Контрольная - Расчет экономической эффективности внедрения эвм в управление энергосистемой

Подождите немного. Документ загружается.

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ЭВМ

В УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ

Внедрение вычислительной техники в управление производством в

энергосистемах и на энергопредприятиях приводит к снижению затрат на

производство энергии, росту производительности труда, повышению качества

энергии, снижению стоимости ремонта оборудования, расхода топлива, потерь

электроэнергии в сетях и т. д. Это обеспечивает рост прибыли и эффективности

функционирования энергетических предприятий.

Методы оценки эффективности использования ЭВМ. Для оценки

экономической эффективности от внедрения ЭВМ используются два метода:

1) определяются расчетные коэффициенты повышения эффективности от

внедрения групп задач, подсистем и на основании этих коэффициентов

рассчитывается экономический эффект от внедрения этих задач на любом

энергетическом объекте;

2) сопоставляется фактический эффект внедрения задачи на конкретном

энергетическом объекте (энергосистеме, ТЭС, ГЭС, ПЭС и т. д.) с фактическими

затратами, которые имели место при внедрении ЭВМ на этом объекте. Каждый из

методов имеет свои достоинства и недостатки.

При использовании метода расчетных коэффициентов экономический

эффект определяется в результате умножения коэффициентов на со-

ответствующие показатели деятельности энергосистемы. Коэффициенты

рассчитываются на основе опыта внедрения задач на энергетических объектах.

Достоинства метода: простота пользования; единообразие расчетов на всех

энергетических объектах. Недостатком метода является то, что считается не

реальный эффект, получаемый от внедрения отдельных задач или АСУ в целом, а

условный, который должен быть получен от автоматизации управления при

внедрении рассматриваемых задач.

Для определения фактического эффекта в каждой энергосистеме должен

сопоставляться эффект от внедрения ЭВМ с затратами. При этом по каждому

энергетическому объекту или энергосистеме будет оцениваться реальный эффект

от внедрения задач. Недостаток метода — отсутствие единообразия в расчетах;

все расчеты уникальны, а это увеличивает потребность в квалифицированных

специалистах по проведению технико-экономических расчетов.

В соответствии с методикой определения экономической эффективности

автоматизированных систем управления предприятиями и производственными

объединениями в Минэнерго разработаны методики для оценки экономической

эффективности внедрения АСУ в энергосистемах и на отдельных энергетических

предприятиях.

В энергетике для определения экономической эффективности внедрения

ЭВМ в энергосистемах и на энергообъектах принят метод расчетных

коэффициентов. Коэффициенты дифференцированы в зависимости от количества

задач, решаемых в энергосистемах, размеров энергосистем и энергетических

объектов, это приводит к изменению технико-экономических показателей

деятельности энергосистем. Эти изменения учитываются при определении объема

реализации продукции, себестоимости производства и передачи электро- и

теплоэнергии, услуг по капитальному ремонту, выполняемому хозяйственным

способом. Рассмотрим подробно расчет отдельных составляющих: годового

объема реализованной продукции; изменения себестоимости годового выпуска

реализованной продукции; изменения оборотных средств; единовременных затрат

на создание и внедрение АСУ.

Расчет годового объема реализованной продукции производится с учетом и

без учета внедрения АСУ. Объем дополнительной реализации учитывается по

электроэнергии и определяется по формуле

= А

· γ

где А

— планируемый объем реализуемой электроэнергии по электро-

энергии в расчетном году; γ

— расчетный коэффициент, определяющий долю

участия АСУ в формировании ежегодного прироста реализуемой продукции по

электроэнергии.

При расчетах объема реализации по энергосистеме, несмотря на то, что рост

объема производства теплоэнергии имеет место, по энергосистемам он не

учитывается, так как объем задач управления режимами потребления

теплоэнергии незначителен, и в основном в АСУ энергосистем преобладают

задачи, связанные с производством электроэнергии

Рост объема реализации теплоэнергии учитывается при расчете эко-

номической эффективности от внедрения ЭВМ.

Расчет годового объема реализованной продукции А

без учета внедрения

АСУ рассчитывается как разница между планируемым объемом реализованной

продукции всех видов в расчетном году (А

) и ростом дополнительной

реализованной продукции, связанной с внедрением ЭВМ:

= А

– А

· α

В общем случае объем реализованной продукции на планируемый год

определяется с учетом новых потребителей, роста объема продукции

существующих, но расширяемых потребителей, естественного роста нагрузки

существующих потребителей и т. д. Рост реализации электроэнергии покрывается

за счет ввода нового оборудования электростанций, а также улучшения

использования существующего оборудования, в том числе внедрения

вычислительной техники в управление энергосистемами. Внедрение АСУ

позволяет сократить сроки ремонта оборудования, повысить надежность работы

оборудования и тем самым снизить недоотпуск электроэнергии и потери в сетях.

Расчет изменения себестоимости выпуска реализованной продукции

производится по таким составляющим, как изменение себестоимости

электроэнергии (И

), изменение себестоимости теплоэнергии (И

тэо

), изменение

себестоимости годового объема реализованной продукции, услуги по

капитальному ремонту, выполняемому хозяйственным способом, текущие

затраты, связанные с функционированием АСУ (И

АСУ

В общем виде годовой объем себестоимости реализованной продукции

= И

– И

АСУ

± ΣΔИ

где И

— себестоимость годового выпуска реализуемой продукции с учетом

создания АСУ, планируемая в расчетном году; ΔИ

— изменение себестоимости

при производстве годового объема i-гo вида реализованной продукции в

результате внедрения АСУ; i — число видов реализованной продукции.

Себестоимость определяется по предусмотренному изменению отдельных

видов затрат, на которые влияет использование ЭВМ. При расчете изменения

себестоимости электроэнергии учитываются изменения затрат на топливо и

технологические цели (И

топ

), на заработную плату производственных рабочих И

зп

на текущий ремонт И

тр

, общестанционных затрат И

Изменения себестоимости электроэнергии

ΔИ = ΔИ

тп

+ ΔИ

зп

+ ΔИ

тр

+ ΔИ

При расчете изменения себестоимости теплоэнергии не учитывается

составляющая расхода топлива, так как применяемый физический метод

распределения топлива на ТЭЦ между электроэнергией и теплоэнергией

предполагает, что вся экономия топлива от улучшения режима относится I на

выработку электроэнергии. Общая формула для расчета изменения себестоимости

теплоэнергии имеет вид:

ΔИ

= ΔИ

зп

+ ΔИ

тр

+ ΔИ

Услуги по капитальному ремонту, выполняемому хозяйственным способом

ΔИ

кр

, определяются по изменению:

1) заработной платы с начислениями (ΔИ

зп·кр

) за счет оптимизации те-

кущего планирования, сетевых графиков ремонта и т. д.;

2) расходов на сырье и материалы благодаря увеличению межремонтных

сроков, учету наличия материалов и запасных частей (ΔИ

мат·кр

);

3) общезаводских расходов (ΔИ

о·кр

) в результате решения группы задач

материально-технического снабжения, управления ремонтами и др.

Таким образом, изменение себестоимости годового объема реализуемой

продукции по капитальному ремонту, выполняемому хозяйственным способом,

можно рассчитать по формуле

ΔИ

кр

= ΔИ

зп·кр

+ ΔИ

мат·кр

+ ΔИ

о·кр

Изменение оборотных средств от использования ЭВМ определяется по

формуле

ΔF

об

= F

об

· α

об

где F

об

— оборотные средства, планируемые в расчетном году; α

об

— ко-

эффициент, характеризующий изменение оборотных средств под влиянием АСУ.

Изменение оборотных средств устанавливается в зависимости от роста

объема производства, характера и состава задач, включённых в АСУ.

В зависимости от числа внедренных задач определяются коэффициенты

экономической эффективности по каждому виду затрат. Умножением значения

затрат до внедрения ЭВМ на соответствующий коэффициент рассчитывается

экономическая эффективность от внедрения задачи или группы задач.

Расчетные коэффициенты, характеризующие граничные изменения

составляющих экономической эффективности использования ЭВМ для различных

энергетических предприятий, приведены в табл. 1

Выбор расчетных коэффициентов производится в зависимости от состава

решаемых задач.

Единовременные затраты на создание и внедрение автоматизированной

системы включают предпроизводственные затраты (К

па

) и капитальные вложения

(К

ка

П р е д п р о и з в о д с т в е н н ы е з а т р а т ы представляют собой еди-

новременные расходы на следующее: разработку технического задания

технического и рабочего проекта; внедрение системы в промышленную

эксплуатацию; научно-исследовательские работы; подготовку и переподготовку

кадров.

К а п и т а л ь н ы е в л о ж е н и я на создание АСУ включают затраты на

оборудование и строительно-монтажные работы ВЦ, стоимость оборудования и

монтажа системы сбора и передачи информации. При расчете капиталовложений

должна учитываться ликвидационная стоимость оборудования, зданий, устройств,

которые могут быть реализованы, но не могут быть использованы в

энергосистеме или на предприятии, где внедряется система.

Разработка и внедрение АСУ осуществляются в течение ряда лет и со-

ответственно капиталовложения распределяются по годам, поэтому определение

единовременных затрат на создание и внедрение системы должно производиться

с учетом фактора времени. Это осуществляется приведением затрат к одному

моменту времени (расчетному году) через норматив приведенных

капиталовложений по известной формуле сложных процентов. Единовременные

затраты на создание и функционирование АСУ определяются по действующим

ценам заводов-изготовителей, ценникам на строительно-монтажные работы и

другим действующим нормативам и расценкам.

Таблица 1. Расчетные коэффициенты экономической эффективности АСУ

Показатели и их обозначения

Предельные значения коэффициентов по

энергетическим объектам

Энергосистеме ТЭС ПЭС

Прирост реализуемой продукции γ

0,004…0,006 0,002…0,005 0,001…0,003

Снижение расхода топлива за счет

оптимизации:

Планирования работы

энергосистем, β

0,002…0,04 ― ―

Работы тепловой электростанции,

0,0015…0,003 0,004…0,011 ―

Сокращение потерь в сетях, β

0,03…0,005 ― 0,03…0,08

Снижение себестоимости

электроэнергии по составляющим:

текущему ремонту, α

тр

0,01…0,02 0,02…0,06 0,01…0,02

заработной плате, α

зп

0,005…0,001 0,005…0,01 ―

Общезаводские расходы, α

0,002…0,004 0,005…0,01 ―

Сокращение затрат на капитальный

ремонт по составляющим:

0,01…0,05 0,005…0,08

заработной плате, α

зп·кр

0,005…0,001 ― ―

сырью и материалам, α

мат·кр

0,002…0,04 ― ―

Общезаводским расходам, α

окр

0,005…0,01 ― ―

Увеличение выработки ГЭС, β

гэс

0,003…0,01 ― ―

Изменение оборотных средств, α

об

0,015…0,03 ― ―

Вследствие использования ЭВМ могут изменяться значения оборотных

средств за счет снижения абонентской задолженности, оптимизации планов

топливоснабжения, сокращения запасов материалов на складах, экономии

топлива, при оптимизации планов производства и т. д. Это изменение происходит

при внедрении комплекса задач, подсистемы или системы в целом единовременно

и поэтому учитывается при расчете единовременных затрат.

Экономическая эффективность АСУ оценивается по годовой экономии

(годовому приросту прибыли); годовому экономическому эффекту;

коэффициенту эффективности капиталовложений; сроку окупаемости

капиталовложений. Для расчета показателей используются представленные в

этом параграфе формулы. Коэффициент эффективности установлен в пределах

0,33... 0,5 для различных отраслей промышленности; в электроэнергетике Е

АСУ

0,44.

В качестве примера рассмотрим расчет экономической эффективности

автоматизации технологических процессов на тепловой электростанции. По-

казатели хозяйственной деятельности электростанции приведены в табл. 2.

Таблица 2. Расчет экономической эффективности АСУП

Исходные данные:

№ Показатели

Единица

измерения

Обозначение

в расчете

Контрольный

пример

расчета

Планируемый объем реализуемой

продукции всех видов в расчетном году

В том числе:

Планируемый объем реализуемой

продукции электроэнергии а расчетном году

Годовой объем реализации теплоэнергии

Годовой объем реализуемой продукции по

капитальным ремонтам (хозспособ)

тыс.руб/год

548753

421006

125694

2053

Себестоимость годового выпуска

реализуемой продукции с учетом создания

АСУ, планируемая в расчетном году

В том числе:

Себестоимость энергии

Себестоимость теплоэнергии

Себестоимость капитальных ремонтов

кр

381412

253665

125694

2053

Планируемые затраты на топливо на

производство электроэнергии в расчетном

году

» С

тэ

866480

Планируемая выработка на ГЭС в

расчетном году с учетом гидрологического

цикла

год

чкВтмлн. 

ГЭС

3550

Планируемый уровень потерь в

магистральных сетях в расчетном году

ΔW

942

Планируемый уровень потерь в

распределительных сетях в расчетном году

ΔW

1415

Планируемый уровень удельного расхода

топлива в расчетном году на производство

энергии

г/кВт·ч В 291

Планируемая цена условного топлива в

расчетном году

Руб./т у.т Ц 300

Величина оборотных средств, планируемая

в расчетном году

тыс.руб С

обор

31358

Себестоимость по статье калькуляции

«Расходы по содержанию и эксплуатации

оборудования» (текущий ремонт)

» С

тр

6400

Капиталовложения на создание АСУ,

включающие затраты на оборудование и

строительно-монтажные работы

5142

Экономия заработной платы от внедрения

АСУ

» ΔЦ

240

Текущие затраты, связанные с содержанием

и эксплуатацией элементов АСУ

» С

асу

843,4

1.Годовой объем реализуемой продукции после внедрения АСУП

= А

+ А

= 548753 + 421006 · 0,0045 = 550671 тыс. руб.,

где α

— расчетный коэффициент, определяющий долю участия АСУП в формировании

ежегодного прироста товарной продукции по электроэнергии α

= 0,004 ― 0,006. Меньшее

значение соответствует энергосистеме большей мощности.

2. Годовая экономия, связанная с формированием прибыли, после внедрения АСУП

= m

· (А

– А

)/А

= 167341·(5550671 - 548753)/548753 = 502,0 тыс. руб.,

где m

= А

– С

= 548753 - 381412 =167341 тыс. руб.

3. Экономия затрат за счет оптимального распределения нагрузок между

электростанциями.

ΔС

тэ

= С

тэ

(

ТТ

ββ







) = 866480 · (0,003+ 0,002) = 4332 тыс. руб.,

где



— коэффициент, характеризующий сокращение потерь в магистральных сетях за счет

оптимизации режима работы по напряжению и реактивной мощности;



— 0,02-0,5

принимается в зависимости от объема внедрения программ оптимизации схем магистральных

сетей и от периода расчетов, в расчете принимается 0,02;



— коэффициент характе-

ризующий сокращение расхода топлива за счет оптимизации распределения активных нагрузок

между электростанциями (



= 0,003);



— коэффициент, характеризующий сокращение

расхода топлива за счет улучшения эксплуатации ТЭС и оптимизации распределения нагрузок

между агрегатами ТЭС (



= 0,002).

4. Экономия затрат от дополнительной выработки ГЭС;

ΔС

тг

= W

гэс

·В

·Ц·β

гэс

= 3550·10

·0,004·0,3·0,291 = 1239 тыс. руб.,

где W

гэс

— предполагаемая выработка ГЭС в расчетном году; В

— удельный расход условного

топлива на производство электрической энергии В

= 291 г/кВт- ч; Ц — цена условного

топлива; β

гэс

— коэффициент, учитывающий дополнительную выработку ГЭС за счет опти-

мизации режимов сработки водохранилищ ГЭС (β

гэс

—0,004).

5. Экономия затрат от сокращения потерь в сетях:

ΔС

пс

= ΔWс



·Ц·В

+ ΔWс



·Ц·В

= 942·10

·0,024·0,3·0,291 + 1415·10

·0,04·0,3·0,291 =

1973+

+ 4941 =6914 тыс. руб.,

где ΔWс

— потери электроэнергии в магистральных сетях в расчетном году; ΔWс

— потери

энергии в распределительных сетях;



— коэффициент, характеризующий сокращение

потерь в распределительных сетях за счет оптимизации режима работы по напряжению и

реактивной мощности (



= 0,04).

6. Экономия затрат по статье «Топливо на технологические цели»:

ΔС

= ΔС

тэ

+ ΔС

тг

+ ΔСпс = 4332 + 1239 + 6914 = 12485 тыс. руб/год.

7. Экономия затрат на текущий ремонт оборудования

ΔС

тр

= С

тр

· α

тр

= 6400·0,01 =64,0 тыс.руб.,

где ΔИ

— затраты на текущий ремонт, выполняемый хозяйственным способом в год внедрения

без учета АСУ; α

тр

— коэффициент, учитывающий снижение затрат на текущий ремонт

(благодаря увеличению межремонтных сроков, применению сетевого планирования и т.д.)

тр

= 0,01.

8. Экономия затрат по капремонту, выполняемому хозспособом:

ΔС

кр

= С

кр

· α

кр

= 2053 · 0,01 = 20,5 тыс. руб.,

где С

кр

— затраты на капремонты в год внедрения без учета влияния АСУ; α

кр

— коэффициент,

характеризующий снижение затрат на капитальные ремонты за счет внедрения сетевых

графиков, более точного прогнозирования и т.д (α

кр

= 0,01),

9. Себестоимость годового выпуска реализуемой продукции после внедрения АСУП:

= С

– ΔС

тр

– ΔС

кр

– ЦЗ + С

АСУ

= 381412 – 12485 – 64 – 20,5 – 240 + 843,4 = 369445

тыс. руб.

10. Годовая экономия, связанная с формированием себестоимости после внедрения АСУ:

=(С

/А

– С

/А

) · А

= (381412/548753 – 369445/550671)·550671 = = 0,0025·550671 =

=1376 тыс. руб.

11. Годовая экономия после внедрения АСУП:

год

= Э

+ Э

= 1376 + 502 =1878 тыс. руб.

12. Годовой экономический эффект после внедрения АСУП:

Э = Э

год

- Е

=1878 - 0,33·5142=182 тыс. руб.

13. Срок окупаемости затрат на создание АСУП:

Т =

/ Э

год

= 5142/1872 = 2,7 года<3.

Контрольные вопросы к главе 16

1. Опишите виды экономического эффекта от автоматизации

управления. Какие составляющие экономического эффекта могут быть

рассчитаны от внедрения ЭВМ в управление?

2. Назовите функции, подлежащие первоочередной автоматизации. В

чем выражается экономический эффект в управляющей системе и как его можно

подсчитать?

3. Перечислите основные показатели при оценке экономической

эффективности использования ЭВМ. Как они рассчитываются?

4. Охарактеризуйте задачи, которые должны автоматизироваться в

системе оперативного управления. Как оценить экономический эффект от

автоматизации оперативного управления?

5. Опишите порядок определения областей и функций при

совершенствовании их информационного обеспечения. Как оценить

экономический эффект от организации информации?

6. Перечислите методы оценки экономической эффективности

внедрения ЭВМ в управление энергосистемой и дайте их оценку. Что, по Вашему

мнению, даст наибольший эффект?