Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Файбисович - Справочник по проектированию электрических сетей

.pdf
Скачиваний:
1461
Добавлен:
04.06.2016
Размер:
7.64 Mб
Скачать

О к о н ч а н и е т а б л . 5.69

Характеристика подстанции

ОРУ 220 кВ

 

Железобетонные

 

Грунты

 

Глина, суглинки

 

 

 

 

 

Технические показатели

Един.

Количество

изм.

Всего

На 1 МВ А

 

Расход металла

 

т

819

0,82

Расход бетона и железобетона,

 

м3

6507

6,5

в т. ч. сборного

 

м3

6188

6,18

Нормы продолжительности проектирования и строительства ПС (СНиП 1.04.03–85) приведены в табл. 5.70.

Т а б л и ц а 5.70

Нормы продолжительности проектирования и строительства подстанций

 

Нормы продолжи-

 

тельности проек-

Характеристика ПС

тирования и строи-

тельства, мес., в т. ч.

 

 

 

 

 

проекти-

строи-

 

рования

тельства

 

 

 

ПС 110/10 кВ с одним или двумя трансформаторами

10

2

мощностью каждый 2500 кВ А

 

 

 

 

 

ПС 110/6-10 кВ с одним или двумя трансформаторами

11,5–13

5–6

мощностью каждый 2500–16000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 110/35/10 кВ (комплектная) с одним или дву-

 

 

мя трансформаторами мощностью каждый 2500

14

2

до 25000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 110-150/35/6–10 кВ с одним или двумя трансфор-

 

 

маторами мощностью каждый 2500–40000 кВ А вклю-

15

7–9

чительно

 

 

 

 

 

ПС 220/6-10 или 220-35/6-10 кВ (комплектная)

 

 

с одним или двумя трансформаторами мощностью

16

4

каждый до 63000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 220/6-10 или 220-35/6-10 кВ с одним или дву-

 

 

мя трансформаторами мощностью каждый

17

11

до 63000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 220/110/6-10 кВ (комплектная) с одним

 

 

или двумя трансформаторами мощностью каждый

17

7

до 125000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 220/110/35/6-10 кВ с двумя трансформаторами

18

15

мощностью каждый до 250000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

301

О к о н ч а н и е т а б л . 5.70

 

Нормы продолжи-

 

тельности проек-

Характеристика ПС

тирования и строи-

тельства, мес., в т. ч.

 

 

 

 

 

проекти-

строи-

 

рования

тельства

 

 

 

ПС 330/110-150/35/6-10 кВ с двумя трансформаторами

19,5

18

мощностью каждый до 250000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 500/110 кВ с двумя трансформаторами мощностью

35,5

18

каждый до 250000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 500/110-220/35/10 кВ с двумя группами трансфор-

 

 

маторов мощностью 3×167000–3×267000 кВ А включи-

38

22–23

тельно

 

 

 

 

 

ПС 500/220-330/110 кВ с двумя группами трансформа-

38–39,5

23

торов мощностью 3×167000 кВ А включительно

 

 

 

 

 

ПС 750/500-330/35 кВ с двумя группами трансформа-

 

 

торов мощностью 3×333000–3×417000 кВ А включи-

47

31–33

тельно

 

 

 

 

 

ПС 750/500/330 кВ с двумя группами трансформато-

 

 

ров напряжением 750/330 кВ мощностью 3×333000

 

 

и с двумя группами трансформаторов напряжением

56,5

36

750/500 кВ мощностью по 3×417000 кВ А включи-

 

 

тельно

 

 

 

 

 

Земельные площади, отводимые под строительство ПС, представлены в табл. 7.17.

Р а з д е л 6

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Основной целью расчетов эффективности развития электрических сетей является выбор оптимальной схемы сети при заданных нагрузках, электропотреблении, размещении источников и потребителей. В практике проектирования электрических сетей и энергосистем для выбора предпочтительного варианта развития сети используется критерий приведенных дисконтированных затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый энергетический эффект.

В условиях рыночной экономики потребовались новые методы технико-экономических обоснований, поскольку целью инвестора, как правило, является выбор объекта для наиболее эффективного размещения капитала.

На основании анализа зарубежного, в основном европейского, опыта были составлены «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования», утвержденные в 1999 г. Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике. В этих рекомендациях предложены следующие показатели эффективности:

показатели коммерческой (финансовой) эффективности, учитывающие финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников;

показатели бюджетной эффективности, отражающие финансовые последствия осуществления проекта для федерального, регионального или местного бюджета;

показатели общественной (социально-экономической) эффективности, учитывающие затраты и результаты, связанные с реализацией проекта, выходящие за пределы прямых финансовых интересов участников инвестиционного проекта и допускающие стоимостное выражение.

Для крупномасштабных (существенно затрагивающих интересы города, региона или всей России) проектов рекомендовалось оценивать экономическую эффективность.

303

Эффективность капитальных вложений (инвестиций) определяется сопоставлением затрат и получаемого эффекта. В общем случае в качестве затрат рассматриваются инвестиции, эксплуатационные издержки, выплата процентов и погашение кредита, налоги, а в качестве получаемого эффекта – выручка от реализации продукции.

Электрические сети сами не производят продукцию, которая могла быть продана с целью получения прибыли, а осуществляют услуги по транспорту электроэнергии, управлению режимами работы энергосистемы и т. д. Поэтому эффективность объектов электрической сети должна оцениваться по их влиянию на стоимость поставляемой потребителю электроэнергии. Поскольку инвестиции, необходимые для осуществления электросетевого строительства, в конечном итоге обеспечиваются за счет всех потребителей, оплачивающих их через тариф на электроэнергию, обоснование инвестиций должно выполняться по критерию общественной (социальноэкономической) эффективности, отражающему интересы всех потребителей, т. е. формально так же, как и при плановой экономике. Поэтому эффект должен определяться путем сопоставления затрат

сэффектом, получаемым потребителями от осуществления сетевого проекта.

Всилу указанных обстоятельств методика определения эффективности электросетевых объектов должна основываться на следующих основных положениях:

1. При выборе варианта развития сети (при одинаковом производственном эффекте) в качестве основного критерия используется, как правило, условие минимума приведенных (дисконтированных) затрат. В отдельных случаях с длительными расчетными периодами выбранный вариант может при необходимости проверяться по критериям эффективности инвестиций в объект.

2. Выбор варианта крупных капиталоемких сетевых объектов

сдлительными сроками строительства и эксплуатации (ППТ, электропередачи 1150 кВ и др.) рекомендуется проводить путем анализа системы показателей эффективности инвестиций. При этом в случае неоднозначности исходной информации целесообразно варьировать показатели и нормативы с целью проверки устойчивости результатов.

3. Для сетевых объектов, сооружаемых для внешнего электроснабжения промышленных предприятий, выбор варианта схемы может определяться по критерию приведенных затрат. Если ведутся расчеты по выбору площадки, оптимальная схема внешнего электроснабжения рассматривается для каждой площадки отдельно. На основе выбранной схемы внешнего электроснабжения электроснабжающая организация сообщает потребителю расчетные тари-

304

фы на электроэнергию. Эти тарифы используются потребителем для расчетов эффективности инвестиций в объект.

4. Для сетевых объектов, сооружаемых для выдачи мощности электростанций, оптимальный вариант определяется по критерию приведенных затрат (при выборе площадки электростанции – для каждой площадки в отдельности). Капитальные затраты и эксплуатационные издержки сетевых объектов включаются в состав затрат электростанций для определения эффективности их строительства.

6.2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономи- ческого сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности. Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект.

В условиях плановой экономики технико-экономические показатели объектов электроэнергетики оценивались в нашей стране по известной формуле приведенных дисконтированных затрат:

 

 

 

Tи

 

 

 

 

Зt (ЕнКt + Иt )(1+ Ен.п. )it ,

(6.1)

 

 

 

t =1

 

где

Зt

приведенные затраты;

 

 

Кt

капитальные затраты в год t;

 

 

Ен

нормативный коэффициент эффективности капитальных

 

 

 

вложений, назначение которого – приведение капитальных

 

 

 

затрат к уровню ежегодных издержек;

 

 

Иt

ежегодное приращение издержек И в год t,

Иt = Иt – Иt – 1;

 

 

 

t = 1, ……., Ти;

 

 

Ти

период времени строительства и эксплуатации объекта с из-

 

 

 

меняющимися издержками;

 

 

Ен. п.

норматив приведения (дисконтирования) разновременных

 

 

 

затрат;

 

 

i

год приведения.

 

Метод приведенных затрат предполагал, что после окончания срока службы объект должен быть возобновлен, для чего в составе ежегодных издержек учитывалась накапливаемая амортизация (реновация).

Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений Ен и норматив дисконтирования Ен. п. по существу должны

305

быть одинаковыми. В условиях плановой экономики государственные органы с помощью дифференцирования коэффициента Ен по отраслям народного хозяйства искусственно завышали эффективность отдельных отраслей. Для электроэнергетики в 60–80-х гг. нормировались Ен = 0,12 и Ен. п. = 0,08. В условиях рыночных отношений эти коэффициенты должны быть одинаковыми. Для сравнительной экономической оценки вариантов технических решений в качестве одного из показателей используются суммарные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капиталовложений и издержек за срок службы объекта:

 

 

 

Трасч

Трасч

 

 

 

З =

Зt (1+ Ен.п. )1−t = (Кt + Иt )(1+ Ен.п. )1−t ,

(6.2)

 

 

 

t =1

t =1

 

где

З –

сумма дисконтированных затрат;

 

 

Кt

капитальные затраты в год t;

 

 

Иt

эксплуатационные издержки в год t;

 

 

Ен. п.

норма дисконта;

 

 

t

текущие годы строительства и эксплуатации объекта;

 

 

Трасч

срок службы объекта; дисконтированные затраты приводят-

 

 

 

ся к началу расчетного периода (t = 1).

 

Вформуле (6.2) амортизационные отчисления на реновацию ар

всоставе Иt не учитываются, поскольку в условиях рыночных отношений в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или на замену выбывающих объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут

расходоваться не только на финансирование Кt, но и на другие цели.

Критерием для выбора варианта развития сети, ее части или отдельного объекта является минимум суммарных дисконтированных приведенных затрат.

Капитальные вложения (К), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в прогнозных ценах одного уровня и по источникам равной достоверности.

Расчеты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут приниматься по аналогам или укрупненным показателям стоимости линий и ПС (раздел 7) с применением индексов пересчета на дату разработки проектных материалов.

Одни и те же элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Стоимости реконструкции (техперевооружения и расширения) действующих объектов могут определяться с учетом затрат, связанных с их реализацией, по формуле

306

 

 

 

Крек = Кнов + Кдем – Кост,

(6.3)

где

Кнов

стоимость вновь устанавливаемого оборудования;

 

 

Кдем

стоимость демонтажа;

 

 

 

 

Кост

остаточная стоимость демонтируемого оборудования, ко-

 

 

 

торое не отработало нормативный срок службы и пригодно

 

 

 

для использования на других объектах.

 

 

Кост определяется по формуле

 

 

 

 

 

 

 

ар t

 

 

 

 

Кост = К0 1

 

,

(6.4)

 

 

 

 

 

 

 

 

100

 

где

К0

первоначальная стоимость демонтируемого оборудования,

 

 

 

принимается по действующим ценам;

 

 

ар

норма амортизационных отчислений на реновацию;

 

 

t

продолжительность эксплуатации оборудования до его де-

 

 

 

монтажа, лет.

 

 

 

Амортизационные отчисления приведены в табл. 6.1.

Т а б л и ц а 6.1

Амортизационные отчисления (утверждены постановлением Правительства РФ от 1 января 2002 г. № 1)

Наименование элементов

Срок полезного ис-

Коэффициент

электрических систем

пользования, лет

амортизации, ар

Трансформаторы, выключатели,

 

 

разъединители, отделители,

от 15 до 20 включит.

6,7–5%

преобразователи статические

 

 

Генераторы к паровым, газовым

 

 

и гидравлическим турбинам.

от 25 до 30 включит.

4–3,3%

Синхронные компенсаторы

 

 

ВЛ на металлических опорах

от 10 до 15 включит.

10–6,7%

ВЛ на ж/ б опорах

от 15 до 20 включит.

6,7–5%

Кабели с медной жилой

свыше 30 лет

свыше 3,3%

Провода и другие кабели

от 20 до 25

5–4%

П р и м е ч а н и е .

Приведенные данные основаны на зарубежном опыте; в отечественной проектной практике они пока не нашли широкого применения. В расчетах применяются действующие нормы амортизационных отчислений, установленные ранее:

электрооборудование РУ – 4,4%; ВЛ 35 кВ и выше на металлических ж/ б опорах – 2%;

ВЛ 35 кВ и выше на деревянных опорах – 3,3%; КЛ 110 кВ и выше в земле, помещениях и в воде – 2%.

Эксплуатационные издержки t) определяются по выражению

 

Иt = Иt + Иф + Иt,

(6.5)

где

Иt – общие годовые эксплуатационные расходы по электросете-

 

вому объекту без учета затрат на амортизацию (табл. 6.2);

307

Иф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, облигациям и др. по годам расчетного периода;

Иt – затраты на возмещение потерь электроэнергии.

 

 

Т а б л и ц а 6.2

Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание

 

элементов электрической сети, % капитальных затрат

 

 

 

 

 

Наименование элементов

Затраты

Ремон-

Общие

на обслу-

отчис-

энергетических систем

ты

живание

ления

 

 

Электрооборудование и распределительные

 

 

 

устройства (кроме ГЭС):

 

 

 

до 150 кВ

3,0

2,9

5,9

220 кВ и выше

2,0

2,9

4,9

Электрооборудование и распределительные

 

 

 

устройства ГЭС:

 

 

 

до 150 кВ

3,0

2,5

5,5

220 кВ и выше

2,0

2,5

4,5

ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобе-

0,4

0,4

0,8

тонных опорах

 

 

 

ВЛ 35–220 кВ на деревянных опорах

0,5

1,6

2,1

КЛ до 10 кВ

 

 

 

со свинцовой оболочкой, проложенные:

 

 

 

в земле и помещениях

2,0

0,3

2,3

под водой

2,0

0,6

2,6

с алюминиевой оболочкой,

2,0

0,3

2,3

проложенные в земле и в помещениях

 

 

 

с пластмассовой изоляцией,

2,0

0,3

2,3

проложенные в земле и помещениях

 

 

 

КЛ 20–35 кВ со свинцовой оболочкой, про-

 

 

 

ложенные:

 

 

 

в земле и помещениях;

2,0

0,4

2,4

под водой

2,0

0,8

2,8

КЛ 110–220 кВ, проложенные:

 

 

 

в земле и помещениях;

2,0

0,5

2,5

под водой

2,0

1,0

3,0

 

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

Иt рассчитыва-

ются по формуле

 

 

 

Иt = Эt Ц,

(6.6)

где

Эt

расчетные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом

 

 

объекта;

 

 

Ц –

тариф на электроэнергию.

 

308

При оценке затрат на возмещение потерь величина тарифа на электроэнергию принимается с учетом:

рынка электроэнергии – оптового или регионального; напряжения сети; района размещения потребителя.

Норма дисконта. Дисконтированием затрат называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к ценности на начало расчетного периода (момент приведения).

Норма дисконта (Ен. п.), выраженная в долях единицы или в процентах в год, является основным экономическим нормативом, используемым при оценке эффективности инвестиционных проектов.

Различаются следующие нормы дисконта: коммерческая, участника проекта, социальная (или общественная) и бюджетная.

Поскольку обоснование инвестиций в развитие электрических сетей рекомендуется выполнять по критерию общественной эффективности, в качестве нормы дисконта можно использовать социальную норму.

Социальная (общественная) норма дисконта характеризует минимальные требования общества к эффективности проектов. Социальная норма дисконта считается централизованным параметром и должна устанавливаться органами управления народным хозяйством России в увязке с прогнозами экономического и социального развития страны.

До централизованного установления социальной нормы дисконта вместо нее для оценки эффективности проекта в целом можно применять коммерческую норму дисконта.

Коммерческая норма дисконта может устанавливаться в соответствии с требованиями минимально допустимой доходности вкладываемых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок банков. Указанное может соответствовать процентной ставке по годовым еврокредитам на Лондонском рынке (LIBOR), составляющей 4–6%.

На уровне 2006 г. годовые процентные ставки Сберегательного Банка России превышают аналогичные ставки европейских банков и, в частности, ставки LIBOR по годовым еврокредитам. Нормы дисконта составляют в США 8%, во Франции – 7%. В отечественной практике норму дисконта рекомендуется оценивать исходя из средней европейской депозитной ставки банков на уровне 8–12%.

Значение Ен. п. существенно влияет на результаты расчета, так с ее повышением возрастает влияние затрат первых лет расчетного периода. Поэтому для крупных капиталоемких объектов может потребоваться учет фактора неопределенности и риска с варьированием исходной информации, в том числе Ен. п., и проверкой результатов расчета на устойчивость.

309

Расчетный период. Развитие электрической сети во всех сравниваемых вариантах должно рассматриваться за один и тот же период времени. Учитывая, что условия работы и режимы электрической сети подвержены существенным изменениям во времени, целесо – образно рассматривать в качестве расчетного периода не срок службы объектов, а временной уровень, на который разрабатывается проект.

Выбор схем развития электрических сетей выполняется, как правило, на следующие перспективные уровни (расчетные сроки):

Единая национальная электрическая сеть – 10 лет; основная сеть ОЭС – 10 лет; распределительная сеть – 5–8 лет;

сеть внешнего электроснабжения промышленных предприятий, электрифицируемых участков железных дорог, перекачивающих станций магистральных нефтепроводов, газопроводов и продуктопроводов, выдачи мощности электростанций и т. п. – сроки ввода в работу (освоения мощности) объекта, с которым связано сооружение проектируемой сети.

6.3. RAB-РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРИ РАСЧЕТЕ ТАРИФА НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ

С 90-х годов прошлого столетия электроэнергетическая отрасль России работает в условиях государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию. Основное влияние на ценообразование в отрасли оказывают динамика цен на топливо, инфляция и объемы инвестиций из собственных источников энергокомпаний.

Тарифы на электроэнергию определяет государство через Федеральную службу по тарифам (ФСТ). Порядок принятия решений по установлению цен определяется Правительством РФ. Задачей ФСТ является установление минимальных и максимальных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию на три года вперед и предельных тарифов на год для всех регионов России. Региональные энергетические комиссии (РЭК) определяют тарифы в регионе для конечных групп потребителей, а также обеспечивают защиту экономических интересов потребителей и производителей электрической и тепловой энергии.

Традиционная тарифная политика возникла в условиях бюджетного дефицита 1990-х годов, когда задачей государства было перераспределение тарифной нагрузки с населения и бюджета на устойчивую часть коммерческого сектора. Такая тарифная политика не соответствуетсовременнымзадачамразвитияэнергетики.Действующие

310