В кабельной сети 6 кВ собственных нужд (СН) наиболее частым видом повреждения являются однофазные замыкания на землю. Учитывая, что они обычно сопровождаются значительными внутренними перенапряжениями, способствующими развитию повреждения, замыкания на землю в любой точке сети необходимо по возможности быстро отключать.

Для предотвращения нарушений технологического режима работы энергоблоков и исключения возгораний кабелей 6 кВ при КЗ на любом участке сети СН должно обеспечиваться надежное резервирование основных защит и отказов выключателей. Выдержка времени резервной защиты (защиты вводов на секции 6 кВ) не должна превышать 0,3 - 0,5 с.

При выдержке времени 0,5 с существенно повышается вероятность излишних срабатываний резервной токовой защиты с комбинировнным пуском напряжения при междуфазных КЗ на стороне ВН ТСН и энергоблока. В то же время пуск напряжения существенно ограничивает зону действия защиты при трехфазных КЗ и протяженность резервиреумых кабелей. В связи с указанным вместо токовой защиты с пуском напряжения в системе СН 6 кВ применяется дистанционная защита.

Она устанавливается на стороне ВН рабочего и резервного ТСН, на стороне НН в цепи каждой расщепленной обмотки ТСН (на рабочем ТСН она является защитой рабочего ввода к секции 6 КВ СН, а на резервном ТСН - защитой ввода к магистрали резервного питания) и на вводе резервного питания секции 6 кВ от магистрали резервного питания.

Так как дистанционная защита на вводах рабочих секций 6 кВ может не полностью охватывать протяжные кабели присоединений, питающих удаленные нагрузки, для резервирования их защиты дополнительно устанавливается общее устройство резервирования. Оно включается на ток рабочего или резервного ввода и действует на его отключение с контролем тока в указанных протяженных кабелях или с контролем фазного угла в общей цепи.

При КЗ за ТСН это устройство нечувствительно.

Ликвидация такого КЗ резервируется только при отказе выключателя - с помощью УРОВ, пускающегося от защит ТСН 6/-,4 кВ и действующего на отключение вводов рабочей секции 6 КВ с контролем тока в этом ТСН.

При действии дистанционной защиты рабочего ввода секции СН запрещается автоматическое включение резервного ввода.

Дистанционная защита на стороне ВН:

Назначение - резервирование дифференциальной защиты ТСН.

Для защиты используется блок-реле БРЭ2801. На стороне ВН ТСН с расщепленными обмотками устанавливается по два комплекта дистанционной защиты. На каждый из них подается ток со стороны ВН и напряжение от ТН на выводах одной из расщепленных обмоток НН.

Газовая защита.

Защита от перегрузок на каждом ответвлении, действует на сигнал.

7. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ В ПРОЕКТ С АНАЛИЗОМ

Оценка эффективности проведена по системе следующих взаимосвязанных показателей:

1) показатель доходности (рентабельность);

2) срок окупаемости;

3) дисконтированные затраты;

4) чистый дисконтированный доход (ЧДД);

5) внутренняя норма дохода.

Число часов использования установленной мощности определено по формуле:

,(7.1)

где W_г - годовая выработка электроэнергии определенная из графика нагрузки генераторов (рис. 2.2) МВт·ч; Р_у - установленная мощность станции МВт.

Годовая выработка электроэнергии:

Установленная мощность КЭС:

,

где N_бл - мощность одного блока.

Тогда по формуле (7.1):

ч.

Годовой отпуск электроэнергии равен:

, (7.2)

где - расход на собственные нужды, равный 3,2 % (принят из расчета тепловой части проекта).

В соответствии с (7.2):

Годовой расход топлива на КЭС на один агрегат рассчитано по топливным характеристикам турбоагрегата К-500-240 из/11/:

Число часов работы агрегата в году принято равным 7800 ч.

В соответствии с (4.3):

Годовой расход условного топлива для выработки электроэнергии на электростанции:

.

Удельный расход топлива на выработку электрической энергии:

Удельный расход топлива на отпущенную электрическую энергию:

Капиталовложения на сооружение КЭС составляют:

,

где , - капитальные вложения соответственно в первый и последующий агрегаты, определенные по нормативам на уровне стоимости 1991 г; - коэффициент, учитывающий вид топлива, для газа равен 1; - коэффициент пересчета с учетом дефляции (удорожания), принят равным 66,04 (на третий квартал 2012 года согласно «Индексы изменения сметной стоимости прочих работ и затрат на III квартал 2012 года»).

С учетом строительно-монтажных работ и района сооружения капиталовложения в КЭС равны:

,

где k_район- коэффициент, учитывающий район сооружения, для центральной России равен 0,98; 0,57 и 0,43 - доли капиталовложений в строительно-монтажные работы и оборудование соответственно.

Тогда капиталовложения в строительство КЭС составят:

Удельные капиталовложения в строительство КЭС, руб/кВт, найдены из выражения

Издержки на топливо на КЭС/10/:

, (7.3)

где ? цена газа принята равной 2659 руб/тнт (по данным Федеральной службы по тарифам РФ); - коэффициент потерь топлива при транспортировке для газа равен 0; - калорийный эквивалент, принят равным 0,85.

По формуле (7.3):

Годовые издержки на амортизацию определены как доля от капиталовложений в КЭС. Средняя норма амортизации для КЭС принята равной = 3,5 % тогда

,

И_ам = 0,035•46 684,225 = 1 633,948 млн.руб/год.

Издержки на ремонт составляют /10/:

, (7.4)

где коэффициент, учитывающий долю затрат на ремонты в долях от капитальных вложений, равен

(3,5% - норма амортизационных отчислений на капитальный ремонт в соответствии с /11/).

По формуле (7.4):

И_рем = 0,049?46 684,225 = 2 287,527 млн.руб/год.

Издержки на оплату труда/10/:

, (7.5)

где - удельная численность персонала КЭС чел./МВт, по /11/для четырёх блоков по 500 МВт работающих на газе, равна 0,5 чел./МВт; - фонд заработной платы принят равным 40 тыс.руб./(чел.мес); 1,34 - отчисления в социальные фонды.

По формуле (7.5):

И_от = 0,5?4000?40000?12?1,34 = 1 286,4 млн.руб/год.

Прочие издержки:

;

И_проч = 0,25?(1633,948 + 2287,527 + 1286,4) = 1 301,969 млн.руб/год.

Себестоимость выработанной электроэнергии определена как отношение годовых эксплуатационных издержек к годовой выработке электроэнергии:

;

коп/кВт?ч.

Себестоимость отпущенной электроэнергии определена с учетом расхода на собственные нужды:

 ;

Простым критериями эффективности инвестиций являются показатель доходности (рентабельность) и срок окупаемости.

Объем реализации электроэнергии определен по формуле:

,

где цена электроэнергии составляет 149 коп/кВт·ч.

Общая прибыль определена по формуле:

,

где - суммарные годовые издержки.

Налог составляет:

.

Чистая прибыль определена по формуле:

.

Простая норма прибыли составляет:

.

Далее рассчитана сумма чистой прибыли и издержек на амортизацию.

Срок окупаемости определен как момент когда данная сумма превысит капиталовложения для строительства КЭС с учетом района строительства.

Месяц окупаемости получен интерполяцией.

Результаты расчетов сведены в табл. 7.1 и 7.2.

Срок окупаемости КЭС составляет 6 лет и 9 месяцев.

Таблица 7.1

Результаты расчета капиталовложений, издержек и себестоимости электроэнергии на электростанции

Таблица 7.2

Рентабельность и срок окупаемости КЭС

Расчетинтегральных критериев:

Интегральными критериями эффективности инвестиций являются дисконтированные затраты, чистый дисконтированный доход (ЧДД) и внутренняя норма доходности.

Порядок расчета.

Ликвидная стоимость в i-ом году составляет:

.

Затраты в i-ом году определены из формулы:

,

где ликвидная стоимость учитывается только в последний год срока службы электрооборудования.

Чтобы определить дисконтированные затраты в i-ом году, необходимо разделить затраты этого года на (1+Е_ср)ⁱ:

,

где Е_ср - уровень доходности, принятый равным 12 %.

Приток денежных средств от реализации проекта в i-ом году составляет:

,

где ликвидная стоимость учитывается только в последний год срока службы электрооборудования.

Отток денежных средств при реализации инвестиционного проекта в i-ом году расчетного периода составляет:

.

Чистый доход в i-ом году - это разница между притоком и оттоком денежных средств. Соответственно чистый дисконтированный доход в i-ом году составляет:

.

ЧДД_рп - за расчетный период определен как сумма ЧДД каждого года этого периода.

Таким образом может возникнуть одна из трех ситуаций:

1) ЧДД_рп<0 - вернув свои средства, инвестор не получит доход, который он имел если вложил бы средства в банк под проценты;

2) ЧДД_рп=0 - вернув свои средства, инвестор получит доход, который он имел если вложил бы средства в банк под проценты;

3) ЧДД_рп>0 - вернув свои средства, инвестор получит доходпревышающий тот, который он имел если вложил бы средства в банк под проценты.

Стоит учесть, что за расчетный период банк может менять свою ставку. Поэтому необходимо рассчитать ЧДД_рп для разных вариантов ставки банка (12%, 20% и 30%).

Результаты расчетов сведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Чистый дисконтированный доход при строительстве КЭС

Продолжение табл. 7.3

Продовження

Продолжение табл. 7.3

По данным табл. 7.3. построена характеристика внутренней нормы доходности, которая представлена на рис. 7.1.

Рис. 7.1. Внутренняя норма доходности

По данной характеристике определено значение граничной ставки банка, отражающей эффективность проекта:

Евнд = 26,5%.

Аналогичный расчет проведен при изменении числа часов использования установленной мощности, цены на топливо и цены реализации электроэнергии (см. главу 7.4.).

7.2 Экономическая и финансовая осуществимость проекта