Архив2 / курсач docx283 / Ekonomika_Zhigmitov

ЭКОНОМИКА, ОРГАНИЗАЦИЯ И УПРАВЛЕНИЕ СИСТЕМОЙ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ. МЕНЕДЖМЕНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА.

Общая характеристика деятельности предприятия.

Центральные электрические сети (ЦЭС) ОАО «Бурятэнерго» являются структурной единицей ОАО «Бурятэнерго», действующей на основании Устава открытого акционерного общества.

Основной целью подразделения является получение прибыли. Основными видами деятельности являются: передача, распределение электрической энергии и производство.

Центральные электрические сети по своей структуре охватывают Баунтовский, Хоринский, Еравнинский, Кижингинский РЭСы (районы электрических сетей) службы средств диспетчерского и технологического управления, механизации и транспорта, производственного технического отдела, отдела реализации и сбыта электрической энергии, планового - экономического отдела, бухгалтерию, службы материально-технического снабжения, высоковольтную службу.

По территориальной принадлежности подразделений располагается в четырех административных районах: Баунтовском, Хоринском, Еравнинском и Кижингинском.

Краткое описание проекта.

В проекте приведено теоретическое обоснование реконструкции сети низкого напряжения части населённого пункта, распределительной сети 10 кВ по зоне действия подстанции 110/10 кВ «Хиагда». Подстанция является двухтрансформаторной.

После расчёта нагрузок сети 0.4 кВ и 10 кВ и определения потерь напряжения и электроэнергии предлагается заменить сечения проводов, что даёт возможность уменьшить существующие потери электроэнергии и напряжения, и как следствие, улучшение работы электроприёмников как высоковольтных так и низковольтных, а также сокращение затрат на компенсацию потерь.

Виды и объёмы работ в рамках проекта.

Правильная организация строительно - монтажных работ предусматривает применение передовых методов в строительстве энергетических объектов:

сборные конструкции, однотипных блоков и средств комплексной механизации, а также организацию труда при ведении строительно-монтажных работ.

Необходимо определить перечень работ, их последовательность и продолжительность. Все данные по строительству занесены в таблицу 7.1.

Таблица 8.1.

Характеристика строительно-монтажных работ

Наименование оборудования	Продолжительность работ	Количество занятых	Трудоёмкость
	час.	чел.	чел*час
1. Покупка электрооборудования и материалов	24	4	96
2. Определение местоположения подстанции согласно проекта	6	2	12
3. Разметка трасс ВЛ	13	3	39
4. Подготовка и проведение ознакомительных работ	4	4	16

5. Демонтаж проводов ВЛ	12	10	120
6. Скатка проводов	5	4	20
7. Доставка проводов	4	4	16
8. Размотка проводов	8	4	32
9. Подъем проводов на опоры	5	10	50
10. Регулирование проводов	2	5	10
11. Монтаж проводов	5	10	50
12. Подключение ВЛ к подстанции	3	3	9
13. Испытание оборудования под нагрузкой	7	8	56
14. Выявление дефектов	2	3	6
15. Исправление дефектов	4	4	16
16. Сдача сети в эксплуатацию	2	3	6

Определение общей суммы капитальных вложений в проект.

Согласно выбранной схеме электроснабжения (двухтрансформаторная подстанция на короткозамыкателях и отделителях) и перечня необходимого подстанционного оборудования рассчитывается суммарная величина капитальных вложений в проект.

Общая величина капитальных вложений в проект определяется суммированием сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ и прочих затрат:

, (8.1.)

где K_обор – сметная стоимость оборудования, тыс.руб.;

K_СМР – стоимость строительно-монтажных работ по проекту, тыс.руб.;

K_пр – прочие затраты, тыс.руб.

По ценам заводов изготовителей, взятых из Интернета, и весовым коэффициентам /14, табл.2.3/ определяем общую величину капитальных вложений.

Капитальные вложения в трансформаторные подстанции по формуле (8.1.):

тыс.руб.

Капитальные затраты на сооружение воздушных линий 10 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками по формуле (8.1.):

тыс.руб.

Капитальные затраты на сооружение воздушных линий 0.4 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками по формуле (8.1.):

тыс.руб

Для удобства дальнейших расчётов составим смету капитальных вложений в проект, согласно произведённым выше расчётам. Результаты представлены в таблице (8.2.).

Таблица 8.2.

Количество и сметная стоимость выбранного оборудования

Наименование оборудования	Единица измерения	Количес-тво	Сметная стоимость, тыс. руб.			Общая сметная стоимость, тыс. руб.
			обору-дования	СМР	прочих затрат

1. Трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ	шт	1,00	180,0	200,0	20	1200
2. Замена проводов ВЛ 10 кВ	км	19,00	6162,5	507,5	580	7250
3. Воздушная линия напряжением 0,4 кВ	км.	4,63	3740,0	308,0	352	4400
Итого:							12850

Источник финансирования.

Реконструкция сетей электроснабжения по зоне действия ПС-110/10 кВ «Хиагда» предполагается за счет финансирования из средств ОАО «Хиагда».

Расчёт годовых эксплуатационных затрат.

В дипломном проекте смета годовых эксплуатационных расходов рассчитывается по упрощенной форме.

Отчисления на социальные нужды в 2011г. берутся в размере 26,5 % от фонда заработной платы (18% -Пенсионный фонд; 4,5% – Фонд обязательного медицинского страхования; 4,0% – Фонд социального страхования).

Затраты на эксплуатационные материалы рекомендуется брать в размере 1,5 % балансовой стоимости электрооборудования.

Затраты на текущий ремонт рекомендуется брать в размере 3 % от балансовой стоимости электрооборудования.

Все расчёты представлены в таблице 8.3.

Таблица 8.3.

Смета эксплуатационных расходов.

Статьи затрат	Затраты
	тыс.руб.	в % к итогу
1. Заработная плата эксплуатационных и ремонтных рабочих	186,50	9,07
2. Отчисления на социальные нужды	49,42	2,40
3. Эксплуатационные материалы	192,75	9,37
4. Текущий ремонт	385,50	18,75
5. Амортизационные отчисления	1028,00	50,00
6. Прочие	214,00	10,41
Итого:	2056,17	100,00

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от многих факторов:

• цен на строительство электрических линий и удельных показателей подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления);

• пропускной способности сетей, зависящей от напряжения, дальности передач, сечения проводов и других факторов;

• структуры электрических сетей (по напряжению и протяженности) – чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость;

• себестоимости (или тарифов) энергии, поступающей в сети;

• режимов энергопотребления абонентов, присоединенных к данной сети.

Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, руб/кВтч, можно определить по формуле:

, (8.2.)

где И_пер – суммарные издержки, связанные с передачей и распределением электроэнергии, руб/год;

Р_м – максимальная нагрузка, кВт;

Т_м – число часов использования максимальной нагрузки, ч/год;

Э_аб – количество энергии, поступившей к абонентам, кВтч.

Суммарные ежегодные издержки на передачу и распределение складываются из издержек по линиям И_лэп и подстанциям И_пс .

, (8.3.)

Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек:

, (8.4.)

где И_экс –суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, руб/год;

И_пот – суммарная стоимость потерь в сетях системы, руб/год.

На предпроектной стадии расчет затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание может определяться по укрупненным показателям:

, (8.5.)

где И_ам – ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), руб/год;

И_об.рем – издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущий), руб/год.

, (8.6.)

где _ам – нормы отчислений на амортизацию (реновацию), % /год /14, стр.14/.

По формуле (8.6.):

тыс.руб.

По формуле (8.5.):

тыс.руб.

Суммарная стоимость потерь электроэнергии в сетях:

, (8.7.)

где С_п – стоимость 1 кВт*ч потерь, руб.;

- суммарные потери в линиях электропередачи, кВт*ч/год;

- суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, кВт*ч/год.

По формуле (8.7.):

тыс.руб.

По формуле (8.4.):

тыс.руб.

Полная себестоимость передачи электроэнергии по (8.2.):

руб/кВт*ч.

Расчёт экономического эффекта от реализации проекта.

В виде таблицы 8.4. дадим обоснование получаемого экономического эффекта с дополнительными аналитическими выкладками.

Таблица 8.4.

Экономический эффект от реализации проекта

Показатели эффективности	Показатели
	натуральные	в денежном выражении
1. Снижение потерь электроэнергии в сетях	76031,9 кВт*ч	149163,7 руб.
2. Сокращение расходов на ремонт	6%	801000,0 руб.
3. Повышение надёжности электроснабжения потребителей	Снижение штрафных санкций	115000,0 руб.
Годовой экономический эффект:		1055163,7 руб.

Основные критерии эффективности инвестиционного проекта.

Простой метод оценки эффективности инвестиций.

Данный метод широко распространен и применяется в основном для быстрой оценки проекта на предварительной стадии разработки в силу своей простоты и иллюстративности. Но он не учитывает всю продолжительность срока жизни проекта, а также неравномерность денежных потоков, возникающих в разные моменты времени.

Простоя норма прибыли или простая норма рентабельности определяется по характерному году расчетного перехода, когда достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат инвестиционного капитала. Простая норма прибыли:

, (8.8.)

где К – суммарная величина капиталовложений, тыс.руб.;

Э_ээф – годовой экономический эффект, тыс.руб.

По формуле (8.8.):

о.е.

Т.е. ПНП=8 %.

При равномерном поступлении дохода срок окупаемости определяется следующим образом:

, (8.9.)

По формуле (8.9.):

лет.

Простой срок окупаемости представляет собой период времени, в течение которого сумма чистых доходов покрывает инвестиции.

Интегральные критерии оценки экономической эффективности инвестиций.

Для ориентировочной оценки целесообразности вложения средств в совершенствование электроснабжения потребителя необходимо условно принять, что энергетическая служба имеет внутреннюю хозяйственную самостоятельность, компенсируя свои расходы доходами, обеспечивает прибыль и рентабельность продукции при электроснабжении. Поэтому, в качестве выручки от реализации продукции следует принимать эффект от реконструкции в стоимостном выражении (стоимость снижения потерь, увеличения объема передачи электроэнергии, снижения затрат на производство продукции, улучшения надежности и т.д.).

Исходные данные для финансово-экономической оценки:

1. Темп инфляции _н, 1/год;

2. Норма амортизации на реновацию _р, 1/год;

3. Средняя номинальная норма дисконтирования Е^н_ср, 1/год;

4. Капиталовложения в постоянных ценах из собственных (акционерных) средств К^р_аt , млн. руб.;

5. Годовой экономический эффект Э_Г, млн/год.

Расчетные показатели:

• Средняя реальная норма дисконтирования, 1/год:

Е^р_ср=(Е^н_ср-_н)/(1+_н ), (8.10.)

• Коэффициент дисконтирования, о.е.:

d^р_t = (1+ Е^р_ср)^-t, (8.11.)

• Капиталовложения в текущих ценах из собственных (акционерных) средств, млн. руб.:

К^н_аt = К^р_аt / (1+_н )^t, (8.12.)

• Экономический эффект в текущих ценах, млн.руб.:

Э^н_t = Э^р_t * (1+_н)^t, (8.13.)

• Годовые амортизационные отчисления на реновацию, млн. руб./год:

, (8.14.)

• Начисленная амортизация в текущих ценах нарастающим итогом, млн. руб./год:

И^н_амt = (t – 1) И^н_амt, (8.15.)

• Ликвидационная стоимость, млн. руб./год:

, (8.16.)

• Поток платежей млн. руб.:

, (8.17.)

• Чистый дисконтированный доход, млн.руб.:

Э^д_н =  Э^н_t d^н_t, (8.18.)

По формулам (7.10. – 7.18.) произведём расчёт показателей финансово-экономической эффективности проекта. За расчётный период возьмём промежуток времени продолжительностью двадцать лет, т.е. установленный срок службы элементов электрической системы. Результаты расчёта представим в виде таблицы (8.4.).

Анализ риска.

Расчёты показали, что после реконструкции сети значительно снизились потери электроэнергии. Поэтому средства, вложенные в линию, достаточно быстро оправдаются себя, т.е вложения в линию представляют малый риск.

Вывод о целесообразности внедрения проекта.

Результаты проделанной работы, прежде всего, важны для ОАО «Хиагда», т.к. позволяют заранее рассчитать и запланировать затраты на перевооружение, как самой подстанции, так и всей системы электроснабжения в целом. Срок окупаемости данного проекта составляет около 8 лет. Чистый дисконтированный доход представлен в виде рисунка 8.1.

Рисунок 8.1.