Локальные технико-экономические расчеты в электрике

Изложенные рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов обязательны, когда электрик выступает как технолог, который стре­мится привлечь инвестора (заказчика) для строительства или реконструкции

Глава 20. Рекомендации по оценке эффективности ИП

подстанции, электрической сети, электроремонтного цеха. Речь идет не об объекте, необходимом в связи с производственной (технологической) или иной потребностью (например, экологическими требованиями), а об электри­ческом объекте, определяемом развитием предприятия (производства), регио­на (города) и рассматриваемом самостоятельно.

Технико-экономическое сравнение уровней системы электроснабжения следует в максимальной степени сводить к сравнению физических (электри­ческих) показателей (прежде всего потерь электроэнергии) и прямых затрат (стоимости электрооборудования). Если начать с отдельного электроприемни­ка 1УР то, как оказывалось, выбор схемы управления, питающего кабеля, ав­томатического выключателя и т. д. осуществляется по техническим требовани­ям и соответствует уровню профессионализма, сложившимся инженерным традициям, которые характеризуют окружение человека (не обязательно спе­циалиста), предлагающего или принимающего решения. В этом случае техни­ко-экономический расчет не делают из-за очевидной нецелесообразности. Аналогично экономически не обосновывают приобретение «мобильника», но­утбука, кондиционера и др.

Сравнимо положение и для 2УР. Но в целом можно технико-экономиче-ски оценивать размещение всех «узлов нагрузки» 2УР. Выполнение шкафов 2УР и сетей, схемы присоединения щита низкого напряжения ЗУР, выбор ко­личества и единичной мощности трансформаторов ЗУР для выделенного зда­ния (территории) можно рассматривать вариантно (например, сравнить маги­стральное и радиальное питание, прокладку кабеля в трубах напрямую и россыпью или организованно — в каналах и блоках).

При рассмотрении схемы электроснабжения для 2УР целесообразно руко­водствоваться общими принципами построения схемы этого уровня, при вы­боре трансформаторов ЗУР — выделить объект (здание, сооружение, техноло­гический участок) и принимать в качестве определяющей величины максимальную нагрузку Р_тах, т. е. возможность запитать по 0,4 кВ выделенный объект от близлежащего трансформатора ЗУР.

Возникновение распределительной подстанции РП 10(6) кВ определяется техническими требованиями, когда это РП намечается внутри предприятия (не совмещаются 4УР и 6УР). Если рассматривать предприятие средней мощнос­тью 4П6УР, то возникает необходимость получения технических условий на присоединение, и появляются его варианты, для которых выполняются техни­ко-экономические расчеты. Такие расчеты уже становятся обязательными для 5УР и 6УР при выполнении технико-экономического обоснования строитель­ства завода (производства), в составе которого разрабатывается электрическая часть ТЭО и выполняются технико-экономические расчеты ТЭР.

Решение задачи электроснабжения промышленного предприятия в кон­кретных условиях может иметь несколько вариантов с применением разных напряжений, числа и места расположения понижающих подстанций и распре­делительных пунктов, мощностей трансформаторов, способов передачи элек-тпп-щйпгнн пл трппитппии ппелппиятия и т. л. Поэтому наиболее рациональ-

20.4. Локальные технико-экономические расчеты в электрике

ное решение выявляется на основании сравнения возможных вариантов эле­ктроснабжения, равноценных по техническим показателям (качеству электро­энергии, балансу реактивной мощности, пределу регулирования электропо­требления, организации электроремонта, соответствию надежности категории потребителей и степени защиты изоляции от загрязнения, обеспечению само­запуска ответственных электродвигателей, соответствию Правилам и др.). Ущерб от перерыва электроснабжения в технико-экономических расчетах до­пускается не учитывать, однако при наличии необходимых статистических данных по аварийности оборудования и сетей в ТЭР следует включать стои­мостную оценку надежности или сравниваемые варианты должны быть рав­ноценными по надежности. ТЭР выполняют на основе определения электри­ческих нагрузок и после выбора компенсирующих устройств (тип, мощность, напряжение, число, место установки).

Приступая к обоснованию инвестиций, предварительно следует опреде­литься с организационно-технологической и информационной подготовкой разработки; осуществить сбор, анализ и обобщение исходных данных и сведе­ний. Переход к норме дисконта Е как основному экономическому нормати­ву при дисконтировании от применявшегося до конца 90-х годов коэффици­ента сравнительной эффективности, называемому традиционно нормативным Е_к, есть переход к денежным потокам от некоторых понятий, связанных с ка­питальными вложениями и эксплуатационными затратами. При посредстве Е_н осуществляется приведение единовременных и текущих затрат к сопостави­мой размерности. Обратное ему значение — нормативный срок окупаемости

— раскрывает физический смысл Е_н. Оба коэффициента были получены п>-тем «проб и ошибок», при сравнении мировой и отечественной практик. При этом были определены две тенденции: постепенное повышение значения нор­мативного коэффициента эффективности Е_н или снижение значений норма­тивного срока окупаемости и дифференциация нормативов эффективности внутри энергохозяйства. Если в начале 30-х годов нормативные сроки окупа­емости составляли 25-15 лет (Е_н = 4н-7 %), то постепенно они снизились до 7—8 лет (Е_И = 15-М2 %). Для расчетов, связанных с решениями на 1УР—ЗУР, срок окупаемости принимается 1—2 года, а для вложений в энергоснабжение

— до 0,5 года. В соответствии с собственными интересами каждый инвестор может принимать соответствующие значения Е_н и Т_н, отражающие его пони­мание риска.

В практике технико-экономических расчетов используются две взаимосвя­занные формулы:

1) формула срока окупаемости

Т_ж = ^^ < Т_И, (20.6)

где К,, К₂ — капитальные вложения по сопоставляемым вариантам; С,, С₂ — текущие затраты по сопоставляемым вариантам; Т_п — принятое значение сро­ка окупаемости;

Глава 20. Рекомендации по оценке эффективности ИП

2) формула приведенных затрат

3 = С, + £_НК, = min, (20.7)

где К, — капитальные вложения по каждому варианту; С, — текущие затраты по тому же варианту; Е_н — принятый коэффициент эффективности. Формулу (20.7) можно модифицировать:

3 = К, + Г_НС, = min. (20.8)

В общем случае целесообразно экономить живой труд за счет дополнитель­ных единовременных затрат.

Конкретизируя изложенное применительно к электрике промышленных предприятий, минимум приведенных затрат как критерий экономичности принятого варианта схемы электроснабжения, тыс. руб/год:

3 = ЕК + И_э = min, (20.9)

где Е = Е_Л + E_jp + Е_н — суммарный коэффициент отчислений от капитало­вложений (£_а и Е_Т — коэффициенты отчисления соответственно на аморти­зацию и текущий ремонт в долях единицы); К — единовременные капитало­вложения, тыс. руб. (И = Е_аК + Е_трК + И_э — ежегодные текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс. руб./год); И_э — стоимость потерь электро­энергии, тыс. руб/год.

Сравниваемые варианты схемы электроснабжения могут различаться на­дежностью или отклонениями показателей качества электроэнергии. В этом случае формула приведенных затрат приобретает вид

3 = £_НК+И+ У_Н, (20.10)

где У_н — годовой ущерб от аварийного перерыва работы системы, обусловлен­ного различными уровнями надежности сравниваемых вариантов, или ухуд­шение параметров от несоблюдений качества электроэнергии.

Технико-экономическое обоснование строительства предприятия (произ­водства, цеха) требует не только построения схемы электроснабжения, но и определения стоимости принимаемых технических решений, даже если реше­ние единственное. Этот расчет производится по стоимостям (ценам) основ­ных элементов и сетей системы электроснабжения и по укрупненным показа­телям стоимости, которые специфичны для каждой отрасли и фирмы-поставщика. Именно поэтому квалификация специалиста во многом определяется способностью оценить стоимость (объем инвестиций) электри­ки объекта в целом и любой ее части. Рост профессионального уровня обес­печивается умением пользоваться существующей информацией, но в большей степени — созданием и выделением личной информационной базы данных.

20.4. Локальные технико-экономические расчеты в электрике

Необходимо уметь рассчитывать потери электроэнергии, которые опреде­ляют по действующим двухставочным тарифам на электроэнергию:

И_э = тАР_тах + т₀АР_а, (20.11)

где т; т₀ — стоимость 1 кВт максимальных' активных нагрузочных потерь и потерь холостого хода; AP_maji; АР₀ — максимальные потери активной мощно­сти и потери холостого хода.

Стоимость потерь зависит от годового числа часов использования макси­мума потерь х_тах (ч/год), годового числа часов включения Т_в и коэффициента мощности нагрузки:

^ = («/^ах + (3-10-²)т_тах;| _(20Л2)

m = {a/T_{max +} p.W-²)T_B J

где а — основная ставка двухставочного тарифа, руб/кВт; Г_тах — число часов использования максимума нагрузки предприятия; Р — дополнительная плата, коп/(кВтч).

Число часов включения Г_в и число часов использования максимума актив­ной нагрузки Г_тах принимают в зависимости от сменности. Число часов ис­пользования максимума потерь х_тах зависит от числа часов использования максимума нагрузки Т_пах и коэффициента мощности нагрузки. Его прибли­женное значение (х) при coscp = 0,8 можно определить по формуле, ч:

^ттах = [0,124 + -Јas_) -8760. (20.13)

^т I 10000 J

Коэффициент мощности coscp для участков сети без искусственной ком­пенсации можно принимать равным 0,8, что дает достаточно обоснованные для практических расчетов значения х_тах.

Максимальные потери активной мощности для основных элементов систе­мы электроснабжения определяют следующим образом:

1. Для кабельных и воздушных линий электропередачи, токопроводов, МВт,

ДР_тах=3/с₀//²р-10-⁶, (20.14)

где /?„ — активное сопротивление 1 км линии, Ом/км; / — длина линии, км; /_р — расчетный ток в нормальном режиме, А.

2. Для трансформаторов

А^ах = А^„_0М^²; (20-15)

где АР_ном — номинальные активные нагрузочные потери, МВт; К₂ — макси­мальный коэффициент загрузки. Суммарные потери в трансформаторах АР — АР_тлх + АР₀ (АР₀ — активные потери холостого хода).

Глава 20. Рекомендации по оценке эффективности ИП

3. Для электродвигателей нерегулируемых или регулируемых приводов с
постоянной мощностью нагрузки

АР = у-АР_Н0М = АР_ишК₃,

ном

где Р — нагрузка на валу двигателя, кВт; Р_тм — номинальная нагрузка двига­теля, кВт; Л.Р_Н0М — номинальные активные потери двигателя; К₃ — коэффици­ент загрузки двигателя. Потери АР_ти в интервале нагрузок от 0,5Р_НОМ до Р_н можно с достаточной степенью точности представить в виде зависимости от Л ном ^— коэффициента полезного действия двигателя при номинальной нагруз­ке: АР_НШ = Р_тм(1 — ^г1ном)/^т1ном- Потери активной мощности можно опреде­лить также по формуле

Д/>=Д/>_хх + ДР_НОМ1Д₃²,

где Л.Р_ХХ и Д^_номн — потери холостого хода и номинальные нагрузочные.

4. Для реакторов

Д/>_тах = ЗД/>,*₃².10-\ (20.16)

где ДР, — потери активной мощности, кВт, в одной фазе (для сдвоенных ре­акторов в обеих ветвях одной фазы) при номинальном токе.

В ряде случаев возникает необходимость сравнивать экономическую целе­сообразность сооружения новой установки или реконструкции (расширения) действующей. Приведенные затраты для реконструируемых объектов опреде­ляют по выражению

3 =И,+£_с(К_в + К,_с)+Д,(К_в+К_ст-К_дв + К_ло + К₁,_д), (20.17)

где Е_с = Е_а+ Е_гр; Е_в — капиталовложения во вновь сооружаемые элементы электроснабжения; К_вс — восстановительная стоимость существующих эле­ментов; К_ст = К_вс+ К_ис — стоимость существующих элементов электроснаб­жения, сохраняемых при реконструкции (К_ис = EjK_BC — износ существую­щих элементов электроснабжения; / — время с начала эксплуатации до момента реконструкции, лет); К_д0 = К_ц — К_ид — стоимость существующих элементов электроснабжения, освобождаемых при реконструкции и пригод­ных для использования в другом месте (К^ — цена оборудования; К_ид = £_а —

- /К_ц - износ этого оборудования); К_ло= К_вс - К_ис - К_л+ К_д = К_вс(1 - EJ) -

— К_л + К_д — капиталовложения в существующие элементы электроснабжения,
ликвидируемые при реконструкции; К_МД = К_М+ К_д — стоимость существую­
щих элементов электроснабжения, ликвидируемых при демонтаже элементов
К_до и состоящих из стоимости монтажа К_м и демонтажа К_д этих элементов,
включая ликвидируемые при этом конструкции.

Стоимость первоначального монтажа и ликвидируемых конструкций де­монтированного оборудования К_м определяют по восстановительной стоимо-

20.4. Локальные технико-экономические расчеты в электрике

сти неизношенной части этих элементов установки за вычетом их ликвидиру­емой стоимости К_л, принимаемой равной стоимости лома:

К_м=К_вс-К_и-К_им-К_л=(1-£_а/)(К_вс-К_ц)-К_л>

^гД^{е к}им = ^ЕЛ^Кьс ~ ^ки) - ^износ> ^тыс- РУ^б-

На основании формулы (20.17) можно получить выражение для расчета за­трат при полной замене существующего оборудования:

3 = И_э+£_сК_в+£_и(К_в-К_до + К_{мд +} К_ло). (20.18)

При использовании существующего оборудования и установке нового
3 = H₃+4(K_B+K_BC)+2r_H(K_B+K_CT). ₍20.19)

В полученных выражениях (20.18) и (20.19) в капиталовложениях учитыва­ется восстановительная стоимость неизношенной части существующих эле­ментов электроснабжения, сохраняемых при реконструкции (К_вс). В то же время стоимость реконструируемого объекта уменьшается за счет возвратных сумм, учитывающих реализацию демонтируемого оборудования, пригодного для дальнейшего использования на других объектах (К_до).

Сохранение существующих трансформаторов или подстанций при рекон­струкции систем электроснабжения промышленных предприятий создает оп­ределенные эксплуатационные удобства: не требуется ограничения потребите­лей на период монтажа; можно обходиться без производства работ под напряжением; не снижается, как правило, надежность электроснабжения в период монтажа и т. д. При установке дополнительных трансформаторов на существующих понижающих подстанциях 35—220/6-10 кВ и сооружении но­вых подстанций уменьшаются капиталовложения и сокращаются сроки ре­конструкции. Все это подтверждает целесообразность учета в ТЭР только но­вых капиталовложений или безвозвратно утерянных при реконструкции (К^д, К_л0) по упрощенным формулам.

Вопросы для самопроверки

1. Назовите область использования и особенности технико-экономических рас­четов в энергетике.

2. Определите экономический смысл понятий «срок окупаемости» и «приведен­ные затраты».

3. Что такое укрупненные показатели стоимости элементов системы электро­снабжения и как они образуются?

4. Каковы особенности технико-экономических расчетов при техническом пере­вооружении, модернизации и реконструкции промышленных предприятий?

5. Обоснуйте необходимость учета фактора времени при проведении технико-экономических расчетов.

Глава 21. Менеджмент электрики: орнанизация управления

Глава 21. МЕНЕДЖМЕНТ ЭЛЕКТРИКИ:

Дата добавления: 2015-07-17