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 мм² марки АС-150, = 450 А.

Вариант II: ; . Выбираем провода сечением F = 70 мм² 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

формуле

Вариант I: тыс. кВт∙ч/год;

Вариант II:

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

Показатели	Вариант I	Вариант II
Капиталовложения, тыс. руб.	79149,6	88149,6
Издержки по обслуживанию оборудования и амортизационные отчисления на капитальный ремонт, тыс. руб./год	1592,597	2033,597
Амортизационные издержки на реновацию, тыс. руб./год	1933,99	2242,99
Стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс. руб./год	3851,42	1566,01

В качестве критериев для сравнения принимаем норму прибыли (рентабельность) и срок окупаемости, рассчитанные по чистой прибыли (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Оценка экономической эффективности варианта внешнего электроснабжения предприятия

Показатель	Значение
1	2
Количество сэкономленной электроэнергии , тыс. кВт∙ч	1692,898
Стоимость сэкономленной электроэнергии, , тыс. руб./год	2285,41
Разница в капиталовложениях, , тыс. руб.	9000
Разница в издержках на обслуживание и амортизационных отчислениях на капитальный ремонт , тыс. руб./год	441
Разница в амортизационных отчислениях на реновацию , тыс. руб./год	315
Балансовая прибыль , тыс. руб./год	1844,41
Налог на прибыль (18 %) , тыс. руб./год	332
Чистая прибыль , тыс. руб./год	1512,41
Норма прибыли (рентабельность) , руб./руб.	0,203
Срок окупаемости , лет	4,93

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.

11. Укрупнённые показатели стоимости электроэнергетических объектов.