Технико-экономическое обоснование проекта

При разработке различных проектов (вариантов проекта) все интегрированные показатели должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегрированных показателей экономической эффективности относятся:

• — интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД);
• — индекс доходности (ИД);
• — внутренняя норма доходности.

Интегрированный эффект (ЭИНТ) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному этапу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над затратами (расходами).

Величина ЭИНТ (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где Rt — результат (доходы), достигаемые на t-ом этапе расчета;

Зt — затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом этапе расчета;

Т — продолжительность расчетного периода Т;

К — величина дисконтированных капиталовложений (инвестиций):

бt — коэффициент дисконтирования:

.

Е — норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на вложенный капитал;

t — номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта;

Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

.

.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является решением уравнения:

.

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости — минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это — период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления.

Кроме интегрированных показателей экономической эффективности проекта обычно ещё осуществляют оценка финансового состояния предлагаемого проекта (или вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются: рентабельность производства, рентабельность продукции, коэффициент ликвидности.

Рентабельность производства определяется:

.

где Пв — валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т, (т.руб./год);

— среднегодовая стоимость производственных фондов (т.руб.).

Рентабельность продукции определяется:

.

где Пч — чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т (т.руб./год);

— суммарная выручка от реализации (т.руб./год).

В дополнение к финансовым показателям в оценке эффективности проекта следует использовать натуральные, в том числе, производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.

Оценка финансового состояния и другие расчеты данного проекта не проводились. Фактически технико-экономическая оценка проекта сведена к определению эффективности в соотношении с технологическими потерями электроэнергии при ее передаче и трансформации по электрическим сетям.

Исходные данные При определении капиталовложений были использованы материалы реализации проекта по строительству и вводу в эксплуатации электрической подстанции «Хомутово-2», которое было предусмотрено Федеральной целевой программой «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» [Официальный сайт агентства газификации и развития инфраструктуры Сахалинской области. — URL: http://gas.admsakhalin.ru/page.php?news=24].

В целом стоимость строительства и ввода в эксплуатацию ПС составила 585 млн. рублей. Финансирование осуществлялось за счет средств федерального и областного бюджетов. Генеральным подрядчиком по реализации этого инвестиционного проекта выступило ЗАО «ГК «Электрощит"-ТМ Самара».

Генеральным подрядчиком было произведено и поставлено два силовых трансформатора ТДТН-40 000/110-У1, ОРУ 110 кВ по схеме 110−13Н с двумя рабочими и обходной системой шин на 9 ячеек, ОРУ 35 кВ по схеме 35−9 с одной рабочей системой шин, секционированной выключателем, ЗРУ 10 кВ по схеме 10−1 с одной одиночной системой шин, секционированной выключателем. Все монтажные изделия также были изготовлены на основной производственной площадке в Самаре с применением технологии горячего цинкования.

В показатели стоимости ПС включены стационарные устройства для ревизии трансформаторов и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ».

Показатели стоимости ПС приведены с учетом НДС (18%), соответствуют нормальным условиям строительства и учитывают все затраты производственного назначения, а также затраты на временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы, авторский надзор и прочие работы. Показатели стоимости ПС приведены для наиболее распространенных типов оборудования ПС.

В качестве исходной принята стоимость объекта 585 млн руб.

Норма доходности рубля принимается согласно среднего процента по инвестиционным проектам в электроэнергетике (в 2014 году Е = 12% [данные Росстата для предприятий электроэнергетики]).

Примем продолжительность строительной стадии и ввода в эксплуатацию — 3 года, начало эксплуатации подстанции последний месяц третьего года, распределение капиталовложений по первому, второму и третьему году строительства соответственно — 20, 40 и 40%.

Примем продолжительность расчётного периода (горизонт расчёта) равным 13 лет (3 года строительства и 10 лет эксплуатации), время использования максимума нагрузки высокого напряжения составляет 6234,3 час, количество электроэнергии передаваемой за год 107 230 МВт· час (СН-1: 55 279 МВт· час и СН-2: 51 933 МВт· час).

Резерв дополнительной мощности электроэнергии в 20%, который имеет подстанция планируется ввести равными частями в течение первых трёх лет после ввода подстанции в эксплуатацию.

Рост тарифов на передачу электроэнергии в сети принимаем 15% в год.

Расчет потерь электроэнергии выполнен в соответствии с п. 23 Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утв. приказом Минэнерго России от 30.12.2008 г. № 326 (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 01.02.2010 № 36).

Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя:

• а) технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций;
• б) потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии.

Объем (количество) технологических потерь электроэнергии в целях определения норматива технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде (приложение 1 к Инструкции № 326).

Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) условно-постоянных потерь и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) нагрузочных (переменных) потерь.

Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета. Номенклатура элементов расхода электроэнергии на собственные нужды приведена в приложении 2 к Инструкции № 326.

Условно-постоянные потери электроэнергии — технические потери электроэнергии, практически не зависящие от нагрузки. Условно-постоянные потери электроэнергии трансформаторной подстанции 110 кВ включают в себя:

• — потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);
• — потери на корону в воздушных линиях (ВЛ) 110 кВ и выше;
• — потери в синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторах;
• — потери в шунтирующих реакторах (ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанции (СППС);
• — потери в системе учета электроэнергии, в ом числе, трансформаторах тока (ТA), трансформаторах напряжения (ТV), счетчиках и соединительных проводах;
• — потери в вентильных разрядниках (RV), ограничителях перенапряжений (ОПН);
• — потери в устройствах присоединений высокочастотной связи (ВЧ связи);
• — потери в изоляции кабелей;
• — потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;
• — расход электроэнергии на собственные нужды (СН) подстанций (ПС);
• — расход электроэнергии на плавку гололеда.

Потери на корону в ВЛ, в изоляции кабелей, от токов утечки по изоляторам ВЛ, расход электроэнергии на плавку гололеда в данном экономическом расчете электрической подстанции не учитываются.

Потери электрической мощности на холостой ход при работе нескольких силовых трансформаторов:

где:

k — количество одинаковых трансформаторов на ПС, в нашем случае k=2;

PХХ — потери активной мощности в режиме холостого хода по паспорту, 23 кВт.

Потери электроэнергии в силовых трансформаторах:

где:

Тгод — длительность работы трансформаторов, 8760 час.

Расчет потерь электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжений, устройствах присоединения ВЧ связи, измерительных трансформаторах напряжения, электрических счетчиках 0,22−0,66 кВ принимаются в соответствии с данными заводов-изготовителей оборудования. При отсутствии данных завода-изготовителя расчетные потери принимаются в соответствии с таблицей 3.

Таблица 8.1 — Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (RV), ограничителях перенапряжений (FV), измерительных трансформаторах тока (ТA) и напряжения (ТV) и устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ) (на одно устройство).

Класс напряжения, кВ.	Потери электроэнергии, МВт•час в год, по видам оборудования.
RV.	FV.	ТА.	ТV.	УПВЧ.
	0,021.	0,001.	0,1.	1,9.	0,01.
	0,091.	0,013.	0,4.	3,6.	0,02.
	0,60.	0,22.	1,1.	11,0.	0,22.

Примечания.

• 1. Потери электроэнергии в УПВЧ даны на одну фазу, для остального оборудования — на три фазы.
• 2. Потери в трех однофазных ТV принимаются равными потерям в одном трехфазном ТV.
• 3. Потери электроэнергии в ТA напряжением 0,4 кВ принимаются равными 0,05 тыс. кВтч/год.
• 4. Значения потерь, приведенные в таблице, соответствуют году с числом дней 365. При расчете потерь в високосном году применяется коэффициент к = 366/365 (в данных расчетах не учитывается).

Потери электроэнергии в измерительных трансформаторах тока (ТA) определены на основании исходных данных о количестве ТA и удельных потерях электроэнергии на один комплект трансформаторов по уровням напряжения исходя из продолжительности расчетного периода 365 дней. Результаты расчета приведены в табл. 2.

Таблица 8.2 — Результаты расчета потерь электроэнергии в измерительных трансформаторах тока.

Уровень напряжения.	кВ.				Всего.
Потери электроэнергии в одном комплекте ТА на три фазы.	МВт· час в год.	1,1.	0,4.	0,1.
Количество комплектов ТА на три фазы.	шт.
Потери электроэнергии.	МВт· час в год.	20,9.	10,4.	2,4.	33,7.

Таблица 8.3 — Результаты расчета потерь электроэнергии в измерительных трансформаторах напряжения.

Уровень напряжения.	кВ.				Всего.
Потери электроэнергии в одном комплекте ТV на три фазы.	МВт· час в год.		3,6.	1,9.
Количество комплектов ТV на три фазы.	шт.
Потери электроэнергии.	МВт· час в год.		7,2.	20,9.	50,1.

Вентильные разрядники служат для защиты изоляции электрооборудования от перенапряжений в электрических сетях. Вентильные разрядники устанавливают возле трансформаторов, а также у вводов воздушных линий в распределительное устройство. Действие вентильного разрядника основано на том, что при увеличении напряжения сопротивление уменьшается. Более современными средствами защиты от перенапряжений являются нелинейные ограничители перенапряжения (FV).

Таблица 8.4 — Результаты расчета потерь электроэнергии в ограничителях перенапряжений (FV).

Уровень напряжения.	кВ.				Всего.
Потери электроэнергии в одном комплекте FV на три фазы.	МВт•час в год.	0,22.	0,013.	0,001.
Количество комплектов FV на три фазы.	шт.
Потери электроэнергии.	МВт час в год.	0,88.	0,052.	0,004.	0,936.

Таблица 8.5 — Результаты расчета потерь электроэнергии в устройствах присоединения ВЧ связи (УПВЧ).

Уровень напряжения.	кВ.				Всего.
Потери электроэнергии в одном комплекте УПВЧ на одну фазу.	МВт•час в год.	0,22.	0,02.	0,01.
Количество комплектов УПВЧ на одну фазу.	шт.
Потери электроэнергии.	МВт•час в год.	0,66.	0,06.	0,03.	0,75.

Потери электроэнергии в электрических счетчиках приняты 0,5 МВт•час в год.

Расчет потерь электроэнергии в компенсирующих устройствах

К статическим компенсирующим устройствам (КУ) относятся батареи статических конденсаторов (БК) и статические тиристорные компенсаторы (СТК). В проектируемой подстанции применяются батареи статических конденсаторов.

Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах определены по формуле:

.

где:

— удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными компенсирующего устройства;

— номинальная емкостная мощность компенсирующего устройства;

— число часов работы компенсирующего устройства в.

году.

При отсутствии паспортных данных значение? Pку принимают равным для БК 0,003 кВт/кВАр, для СТК 0,006 кВт/кВАр. принято равным 0,003 кВт/кВАр.

Годовое потребление реактивной мощности на стороне ВН, МВАр· час:

.

где.

99,764 и 144,77 данные реактивной мощности в летний и зимний период (см. табл. 1.3). Результаты расчета приведены в табл. 5.

Таблица 8.6 — Результаты расчета потерь электроэнергии в статических компенсирующих устройствах.

Удельные потери мощности.	Мощность КУ (емкостная составляющая).	Потери электроэнергии.
Обозначение.	PКУ.	QКУ.	WКУ.
Ед изм.	МВт/МВАр	МВАр•час.	МВт•час.
Тип КУ: БК.	0,003.	44 064,880.	132,195.

Расчет потерь электроэнергии в шунтирующих реакторах, соединительных проводах и сборных шинах подстанции 110 кВ.

Потери электроэнергии в шунтирующих реакторах подстанции 110 кВ принято 32 МВт•час в год на 1 МВА максимальной мощности сети.

Всего: 32 Ч 18,576 = 594,432 МВт•час.

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанции 110 кВ определены из расчета удельной потери электроэнергии на одну подстанцию 11 МВт•час в год.

Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с расчетным значением, которое было определено в п. 6.1 и равна 24,73 кВт, отсюда потери электроэнергии на собственные нужды.

.

Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии в данном расчете приняты 0,1% от суммы условно-постоянных и нагрузочных потерь.

Итого условно-постоянные потери электроэнергии:

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии Нагрузочные (переменные) потери электроэнергии — технические потери электроэнергии в линиях и силовых трансформаторах, зависящие от передаваемой нагрузки. Нагрузочные потери электроэнергии могут быть определены для:

• — линий электропередачи;
• — силовых трансформаторов.

Ввиду отсутствия расчета линий электропередач расчет потерь данного вида не производится.

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах

Нагрузочные потери электроэнергии в трехобмоточных силовых трансформаторах 110 кВ определены по методу средних нагрузок.

Если паспортные данные оборудования содержат одно из трех значений потерь короткого замыкания, то расчет активных сопротивлений выполняется с использованием «сквозного активного сопротивления» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 11.

Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

.

где:

РКЗ — потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт.

Таблица 8.7. — Соотношение мощностей и активных сопротивлений трехобмоточного трансформатора.

Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, %.	Активное сопротивление, Ом.
SВ.	SС.	SН.	RТ В.	RТ С.	RТ Н.
			0,5 RСКВ.	0,5 RСКВ.	0,5 RСКВ.
			0,5 RСКВ.	0,75 RСКВ.	0,5 RСКВ.
			0,5 RСКВ.	0,5 RСКВ.	0,75 RСКВ.
			0,5 RСКВ.	0,82 RСКВ.	0,82 RСКВ.
			0,5 RСКВ.	0,5 RСКВ.	RСКВ.
			0,5 RСКВ.	RСКВ.	RСКВ.
			0,5 RСКВ.	0,5 RСКВ.	1,5 RСКВ.

При равной мощности всех обмоток 100 Ч 100 Ч 100:

RТ В = RТ С = RТ Н = 2,58 Ом.

где:

PТ В, PТ С, PТ Н, QТ В, QТ С, QТ Н — средние значения активной и реактивной мощностей по обмоткам трехобмоточного трансформатора, принимаемые на интервале Т неизменными, МВт, МВАр соответственно;

UСР В, UСР С, UСР Н, — значения напряжения по высшей, средней и низшей обмоткам автотрансформатора (трехобмоточного трансформатора) на интервале времени, соответственно 110, 35 и 10 кВ;

RТ В, RТ С, RТ Н, — активные сопротивления обмоток трехобмоточного трансформатора, Ом (см. табл. 1.9). В данном случае соотношение SВ, SС и SН выбрано 100 Ч 100 Ч 100.

Значения средних значений активных и реактивных мощностей можно заменить значениями полной мощности.

Тогда.

Среднее значение полной мощности на высоком напряжении (см. табл. 1.3).

Среднее значение полной мощности на среднем напряжении (см. табл. 1.2).

Среднее значение полной мощности на низком напряжении (см. табл. 1.1).

Отсюда.

При наличии раздельного учета потерь по уровням напряжения нагрузочные потери электроэнергии в трехобмоточном трансформаторе (автотрансформаторе) за весь период определяются по формуле:

где:

— коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (принимается равным 0,99);

— коэффициент формы графика суточных отпусков электроэнергии в сеть;

max — продолжительность максимальных потерь электроэнергии на соответствующей стороне напряжения.

Коэффициент формы графика суммарной нагрузки сети определен как:

.

где:

— коэффициент заполнения графика суммарной нагрузки сети kЗ = 0,7 (1.4).

Таблица 8.8. — Сводные данные расчетов.

Сторона.	SСР, МВА.	RТ, Ом.	PСР, МВт.	фmax, час.	kЗ.	kФ.
НН.	6,883.	2,6.	0,0376.	5583,35.	0,77.	1,1.
СН.	6,342.	2,6.	0,8 537.	4152,39.	0,644.	1,18.
ВН.	13,235.	2,6.	1,2318.	4893,79.

Тогда, нагрузочные потери электроэнергии в трансформаторе:

В качестве тарифа на электроэнергию приняты тарифы для сетевых организаций, покупающих у ОАО «Сахалинэнерго» электрическую энергию для компенсации потерь электрической энергии (тарифы указываются без НДС), которые представлены в приказе региональной энергетической комиссии Сахалинской области от 24.12.2014 n 130-э (ред. от 12.01.2015) «Об установлении тарифов на электрическую энергию (мощность) для потребителей ОАО «Сахалинэнерго» .

Таблица 8.9. — Тариф на электрическую энергию (мощность).

N п/п.	Показатель (группы потребителей с разбивкой тарифа по ставкам).	Единица измерения.	Цена (тариф) указываются без НДС.
1 полугодие.	2 полугодие.
1.	Одноставочный тариф.	руб./кВт. ч.	2,7656.	3,16 131.
1.1.	средневзвешенная стоимость электроэнергии (мощности).	руб./кВт. ч.	2,3474.	2,65 392.
1.2.	инфраструктурные платежи.	руб./кВт. ч.	0,0182.	0,4 068.
1.3.	сбытовая надбавка гарантирующего поставщика.	руб./кВт. ч.	0,4000.	0,46 671.

Структура себестоимости электроэнергии ОАО «Сахалинэнерго» за 2013 год дает следующие данные: 65% затрат составляют расходы на производство электроэнергии, остальные расходы распределятся также 65% на ЛЭП и 35% на подстанции [1, с. 71], то принимаем на первый год реализации проекта среднее значение с коэффициентом 0,35:

0,35Ч2,963 455 = 1,0372 руб./кВт· час.

Результаты расчетов сведем в виде таблицы 8.11.

Годовые нормы амортизационных отчислений по типовым устройствам электроснабжения представлены в табл. 2.5. [Шилов И.Г., Шилова В. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов в предприятиях электроэнергетического комплекса // Онлайн Электрик: Электроэнергетика. Новые технологии, 2012.

Таблица 8.10 — Нормы амортизационных отчислений по видам устройств.

Устройства электроэнергетики.	Нормы амортизационных отчислений, проц.
1. Производственные здания.	2,2.
2. Воздушные линии электропередач 35−220 кВ — на металлических ж/б опорах; — на деревянных опорах	2,0 4,0
3. Кабельные линии 6−10 кВ.	3,3.
4. Контактная сеть ж.-д. транспорта.	2,5.
5. Силовое электротехническое оборудование.	4,4.
6. Оборудование ЗРУ и ОРУ, измерительные приборы, трансформаторы, преобразователи, выключатели.	5,6.
7. Оборудование трансформаторных подстанций.	6,6.
8. Электродвигатели и дизельные генераторы.	6,2.
9. Электрогенераторы передвижных электростанций.	12,5.

По данным таблицы графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики (рис. 8.1) в координатах: ось Х — годы, ось Y — ЧДД нарастающим итогом. Установить, что срок окупаемости 6,5 лет.

Рисунок 8.1 — Определение срока окупаемости Таблица 8.11 — Ожидаемые технико-экономические показатели эксплуатации подстанции.