Степанов В

Степанов В.С. Степанова Т.Б. Выбор схемы внешнего/внутреннего электроснабжения промышленного предприятия — файл n1.doc

ФГБОУ ВПО «Иркутский государственный технический

ВЫБОР СХЕМЫ ВНЕШНЕГО/ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

для выполнения курсовой работы по дисциплине «Специальные вопросы экономики» для подготовки магистров

1. Методы оценки эффективности инвестиций ……………………………. 4

2. Содержание экономического раздела дипломного проекта ……………. 8

2.1. Основы технико-экономических расчетов электрических сетей ……. 9

2.2. Порядок выполнения расчетов на примере выбора схемы внешнего

электроснабжения предприятия …………………………………………. 11

2.3. Пример. Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения предприятия ………………………………………………………………………. 22

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ …………………………. 27

ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных вопросов экономики является оценка экономической эффективности инвестиций, разработка методов и критериев, позволяющих выбрать наивыгоднейший вариант любого технического решения. Длительное время в нашей стране использовались собственные, специфические и достаточно хорошо разработанные и применимые к условиям плановой экономики методы оценки эффективности капиталовложений. Наивыгоднейшим принимался вариант с наименьшими приведенными народнохозяйственными затратами. Основным недостатком этой методики является использование в формуле приведенных затрат нормативного коэффициента эффективности капиталовложений, величина которого не имела под собой достаточного экономического обоснования. По сути дела она назначалась в разные периоды развития государства различной, для того чтобы обосновать эффективность нужных на данном этапе развития экономики отраслей, объектов или принимаемых технических решений, например, чтобы сделать эффективным сооружение крупных гидроэлектростанций.

Коэффициент нормативной эффективности капиталовложений напрямую связан с нормативным сроком окупаемости капиталовложений. Введение таких показателей было возможно лишь потому, что единственным инвестором в стране было само государство, и оно могло, регулируя величины этих показателей, влиять на направления технического прогресса в стране.

С переходом России на рыночный путь развития эти нормативные показатели потеряли всякий смысл, поскольку каждый инвестор решает сам, выгодно ему или нет вкладывать деньги в тот или иной проект.
1. Методы оценки эффективности инвестиций
В рыночной экономике различают два вида эффективности инвестиций:

абсолютную (предпочтение отдается инвестициям вместо альтернативы отказа от них);

относительную (инвестиционный объект предпочтителен из нескольких взаимоисключающих объектов).

Рассматриваемые далее методы подходят для оценки как абсолютной, так и относительной эффективности. Для них характерны следующие допущения:

— существует ситуация определенности для всех данных;

— между альтернативными инвестиционными объектами не существует взаимосвязи;

— решения в сфере финансирования не зависят (не принимаются одновременно) от решений в инвестиционной сфере;

— срок эксплуатации инвестиционных объектов задан заранее (т.е. при оценке абсолютной или относительной эффективности одновременно не принимаются решения по сроку эксплуатации и моменту замены основных средств).

При сравнении инвестиционных объектов, т.е. при оценке относительной эффективности, исходят из условия их сопоставимости по виду, объему вкладываемого капитала и сроку эксплуатации.

Основным этапом экономического анализа в рыночных условиях является технико-экономическое сопоставление вариантов инвестиционных решений на основе методов экономической оценки.

В странах с развитой рыночной экономикой имеется большой арсенал методов оценки эффективности инвестиций. Такие методы основаны преимущественно на сравнении эффективности (прибыльности) инвестиций в различные проекты. В качестве альтернативы вложениям средств в рассматриваемое производство выступают финансовые вложения в другие производственные объекты, помещение финансовых средств в банк под проценты или их обращение в ценные бумаги.

Экономическая оценка эффективности инвестиций в проектируемые объекты заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам финансирования, эксплуатационных издержек и прочих затрат с поступлениями, которые будут иметь место при эксплуатации рассматриваемых объектов. Причем на стадии технико-экономических исследований оценивается экономическая эффективность проектируемого объекта в целом (без учета источников финансирования), проводится отбор наилучших вариантов осуществления проекта.

Различают два основных подхода к оценке экономической эффективности:

— без учета фактора времени (равные суммы дохода, получаемые в разное время, рассматриваются как равноценные);

— с учетом фактора времени.

В соответствии с этим методы оценки экономической эффективности подразделяются на две группы: простые (статические) и методы дисконтирования (интегральные).

Статические методы оценки оперируют «точечными» или статическими значениями исходных данных, например, годовыми показателями работы проектируемых объектов. При их использовании не учитываются продолжительность всего срока жизни проекта, а также неравнозначность денежных потоков, возникающих в разные моменты времени. Тем не менее, по причине простоты и иллюстративности они достаточно широко применяются для ускоренной оценки проектов на предварительных стадиях разработки.

Наиболее широко распространены такие показатели, как норма прибыли или рентабельность инвестиций и срок окупаемости .

Норма прибыли (рентабельность) известна еще под названием «прибыль на капитал». Этот метод сравнивает доходность и вложенный капитал. Один из его недостатков заключается в том, что существует много способов определения понятий доход и вложенный капитал .

В различные оценки дохода могут включаться или не включаться финансовые издержки, амортизация и налоги. Вложенный капитал также может представлять либо первоначально вложенный капитал, либо средний вложенный капитал в течение срока службы инвестиций.

В силу этого в отечественной и зарубежной литературе существует множество интерпретаций понятия нормы прибыли или рентабельности.

На этапе экономического анализа, когда источник финансирования неизвестен (и соответственно неизвестны и финансовые издержки), норма прибыли рассчитывается как отношение балансовой или чистой прибыли к суммарным или средним инвестициям.

Чистая прибыль равна балансовой прибыли за вычетом выплачиваемых налогов на прибыль:
; (1.1)

, (1.2)
где — стоимостная оценка результатов деятельности объекта (объем реализованной продукции в год t без налога на добавленную стоимость); — суммарные эксплуатационные издержки в год t; — налог на прибыль, определяемый через установленный процент налогооблагаемой прибыли (при отсутствии льгот по налогу на прибыль налогооблагаемая прибыль равна балансовой).

Норма прибыли (рентабельность) характеризует размер получаемой прибыли на каждый вложенный рубль и определяется как
. (1.3)
где — суммарный объем инвестиций (основной и чистый оборотный капитал).

Сравнивая расчетное значение нормы прибыли с минимальным или средним уровнем доходности (процентной ставки по кредитам, облигациям, ценным бумагам, депозитным вкладам), можно прийти к заключению о целесообразности дальнейшего анализа данного проекта.

Инвестиционный объект абсолютно эффективен, если его рентабельность выше предельного приемлемого для инвестора заданного значения.

Объект инвестирования относительно эффективен, если его рентабельность выше, чем в альтернативном варианте (и выше приемлемого уровня).

Однако сказанное справедливо, если объемы инвестиций отличаются незначительно. Различиями можно пренебречь, если рентабельность выше в варианте с бульшими инвестициями. При этом он будет и относительно выгоден. В противном случае важно рассмотреть, какой прирост прибыли принесет разница в инвестициях. Если рентабельность, рассчитанная по разнице, выше приемлемой, то выгоден вариант с бульшими инвестициями.

Предельное приемлемое значение доходности устанавливается по оценке лица, принимающего решение, и зависит от имеющихся инвестиционных возможностей. Если допустить возможность свободно вкладывать и брать взаймы финансовые средства по расчетной процентной ставке, то последняя и может быть принята за предельное значение.

В западной литературе распространена также трактовка этого показателя на основе экономического (финансового) подхода, базирующегося на денежных потоках, когда доход рассчитывается с учетом амортизации (поскольку амортизация не является оттоком денежных средств). В этом случае в числителе к прибыли прибавляются амортизационные отчисления на реновацию :
. (1.4)
Срок окупаемости инвестиций связан с понятием ликвидность. Этот показатель ориентирован на краткосрочную оценку и указывает на то, как скоро инвестиционный проект окупит себя (чем меньше этот срок, тем лучше). Большое внимание уделяется поступлениям от осуществления проекта и скорости поступлений. Срок окупаемости служит показателем меры риска, связанного с инвестированием.

Срок окупаемости (точнее, срок возврата капитала), определяемый на основе экономического подхода, представляет собой время, за которое сумма чистых доходов достигнет суммы инвестиций. Цель таких расчетов — вычисление продолжительности периода, в течение которого проект будет работать «на себя», т.е. весь получаемый объем чистого дохода (суммы чистой прибыли и отчислений на амортизацию) засчитывается как возврат первоначально инвестированного капитала.

При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости можно определить по формуле
. (1.5)
Существенным недостатком этого метода считается то, что он не учитывает деятельность проекта за пределами срока окупаемости и, следовательно, не может применяться при сопоставлении вариантов, различающихся продолжительностью и сроком жизни. Кроме этого, ему присущи и другие недостатки статических методов. Рассмотренный метод подходит в качестве дополнительного метода нахождения степени связанного с инвестированием риска.
2. Содержание курсового проекта
Исходной информацией для выполнения данного курсового проекта являются:

1. Сведения о предприятии (расчётная электрическая нагрузка, категорийность электроприёмников по надёжности, режим работы предприятия, цехов, картограмма нагрузок, местоположение цехов и ГПП и т.п.).

2. Сведения о возможных источниках электроснабжения (ЦП) предприятия (местоположение, характеристика условий прокладки линий электропередачи, располагаемые ими мощности и уровни напряжения и т.п.).

3. Характеристики выбранных трансформаторов на ГПП (число, тип, схемы соединения обмоток, паспортные данные и т.п.).

4. Выбранная схема ГПП (схема соединений и оборудование на высокой и низкой стороне, тип исполнения распределительных устройств и т.д.).

В зависимости от темы дипломного проекта должны быть выбраны соответствующие виды эффективности инвестиций: либо абсолютная, либо относительная.

Первый тип используется, когда поставлена задача о совершенствовании оборудования, схем электроснабжения, внедрении энергосберегающих технологий и мероприятий в различных сферах экономики. При этом после проведения экономических расчетов может быть получен ответ на вопрос: целесообразно ли вкладывать финансы в осуществление намеченных мероприятий или следует от этого отказаться.

Второй тип – относительная эффективность – позволяет выбрать из нескольких вариантов один, наиболее выгодный с экономической точки зрения. Такой подход используется в дипломных проектах наиболее часто, поскольку дипломнику необходимо предложить только один вариант схемы электроснабжения объекта.

Для примера рассмотрим процедуру выбора наивыгоднейшей схемы внешнего электроснабжения промышленного предприятия. Основными условиями проектирования рациональной схемы внешнего электроснабжения является надежность. экономичность и качество электроэнергии в сети. При проектировании разрабатывается несколько возможных вариантов электроснабжения, из которых нужно выбрать один, исходя из обозначенных выше критериев.

Сначала нужно соблюсти технические условия сопоставимости вариантов, то есть до выполнения экономического сопоставления должны быть приняты основные технические решения:

1. Варианты схемы электроснабжения учитывают соображения надежности в зависимости от категории потребителей.

2. Правильно выбраны места расположения главной понизительной подстанции предприятия, что позволяет составить наиболее рациональную схему электроснабжения (наименьшие длины питающих линий, соответственно минимальные потери мощности и т.д.).

При проектировании учитывается, что основные исходные параметры – номинальное напряжение, сечение проводов линий, количество линий, их пропускная способность, количества и мощности трансформаторов и т.п. — изменяются дискретно. Количество искомых величин оказывается весьма большим. Общее решение по выбору наиболее целесообразной схемы сети и параметров ее элементов отсутствует. Практически используются только методы вариантного сравнения целесообразных решений.

Даже и при использовании этой методики количество вариантов возможных решений настолько велико, что просмотр всех их практически невозможен. Поэтому на основании опыта проектирования при участии консультанта по данному разделу дипломного проектирования отбирается несколько технически целесообразных вариантов, отвечающих предъявляемым требованиям в отношении надежности электроснабжения потребителей и качества поставляемой им электроэнергии. Из этих вариантов выбирается затем наиболее приемлемый по экономическим критериям.
2.1. Основы технико-экономических расчетов электрических сетей
Технико-экономические показатели . При экономическом сравнении вариантов схем сетей, как и других инженерных сооружений, определяют основные экономические показатели, характеризующие их строительство и эксплуатацию.

Основными экономическими показателями электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружение и ежегодные эксплуатационные издержки.

Капитальные вложения на электрическую сеть состоят из затрат на сооружение линий электропередачи и повышающих (понижающих) подстанций :
. (2.1)
Капитальные вложения в линии включают затраты на изыскательские работы и подготовку трассы линии, на опоры, изоляторы, провода, монтаж линий и пр. В капитальные вложения на подстанции входят также затраты на подготовку территории, стоимость силовых трансформаторов, электрических распределительных устройств, включая электрооборудование и его монтаж и пр.

Капитальные вложения определяют по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или путем составления смет. При этом учитывают затраты на создание основных и оборотных средств для каждого из сравниваемых объектов.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети складываются из отчислений от капитальных вложений на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций и стоимости годовых потерь электроэнергии в сети . Амортизационные отчисления предназначаются для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены (реновации) основных фондов после их износа. Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также периодичности и стоимости капитальных ремонтов. Они устанавливаются обычно в процентах от стоимости основных фондов.

Другие составляющие ежегодных расходов на обслуживание электрических сетей (текущий ремонт, зарплата эксплуатационного персонала, общесетевые расходы) также могут быть приближенно оценены пропорционально стоимости основных фондов:
, (2.2)
где — соответственно амортизационные отчисления на капитальный ремонт, реновацию, а также коэффициент, определяющий эксплуатационные затраты (ремонт и обслуживание) в процентах от капиталовложений в линии электропередачи; — то же для подстанций; — соответственно годовые потери электроэнергии в сети и стоимость

1 кВт·ч потерянной электроэнергии.
Критерии экономической оценки вариантов . Наиболее часто при проведении расчетов экономической эффективности в курсовых и дипломных проектах используются простые (статические) методы, поскольку, как правило, принимается, что в рассматриваемых вариантах капиталовложения осваиваются в течение одного года, срок жизни проекта одинаков, одинакова и ежегодная прибыль. Такие допущения вполне обоснованы для оценки проектов на предварительной стадии их разработки и тем более для оценки учебных проектов.

При выполнении дипломного проекта предлагается один из возможных вариантов расчета статических показателей эффективности – нормы прибыли и простого срока окупаемости – с использованием выражений (1.4) и (1.5). При этом подходе в расчетах используется величина чистой прибыли и к ней в числителе прибавляются амортизационные отчисления на реновацию ,

поскольку амортизация на эти цели не является оттоком денежных средств.

Для определения нормы прибыли (рентабельности) по выбранной методике необходимо исключить из ежегодных издержек амортизационные отчисления на реновацию, т.е. вычислить :

, (2.3)
Норма прибыли (рентабельность) при этом составляет
.
При равномерном поступлении чистого дохода срок окупаемости определяется по формуле
.
При выборе окончательного варианта необходимо обосновать принятое решение не только с финансовой точки зрения по величине рентабельности и с учетом быстрой окупаемости проекта, но и преимуществ этого варианта с учётом дальнейшего развития схемы электроснабжения на перспективу.
2.2. Порядок выполнения расчетов на примере выбора схемы внешнего электроснабжения предприятия
Особенностью выбора оптимального варианта схемы внешнего электроснабжения является то, что она предназначена для обеспечения функционирования предприятия и непосредственно связана с объемом производимой им продукции и используемой технологией, от которых зависит электрическая нагрузка и схема подачи электроэнергии. Поэтому в электроснабжении промышленных предприятий электрическая нагрузка и количество используемой электроэнергии являются величинами заданными и не могут рассматриваться как объем реализованной продукции системы электроснабжения.

Поскольку, как правило, в намечаемых вариантах принимаются одна и та же конфигурация сети, один и тот же уровень надежности электроснабжения и задача сводится практически к выбору напряжения передачи, выбор решения в пользу более высокого напряжения может быть принят только за счет снижения потерь в сети. Поэтому разница между затратами на компенсацию потерь энергии по вариантам может рассматриваться как основной положительный экономический фактор в пользу выбора более высокого напряжения, что обычно означает лучшие перспективы для развития сети в будущем. В этом случае расчет ведется с использованием разницы между вариантами по всем показателям с целью обоснования экономической эффективности перехода на более высокое напряжение (более высокие капиталовложения и ежегодные издержки) за счет экономии на потерях электроэнергии.

Порядок выполнения расчетов может быть предложен следующий.

1. Определяются капиталовложения по всем вариантам (их может быть более двух). При выполнении реального проекта, который будет реализован на основании проводимых расчетов, капиталовложения подсчитываются по сметам, ценникам на оборудование с учетом транспортных расходов на по-

ставку оборудования и его монтаж. Для учебных целей могут быть использованы укрупнённые показатели, приведенные в Приложении.

2. Рассчитываются ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание сети по намеченным вариантам с использованием данных табл. П.1.

3. Для каждого варианта рассчитываются потери электроэнергии в элементах сети.

4. Определяются величины ежегодной балансовой и чистой прибыли за счет реализации проекта.

5. По принятому критерию (норма прибыли, срок окупаемости) выбирается экономически выгодный вариант и дается краткое обоснование этого выбора с учетом других (не стоимостных) характеристик. В частности, возможности использования принятой к реализации схемы электроснабжения при расширении предприятия в будущем.

Укрупненные показатели стоимости элементов электрических сетей.
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) электрических сетей применяются при выполнении проектных работ по развитию электрических сетей напряжением 0,4-220 кВ (включая дипломное и курсовое проектирование студентов вузов). При определении УСП использованы базовые показатели стоимости в ценах 1991 г. утверждённые РАО «ЕЭС России» [ ]. а также индексы перехода от базовых цен к текущим ценам 2010 года, рассчитанные с учётом повышающего районного коэффициента для Сибири (Табл. П.2).

Приведенные в Приложении укрупнённые стоимостные показатели могут быть использованы в качестве базовых при технико-экономических расчётах в текущих ценах последующих лет с учётом реальной инфляции.
1. Воздушные линии электропередачи .
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) строительства воздушных линий электропередачи составлены с учётом использования сталеалюминиевых проводов марки АС и унифицированных стальных и железобетонных опор. УСП учитывают все затраты производственного назначения и соответствуют средним условиям строительства и расчётному напору ветра до 0,6 кПа. Значения стоимостных показателей для ВЛ-35-220 кВ в ценах 2007 года приведены в табл. П.3 – П.7.

Отдельные усложняющие условия строительства ВЛ учитываются независимо друг от друга дополнительно.

Для участков ВЛ, проходящих по лесу, стоимости вырубки просеки и устройства лежневых дорог могут быть приняты по данным табл. П.8.

Дополнительные затраты, учитывающие усложнённые условия строительства, могут быть учтены для соответствующих участков трассы с помощью использования повышающих коэффициентов по отношению к принятым средним условиям, приведенным в табл. П.9.

Стоимость двухцепной ВЛ с временной подвеской одной цепи может быть определена как стоимость двухцепной ВЛ за вычетом затрат, приведенных в Примечании к табл. П.7.
2. Кабельные линии
Укрупнённые стоимостные показатели (УСП) кабельных линий 6 – 110 кВ должны учитывать затраты на кабель, оборудование, строительно-монтажные работы, специальные переходы (железнодорожные узлы, магистральные автодороги и т.п.), разборку и восстановление асфальтобетонных покрытий, а при подводной прокладке – размыв траншеи и пригрузку кабельной линии мешками с песком (См. табл. П.10 – П.13).
3. Подстанции
Стоимостные показатели подстанций в большой мере зависят от принятых на них схем электрических соединений в распределительных устройствах подстанции. Схема должна:

– обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

– обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

– быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

– допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

– число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и экономичности, является унификация конструктивных решений по подстанциям. При этом наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций распределительных сетей энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении подстанций.

На рис. 1 приведены типовые схемы РУ – 35-220 кВ, а в табл. 1 дан перечень схем и области их применения.

Блочные схемы 1 и 3 являются, как правило, первым этапом двухтрансформаторной подстанции с конечной схемой «сдвоенный блок без перемычки».

Схема 1 применяется в условиях загрязнённой атмосферы, где целесообразна установка минимума коммутационной аппаратуры. Сдвоенная схема 3 применяется вместо схемы 4 в условиях стеснённой площадки. Для напряжения 35 кВ в схеме 3 при наличии обоснований допускается применение выключателя вместо отделителя (с возможностью создания видимого разрыва путём снятия ошиновки).

При невыполнении условий для применения схемы 12

Расчётные стоимости трансформаторов и автотрансформаторов приведены в табл. П.20 – П.22.

Расчётные стоимости синхронных компенсаторов (табл. П.23) кроме стоимости собственно компенсатора включают затраты на систему охлаждения, газовое и масляное хозяйства, РУ 10 – 20 кВ, силовые и контрольные кабели, а также строительно-монтажные работы по сооружению зданий, фундаментов и монтажу оборудования.

Стоимость конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности приведены в табл. П.24, а стоимости токоограничивающих и дугогасящих реакторов соответственно в табл. П.25 – П.27.

В табл. П.28 приведены данные об удельном весе строительно-монтажных работ и оборудования в общем объёме капитальных вложений в электросетевые объекты.

Показатели постоянной части затрат по подстанции (табл. П.29) учитывают полную расчётную стоимость (включая оборудование и строительно-монтажные работы), в том числе затраты по подготовке и благоустройству территории, обустройство общеподстанционного пункта управления, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадочных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.

Укрупнённые стоимостные показатели распространяются как на вновь сооружаемые, так и на расширяемые и реконструируемые подстанции.

При необходимости приближенной оценки стоимости реконструкции подстанции можно использовать приводимые укрупненные показатели стоимости со следующими коррективами:

1. Стоимость дополнительной установки (или замены) трансформаторов принимается по полной расчетной стоимости устанавливаемого трансформатора.

2. Стоимость расширения РУ с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек (исходя из схемы РУ после реконструкции).

3. Стоимость расширения РУ без выключателей принимается равной разности между стоимостью РУ до и после реконструкции.

4. Стоимость сооружения дополнительного РУ учитывается как на вновь сооружаемой подстанции.

5. Кроме перечисленных выше капитальных работ, следует также учесть постоянную часть затрат в соответствии со схемой подстанции после реконструкции в следующих размерах (в процентах величин, приведенных в табл. П.26):

— при установке (или замене) трансформаторов – 30%;

— при расширении ОРУ высшего напряжения на одну-две ячейки (если общее количество выключателей после реконструкции не более пяти) или на большее число ячеек для любой схемы – 30%;

— при реконструкции ОРУ с принципиальным изменением схемы – 50%;

— при реконструкции ОРУ с переводом на более высокое номинальное напряжение – 90%;

— при сооружении ОРУ среднего напряжения на подстанции с двумя напряжениями следует учесть разность постоянной части затрат для соответствующих подстанций с тремя и двумя напряжениями;

— постоянная часть затрат не учитывается при расширении ОРУ высшего напряжения на одну-две ячейки и общем количестве выключателей после реконструкции более пяти, а также в случаях, если возможность выполняемой реконструкции предусматривалась заранее при сооружении подстанции.

При выполнении одновременно нескольких видов работ (например, расширение ОРУ и замена трансформаторов) постоянная часть затрат учитывается только 1 раз (по наибольшему значению).

6. Из общей суммы затрат на реконструкцию следует вычесть возвратную стоимость демонтируемого оборудования, которое может быть использовано на других объектах, :

где — первоначальная стоимость демонтируемого оборудования; — норма амортизационных отчислений на реновацию, % (см. табл. П.1); — время эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.

Расчет ежегодных издержек на амортизацию и обслуживание.

Амортизационные отчисления предназначаются для капитального ремонта оборудования и сооружений и для полной замены (реновации) основных фондов после их износа.

Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы оборудования и сооружений, а также периодичности и стоимости капитальных ремонтов. Устанавливаются в процентах от стоимости основных фондов.

Ежегодные расходы на обслуживание электрических сетей (текущий ремонт, зарплата эксплуатационного персонала, общесетевые расходы) могут приближенно быть оценены пропорционально стоимости основных фондов.

Расчет затрат на компенсацию потерь электроэнергии. Потери мощности и энергии в элементах электрической сети рассчитываются по общепринятым выражениям:

для линий электропередачи: ,

где — расчётная электрическая нагрузка предприятия, МВА; — номинальное напряжение передачи, кВ; — эквивалентное сопротивление линии электропередачи (для двухцепной линии , — сопротивление цепи), Ом; — число часов максимальных потерь, ч;

где n — число трансформаторов; — потери холостого хода, кВт; — потери короткого замыкания, кВт; — номинальная мощность трансформатора, МВА; — годовое число часов работы трансформатора, ч.

Таким образом, для экономического сравнения вариантов электроснабжения необходимы следующие данные:

1. Максимальная электрическая нагрузка предприятия, , МВА.

2. Категория электроприёмников по надёжности.

3. Число часов использования максимальной нагрузки, и число часов максимальных потерь, , ч:

4. Возможные источники питания, их удалённость l. км.

Информация по вариантам

  1. Конструкция и вид электропередачи;
  2. Тип и материал опор, способ прокладки кабелей;
  3. Выбранные сечения проводов по экономической плотности тока с проверкой по механической прочности с учетом района по гололеду F. мм 2 ;
  4. Данные по ЛЭП: материал, марка проводника, параметры линии;
  5. Схема ГПП, вид и основные параметры оборудования;
  6. Тип трансформаторов, их паспортные данные.

2.3. Пример. Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения предприятия
Выбирается схема внешнего электроснабжения предприятия с расчётной электрической нагрузкой = 15071 кВА, = 7500 ч. Предприятие по надёжности относится к потребителям I-II категорий (70%). Поэтому в вариантах схемы электроснабжения предприятия предусматривается по две ВЛ напряжением 35 и 110 кВ, подсоединённые к разным подстанциям энергосистемы. Таким образом, сравниваются варианты электроснабжения предприятия:
Вариант I. Две питающие линии длиной l = 17,4 км напряжением 35 кВ на железобетонных опорах от разных подстанций системы с трансформацией на низкое напряжение 10 кВ.

Вариант II. Две питающие линии такой же длины напряжением 110 кВ с трансформацией его на ГПП на 10 кВ.

Расчет капиталовложений
Значения токов в нормальном и аварийном режимах
Вариант I: ; . Выбираем провода сечением F = 150 мм 2 марки АС-150, = 450 А.
Вариант II: ; . Выбираем провода сечением F = 70 мм 2 марки АС-70, = 265 А.

Выбор числа, мощности и параметров трансформаторов:

Вариант I: Трансформаторы 2хТД – 10000/35; ;
Вариант II: Трансформаторы 2хТДН 10000/110; .
Капиталовложения в ВЛ:
Вариант I: 2 ∙ 1602 ∙17,4 = 55 749 т.руб.
Вариант II: 2 ∙ 1602 ∙17,4 = 55 749 т.руб.

Здесь – укрупнённые стоимостные показатели для воздушных линий электропередачи (См. Приложение, табл. П.3, П.4).
Капиталовложения в подстанции:
Стоимости комплектных трансформаторных подстанций с двумя трансформаторами мощностью 10 МВА (См. Приложение, табл. П.12):
Вариант I: = 23400 тыс. руб.;
Вариант II: = 32400 тыс. руб.
Всего суммарные капиталовложения по вариантам
Вариант I: = 55749,6 + 23400 = 79148,6 тыс. руб.;
Вариант II: = 55749,6 + 32400 = 88149,6 тыс. руб.
Расчет ежегодных издержек
Ежегодные издержки по ВЛ:
Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт
Вариант I: = 0,008 ∙ 55749,6 = 445,997 тыс. руб./год;
Вариант II: = 0,008 ∙ 55749,6 = 445,997 тыс. руб./год.
Амортизационные отчисления на реновацию
Вариант I: = 0,02 ∙ 55749,6 = 1114,99 тыс. руб./год;
Вариант II: = 0,02 ∙ 55749,6 = 1114,99 тыс. руб./год.
Ежегодные издержки по подстанции:
Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт
Вариант I: = 0,049 ∙ 23400 = 1146,6 тыс. руб./год;
Вариант II: = 0,049 ∙ 32400 = 1587,6 тыс. руб./год.
Амортизационные отчисления на реновацию
Вариант I: = 0,035 ∙ 23400 = 819,0 тыс. руб./год;
Вариант II: = 0,035 ∙ 32400 = 1134,0 тыс. руб./год.
Суммарные издержки на обслуживание и амортизационные отчисления на капитальный ремонт элементов схемы электроснабжения:
Вариант I: = 445,997 +1146,6 = 1592,597 тыс. руб./год;
Вариант II: = 445,997 +1587,6 = 2033,597 тыс. руб./год.
Всего амортизационные отчисления на реновацию для схемы электроснабжения:
Вариант I: = 1114,99 +819,0 = 1933,99 тыс. руб./год;;
Вариант II: = 1114,99 +1134,0 = 2248,99 тыс. руб./год.
Ежегодные издержки на компенсацию годовых потерь электроэнергии в элементах схем по вариантам
Потери в линиях электропередачи определяем по выражению
, где ( n – число цепей ВЛ, – активное сопротивление линии, Ом/км ).
Вариант I: тыс. кВт∙ч/год;
Вариант II: тыс. кВт∙ч/год.
Потери электроэнергии в трансформаторах определяем по

тыс. кВт∙ч/год.
Всего потери энергии в схемах электроснабжения по вариантам
Вариант I: тыс. кВт∙ч/год;
Вариант II: тыс. кВт∙ч/год.
Всего суммарные издержки на компенсацию потерь электроэнергии по вариантам
Вариант I: тыс. руб./год;
Вариант II: тыс. руб./год.
Здесь = 1,35 руб./кВт·ч – средний тариф на электроэнергию для потребителей мощностью более 750 кВА в пересчёте на одну ставку. 
Для наглядности результаты расчетов представляем в виде таблицы.
Таблица 2.1

Основные технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

Выводы: Вариант ЛЭП на напряжении 110 кВ может быть принят для строительства как экономически более целесообразный, поскольку рентабельность дополнительных капиталовложений по более дорогому варианту довольно высока, а срок окупаемости не превышает 5 лет. Такие показатели могут удовлетворить инвестора с учётом предполагаемого роста нагрузок при развитии производства в будущем.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Экономика предприятия / Под ред. д.э.н. В.М. Семенова. – М. Центр экономики и маркетинга, 1996.

2. Экономика промышленности / Н.Н. Кожевников, А.И. Барановский, Н.В. Пирадова и др. В 2-х томах. – М. Изд-во МЭИ. — Т.1 – 1997, Т.2 – 1998.

3. Инвестиционное проектирование: практическое руководство по экономическому обоснованию инвестиционных проектов. – М. Финстатинформ, 1997.

4. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание. М. 1994.

5. Карпов В.Г. Крайнова Э.А. Орешак А.Д. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов. – Уфа, 1995.

6. Кожевников Н.Н. Чинакаева Н.С. Чернова Е.В. Практические рекомендации по использованию методов оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение: Пособие для вузов. – М. изд-во МЭИ, 2000.

7. Виленский П.Л. Смоляк С.А. Как рассчитать эффективность инвестиционного проекта. Расчет с комментариями. – М. Институт промышленного развития (Информэлектро), 1996.

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М. Энергия, 1977. – 288 с.

9. Крючков И.П. Кувшинский Н.Н. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для электроэнергетических специальностей вузов/Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М. Энергия, 1978. – 456 с.

10. Карапетян И.Г. Файбисович Д.Л. Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей. – М. НЦ ЭНАС, 2006.

  1. Укрупнённые показатели стоимости электроэнергетических объектов.