1. Экономическое обоснование выбора вариантов схемы электроснабжения

Для обоснования выбора схемы электроснабжения необходимо рассчитать:

1. основной результат, а также (если имеются данные), сопутствующий и социальный результаты (Р);

2. инвестиции (капитальные вложения) (К);

3. текущие затраты или эксплуатационные расходы с зависимости от сферы производства или обращения (И);

4. средневзвешенную стоимость капитала или ставку дисконтирования, а также коэффициент приведения затрат (q)

При этом следует учитывать ряд особенностей.

• Первая заключатся в том, что прибыль образуется на всех этапах производства, передачи и распределения электроэнергии. Поэтому, для электросетевых объектов учитывается только часть общей прибыли энергосистемы от реализации продукции.

• Вторая состоит в том, что по своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для различных целей, каждая из которых приводит к увеличению пропускной способности сети а, значит, и к образованию дополнительной прибыли в энергосистеме. Сетевые объекты, специально сооружаемые для сокращения потерь или повышения надежности, практически не встречаются.

Определение эффективности капитальных вложений (инвестиций) в эти объекты сводится к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме.

Основной результат и его стоимостная оценка при сооружении электрической сети определяется по формуле:

(1.1)

где Т_э – тариф на электроэнергию в данной энергосистеме (руб./МВт. час);

j – доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрическую сеть;

W – дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта (МВт. час.);

∆W – потери в сети (МВт. час);

∆М(У) – увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов (математическое ожидание ущерба), руб.

Численное значение стоимости, для упрощения расчетов, принимается в долях (j) и оценивается величиной, равной примерно 0,3 -0,4.

Если проектируемый электросетевой объект предназначен для выдачи мощности, то W соответствует электроэнергии, поступающей в данный объект, а ∆W – потерям электроэнергии в этом объекте.

Если объект сооружения вводится в замкнутой сети и его ввод приведет к перераспределению потоков мощности на соседних участках сети, то W должно соответствовать дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в рассматриваемый участок сети в связи с вводом проектируемого объекта, а ∆W – изменению потерь в этой сети (с соответствующим знаком),

где W – потери в сети после ввода объекта;

W – потери в сети до ввода объекта.

Увеличение прибыли может быть вызвано также и повышением надежности вводимого электросетевого объекта, выражающейся в основном в снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии.

На прирост прибыли могут воздействовать также другие факторы, возникающие в результате оптимизации режима работы электростанций, включенных в параллельную работу.

Стоимость годовых потерь электроэнергии определяют по формуле:

(1.2)

где ΔW_i — годовые потери электроэнергии в элементах схемы, МВт∙ч.;

γ — удельная стоимость электроэнергии (потерь), руб./МВт∙ч. Величина γ зависит от тарифов на электроэнергию в данной энергосистеме [П2], от режима потребления электроэнергии и определяется выражением:

(1.3)

где а — основная ставка двухставочного тарифа, руб./МВт, месяц;

b — дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребляемую энергию, руб./МВт∙ч.

Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:

(1.4)

Математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении промышленного предприятия может быть определено по формуле 1.5

М(У) = у_оМ (W) (1.5)

где у_о — удельная стоимость, руб./МВт∙ч, определяемая по формуле 1.3.

M(W) — математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям из-за аварийных перерывов в системе электроснабжения, МВт∙ч, для одноцепной линии с резервной кабельной линией:

M(W) = (P_p — P_p1) h₁ T_max (1.6)

для двухцепной линии:

M(W) = P_p = h₂'' T_max + (P_p — P_p1) h₂' T_max (1.7)

где P_p1 — расчетная активная нагрузка потребителей первой категории, МВт;

h₁ — вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для одноцепной линии;

h₂' и h₂'' — вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для двухцепной линии соответственно для одной и двух цепей.

Для одной цепи вероятность аварийного перерыва может быть определена как сумма вероятностей аварийного отключения последовательных элементов цепи:

(1.8)

где h_i — вероятность аварийного отключения i-того элемента цепи;

m_i — ожидаемое число повреждений i-того элемента цепи за год, раз/год;

t_авi — число часов аварийного простоя i-того элемента цепи за один отказ, ч.

Величины m_i и t_авi определяются на основе справочников.

По формуле 1.9 определяется и вероятность аварийного перерыва для каждой цепи двухцепной линии h_1ц и h_2ц. Можно принимать:

h_ц = h_1ц = h_2ц (1.9)

Для двухцепной линии вероятность аварийного отказа:

• одной линии

h₂' = (1 — h_1ц) h_2ц + (1 — h_2ц) h_1ц = 2 h_ц (1 — h_ц) (1.10)

• двух цепей одновременно:

h₂'' = h_1ц h_2ц = h_ц² (1.11)

Инвестиции (капитальные затраты) на сооружение системы электроснабжения включают расходы на оборудование, а также строительные и монтажные (демонтажные) работы:

К_i = К_об + К_ст + К_м (1.12)

где К_i — капитальные затраты на i-тый элемент схемы электроснабжения, руб.;

К_об, К_ст, К_м — соответственно затраты на оборудование, строительные, монтажные (демонтажные) работы, руб.;

К_об определяют по соответствующим прейскурантам для различных видов оборудования.

Для расчета К_ст и К_м можно пользоваться справочными данными по ценам на строительно-монтажные работы или принимать в размере 10—20% от стоимости оборудования.

Чаще всего, при экономическом обосновании рассматриваются четыре схемы электроснабжения, различающиеся количеством цепей (одно или двух цепная) и напряжением.

Поэтому инвестиции (капитальные затраты) для рассматриваемых схем включают:

К = К_л + K_ГПП +К_кл (1.13)

где К_л — инвестиции (капитальные затраты) в одноцепную или двухцепную линию;

K_ГПП — то же по ГПП с одним или двумя трансформаторами;

К_кл — то же для резервной кабельной линии.

Капитальные затраты в линии могут быть определены по формуле:

К_л = к_л.уд. l (1.14)

где к_л.уд — удельные затраты на один км. линий, которые можно определить по справочным материалам или принять равными от 500 до 700 тыс. руб.

Аналогично рассчитывают инвестиции в кабельные линии, взяв необходимые данные из справочников по ценам.

Капитальные затраты на ГПП могут быть определены также по справочным материалам, а при отсутствии типовых проектов ГПП с выбранными типами трансформаторов для определения капитальных вложений можно использовать следующую формулу:

(1.15)

где К'_ГПП — капитальные затраты для типовой ГПП, руб.;

S_нт — мощность трансформаторов, выбранных по расчету, кВ∙А;

S'_нт — мощность трансформаторов типовой ГПП, кВ∙А.

Расчет годовых эксплуатационных расходов производится в соответствии с формулой:

И = ∑С_ai + ∑С_oi (1.16)

где ∑С_ai — сумма амортизации, рассчитанная исходя из среднегодовой стоимости соответствующих групп основных фондов и норм амортизации по всем элементам схемы, руб.;

∑С_oi — суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих, занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость расходуемых при эксплуатации и текущем ремонте материалов), руб.;

Сумма амортизационных отчислений определяют по элементам схемы электроснабжения:

(1.17)

где Н_аi — норма амортизации для i-того элемента схемы электроснабжения;

п — количество разнотипных элементов схемы.

Затраты на обслуживание и текущий ремонт можно определять в процентах от капитальных затрат:

(1.18)

где Н_оi — годовой норматив расходов на обслуживание для i-того элемента схемы электроснабжения. Обычно этот показатель составляет от 20 – 30%.

Ставка дисконтирования учитывает источник финансирования инвестиций и ставку доходности по каждому источнику. Состоит эта ставка из двух элементов: безрисковой (базовой, опорной) нормы доходности и премии за риск. В качестве безрисковой нормы доходности можно использовать:

• действующий уровень рентабельности,

• ставку дивиденда по привилегированным акциям;

• ставку рефинансирования Центробанка (8%).

Ставка дисконтирования или процентная ставка, таким образом, зависит от удельного веса источника финансирования и степени доходности по каждому источнику. Серьезным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования, является учет риска. Риск в инвестиционном процессе, предстает в виде возможного уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала по сравнению с ожидаемой. В данном проекте учет риска можно не производить.