элементов. 

Таблица 2 – Постоянная часть затрат

 

    Площадь отвода земли под ОРУ не учитываем, т.к. эта площадь входит в площадь электрической станции.

    Капиталовложения суммарные для станции: 

     тыс.руб.₁₉₉₁,      (5) 

      тыс.руб.₂₀₀₈.     (6) 
 

    Издержки:

    Амортизационные отчисления (Иам): 

     ,          (7) 

где - коэффициент, зависящий от срока службы (Тсл), при Тсл = 20 лет, ; 

      тыс.руб.₂₀₀₈/год.     (8) 

    Эксплуатационные  издержки включают в себя отчисления на ремонт и обслуживание:

    Ежегодные нормы отчислений на капитальный и текущий ремонт для силового электрооборудования составляет 1,21 %, а на техническое обслуживание и текущий ремонт – 2,49 %; всего – 3,7 %.

    Издержки  на ремонт и обслуживание: 

      тыс.руб.₂₀₀₈,   (9)

      тыс.руб.₂₀₀₈,           (10)

      тыс.руб.₂₀₀₈.           (11) 

    Издержки  на технологический расход электроэнергии на передачу:

    Потери  активной мощности в трансформаторах определяем по следующей формуле:

     ,                 (12) 

где Тmax – число часов использования наибольшей нагрузки (число часов работы станции с максимальной нагрузкой в году, принимаем 7000 ч).

    Тариф на технологический расход электроэнергии на передачу составляет: С₀ = 253,216 руб./МВт ч₂₀₀₇.

    Издержки  на потери: 

     .                  (13) 

Таблица 3 – Расчёт потерь активной мощности в трансформаторах и издержек

 

Таблица 4 – Строительство по годам

    Срок  строительства принимаем 5 лет.

    Т.е. инвестируется в станцию каждый год 0,2 от суммарных капиталовложений.

    Учитываем, что первый блок пускается после  окончания второго года строительства  и начинает выдавать электроэнергию в сеть.

     - инвестиции в год.

    2.2 Стоимость проекта станции (распредустройств)

    Сведём  в таблицу 5 определение  цен на проектную документацию 
 

Таблица 5 – Определения цен на проектную документацию

    Определяем  капиталовложения в станцию, с пересчётом на 2001 г. 

      тыс.руб.₂₀₀₁.                (14) 

    Цена  на проектную документацию определяется по следующей формуле: 

     ,                 (15) 

где и - коэффициенты, равные соответственно 1 и 4,91,