Проектирование электроснабжения базовой станции спутниковой связи с помощью солнечных панелей

суммарные затраты на текущий ремонт, млн. тг.

Амортизация основных производственных фондов:

(5.4)

где обслуживание оборудования подстанции, тг.

Стоимость обслуживания оборудования:

(5.5)

где капиталовложения для оборудования подстанции, млн. тг,

издержки на обслуживание оборудования подстанции,

Тогда амортизация основных производственных фондов составит:

(5.6)

Суммарные затраты на текущий ремонт:

(5.7)

Общепроизводственные расходы на подстанции составят:

(5.8)

Расчет инвестиций в данный проект.

(5.9)

5.4 Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Инвестиции и издержки в расширение подстанции были рассчитаны выше. Все показатели приведены в таблице 6.5.

Таблица 5.4 - Технико-экономические показатели проектируемой ПС

Полная себестоимость электроэнергии определяется по формуле:

U = U_ст + U_пр. тыс.тенге/год (5.10)

где U_ст - годовые издержки энергосистемы по производству;; U_пр - внепроизводственные затраты.

Годовые издержки U_ст определяются как:

U_ст._= ( U_з.п.+ U_а + U_т.р + U_общ+U_т) тыс.тенге/год (5.11)

U_з.п. - заработная плата; U_а - амортизация основных фондов; U_т.р. - текущий ремонт; U_общ - общестанционные нужды. U_т - расход топлива

Издержки заработной платы и текущего ремонта были подсчитаны в предыдущем пункте , но нужно к ним добавить издержки на зарплату ежедневно работающего персонала. Работает 1 рабочии заработная плата которого составляет 44тыс тг. Начисление на ФОТ, на социальный налог и отчисления в пенсионный фонд 11тыс.тг:

U_з.п. = (44+11) х 12 =660тыс.тг; (5.11)

U_з.п. + U_т.р. =тыс.тг/год

Расход топлива Uт : Для бесперебойного обеспечения электроэнергией потребителей первой категории расход топлива (согласно паспортным данным дизель-генератора) будет равен 2 л/час. Тогда в сутки потребление будет равно:

W=2 х 24 = 48 л (5.12)

Закупочная стоимость одного литра дизельного топлива 83 тенге.

Дизель-генератор необходимо включать на 60 часов в месяц, тогда:

Wгод=60х2х12=1440 л (5.13)

Стоимость затрат составит :

U_т = 1440х83=119,520 тыс.тг/год. (5.14)

Внепроизводственные затраты: Затраты на покупку отчистительного средства для мытья фотоэлектрических модулей составляет 500тг в день. Тогда стоимость годовых завтрат :

Uпр=500х365=185.5 тыс.тг

Тогда полная себестоимость электроэнергии:

U = U_ст + U_пр.= тыс.тг/год

Себестоимость одного кВт/ч :

Солнечные батареи выбраны на емкость 2898 Ач ,чтобы перевести эту величину в Втч нужно умножить ее на номинальное напряжение(48В):

289848=130104 Втч=130.104 кВтч

Р=130.104 кВтч/24 ч=5.796 кВт

Номинальная мощность ветрогенератора 3кВт

= (5.15)

Тогда тариф на электроэнергии с учетом рентабельности 15 % составит

(5.16)

Для возврата инвестиций вводится инвестиционная составляющая в размере 180 тг/кВтч.

Тариф, по которому отпускается электрическая энергия потребителю определяется следующим образом:

(5.17)

Тогда тариф будет составлять: .

Поток наличности для возврата кредита составит:

(5.18)

где инвестиционная составляющая, равная 180тг/кВтч,

объем реализуемой электроэнергии. кВтч.

5.5 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций

Показатель чистого приведенного дохода (Net Present Value, NPV) позволяет сопоставить величину капитальных вложений (Invested Сapital, IC) с общей суммой чистых денежных поступлений, генерируемых ими в течение прогнозного периода, и характеризует современную величину эффекта от будущей реализации инвестиционного проекта. Поскольку приток денежных средств распределен во времени, он дисконтируется с помощью коэффициента r. Коэффициент r устанавливается, как правило, исходя из цены инвестированного капитала.

NPV, или чистая приведенная стоимость проекта является важнейшим критерием, по которому судят о целесообразности инвестирования в данный проект. Для определения NPV необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков в каждый год проекта, а затем привести их к общему знаменателю для возможности сравнения во времени. Чистая приведенная стоимость определяется по формуле:

(5.19)

где инвестиции в данный проект, млн. тг.,

поток наличности, млн. тг.,

ставка дисконтирования,

время реализации проекта, год.

Таблица 5.6 - Расчет NPV

Расчет ведется до первого положительного значения NPV, т.е. до 8-го года. NPV больше нуля, следовательно, при данной ставке дисконтирования проект является выгодным для предприятия, поскольку генерируемые им приток дохода превышают норму доходности в настоящий момент времени.

Под внутренней нормой прибыли инвестиционного проекта (Internal Rate of Return, IRR) понимают значение коэффициента дисконтирования r, при котором NPV проекта равен нулю:

(5.20)

Экономический смысл критерия IRR заключается в следующем: IRR показывает максимально допустимый относительный уровень расходов по проекту. В то же время предприятие может реализовывать любые инвестиционные проекты, уровень рентабельности которых не ниже текущего значения показателя цены капитала.

Рассчитаем IRR для r = 25 % банковского процента и методом интерполяции при помощи r = 15 % определим IRR по формуле:

(5.21)

где банковский процент в размере 15 %,

банковский процент в размере 25 %,

NPV при банковском проценте 15 %,

NPV при банковском проценте 25 %.

IRR служит индикатором риска. В нашем случае IRR превышает нашу процентную ставку на 2,63 %,.

Определяем срок окупаемости. Метод состоит в определении того срока окупаемости, который необходим для возмещения суммы первоначальных инвестиций.

(5.22)

Рассчитаем срок окупаемости PP:

Из приведенных расчетов видно, что срок окупаемости инвестиций составил 3 года 6 месяцев.

Таким образом, анализ приведённых финансово-экономических показателей свидетельствует о слабой эффективности инвестиций в рассматриваемый проект.

5.6 Анализ влияния внешних факторов на показатели финансово-экономической эффективности инвестиций в объект

Рисунок 5.1 - Влияние структуры финансирования на сроки окупаемости

Рисунок 5.2 - Влияние величины тарифа на сроки окупаемости

5.6.1 Влияние структуры финансирования

На основе полученных графиков сделаем выводы:

В зависимости от структуры финансирования, будь то кредит или нет, видно как в зависимости от процентной ставки изменяется срок окупаемости капиталовложений в подстанцию.

При нулевой процентной ставке - это вложения без приобретения кредита в банке, срок окупаемости минимальный и составляет 3,58 год. При максимальной процентной ставке (15%) - срок окупаемости равен 4,15 года.

Для изменения срока окупаемости, для уменьшения этого времени, необходимо увеличить прибыль станции, что возможно при привлечением иного финансирования с более низкой процентной ставкой, для уменьшения выплат и издержек из прибыли станции.

5.6.2 Влияние величины тарифа, действующего в энергосистеме, на электроэнергию

На основе приведенных графиков сделаем выводы:

Как видно из графика - срок окупаемости в зависимости от тарифа изменяется по экспоненте. При завышенном тарифе окупаемость займет меньший промежуток времени, но необходимо учесть и то, что при высоком тарифе никто не будет покупать электроэнергию и дешевле будет получить ее из другого источника.

При тарифе 81.35 тг/кВт·ч срок окупаемости составит 33 года 7 месяцев , а при 300 тг/кВт·ч - 2 года 2месяца

Зависимость основных финансово-экономических показателей от тарифа имеет экспоненциальную зависимость. При увеличении тарифа уменьшается срок окупаемости.

6 Применение ЭВМ

Рисунок 6.1 - Расчет осветительной нагрузки

Рисунок 6.2 - Расчет силовой нагрузки

Рисунок 6.3 - построение суточных графиков нагрузки

Заключение

В своей выпускной работе я рассмотрел возможные методы электроснабжения базовой станции спутниковой связи ,находящейся в местности Кордай, с помощью возобновляемых и неисчерпаемых источников энергии. В итоге ,оптимальной оказалась система с использованием солнечных панелей в качестве основного и ветро-дизельной системы в качестве резеврных источников энергии. Местность Кордай хорошо подходит для использования нетрадиционных источников энергии так как средняя скорость ветра в этой местности составляет 5.7 м/c а число часов солнечного сияния доходит до 2700 часов в год. Спроектированная система является полностью автономной и саморегулируемой. При наличии ветра и солнца происходит накопление энергии в аккумуляторных батареях которая в последствий передается потребителям. Было подсчитано, что количество аккумуляторных батарей для данной системы должно быть равно 44.Так-же по расчетным данным, солнечная энергия накопленная за один световой день способна в течений 8 часов поддерживать нормальную работу объекта. С учетом ветрогенератора и дизельного генератора мы можем утверждать, что спроектированная нами система полностью подходит для бесперебойного энергоснабжения объекта первой категорий, базовой станций спутниковой связи. Дизельный генератор в данной системе предназначен для использования во время выхода в ремонт или в безветренную и пасмурную погоду.

Были рассчитаны силовые электрические нагрузки завода методом «Упорядоченных диаграмм» на напряжении: 0,23 кВ: Р_р=7,72кВт, Q_р=3,34квар, рассчитана осветительная объекта Р_ро=0,39 кВт, Q_ро=0,19 квар

В разделе «Безопасность жизнедеятельности» был приведен анализ условий труда и рассчитано защитное зануление, которое является обязательным требованием к действующим электроустановкам. Далее был рассчитан молниеотвод высота которого составила 22м и произведен анализ воздействия шума издаваемого ветрогенератором на организм человека.

В экономической части был составлен бизнес-план, по результатам которого была определена себестоимость электроэнергий на солнце-ветро-дизельной станции которая составляет .

В заключении хотелось бы добавить ,что прежде чем сравнивать различные энергетические технологии по экономическим и другим показателям, нужно определить их действительную стоимость, ведь в Казахстане цены на топливо и энергию многие десятилетия не отражали реальных затрат на их производство. То же можно сказать и о мировых ценах, так как до сих пор в любой стране часть стоимости энергии не учитывается в тарифах, а переносится на другие затраты общества. Но только «честные» цены могут и будут стимулировать энергосбережение и развитие новых технологий в энергетике.

Важная составляющая, не включаемая в тарифы, связана с загрязнением окружающей среды. По многим оценкам, только прямые социальные затраты, связанные с вредным воздействием электростанций (болезни и снижение продолжительности жизни, оплата медицинского обслуживания, потери на производстве, снижение урожая, восстановление лесов, ускоренный износ из-за загрязнения воздуха, воды и почвы и т. д.), составляют до 75% мировых цен на топливо и энергию. По существу, эти затраты общества -- своеобразный «экологический налог», который платят граждане за несовершенство энергетических установок. Справедливее было бы включить его в цену энергии для формирования государственного фонда энергосбережения и создания новых, экологически чистых технологий в энергетике. Такой налог (от 10 до 30% от стоимости нефти) введен в Швеции, Финляндии, Нидерландах.

Список литературы

1. Статья Черемухина В.Е «Из опыта разработки и монтажа автономной системы электроснабжения базовой станции сотовой связи на основе ветродизельного комплекса» на саите Московского Института Энергобезопасности и Энергосбережения (http://www.mieen.ru)

2. Приливные электростанции. Под ред. Л.Б. Берштейна - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 296 с.

3. Минин В.А., Дмитриев Г.С. Перспективы развития ветроэнергетики на Кольском полуострове. - Апатиты, 1998. - 97 с.

4. Зубарев В.В., Минин В.А., Степанов И.Р. Использование энергии ветра в районах Севера. - Л.: Наука, 1989. - 208 с.

5. Минин В.А., Минин И.В. Ветроэнергетика за рубежом: состояние и перспективы развития / Кольск. науч. центр РАН, ИФТПЭС. - Апатиты, 2000. - 35 с. - Деп. в ВИНИТИ 22.02.2000, № 428 - ВОО.

6. Григорьян Ф.Е. Борьба с шумом стационарных энергетических машин.-Ленинград, 1983.-125 с.

7. Методические указания к выполнению раздела «Охрана труда и окружающей среды» в дипломном проекте.-Алматы-1984.-32 с.

8. Защита от производственного шума. Методические указания к выполнению дипломного проекта.-Алматы-1995.-32 с.

9. Безопасность жизнедеятельности. Методические указания к выполнению раздела в дипломных проектах.-Алматы-2003.-28 с.

10. Защита от производственного шума.-Алматы-1983.-28 с.

11. Защита персонала от поражения электрическим током. Методические указания к дипломному проекту.-Алматы-1996.-40 с.

12. Дукенбаев К. Энергетика Казахстана. Условия и механизмы ее устойчивого развития. Второе издание. - Алматы, 2004. - 604 с.

13. Дукенбаев К., Нурекен Е. Энергетика Казахстана. Технический аспект. - Алматы, 2001. - 312 с.

14. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. - - М.: Энергоатомиздат, 1985. -211 с.

15. Фришберг Р.М., Шапиро И.М. Общая эффективность капитальных вложений в электрические сети.//Энергетическое строительство -1990, №12, 12-15 с.

16. Статистический обзор «О развитии топливно-энергетического комплекса за 1 квартал 2009 года» на саите министерства энергетики и минеральных ресурсов РК (http://www.memr.gov.kz)

Приложение А. Карта солнечного сияния

Приложение Б. Карта ветропотенциала Казахстана

Размещено на Allbest.ru