Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности. Исходя из требований обеспечения надёжности электроснабжения потребителей, нормами технологического проектирования подстанций на районных подстанциях, имеющих потребителей первой и второй категорий, как правило, предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции будем определять на основании технико-экономического сравнения двух вариантов мощности. Первый вариант рассчитываем по формуле:

где Smax - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

КI-II - коэффициент участия потребителей I и II категорий;

Кав - принятый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц на 40% (Кав=1,4) допускается по ПУЭ в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной.

Если хотя бы одно из этих требований не выполняется, аварийная перегрузка согласно ГОСТ 14209-69(85)(97) и ПТЭ допускается на 30 % (Кав=1,3) в течение 120 минут.

Полученный по выше приведённой формуле результат округляется до ближайшего большего (стандартного значения ) по шкале ГОСТ 9680-77.

Исходя из условий нагрузки считаю целесообразным принять Кав=1,4.

Ближайшее номинальное по шкале ГОСТ 9680-77Е значение: 40 МВА.

Для технико-экономического расчета выбираем тип трансформатора с учетом максимальной расчетной мощности при отключенных потребителях 3 категории по надежности электроснабжения.

S = 27,857 МВА - ТРДН - 40000/110;

Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические данные трансформаторов

Основным показателем экономической эффективности являются годовые суммарные расчетные затраты на электроустановку.

В трехфазных двухобмоточных трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери определяют по формуле трехобмоточного трансформатора:

,

где Sном - номинальная мощность трансформатора.

Smax ВН - максимальная нагрузка трансформатора

n - количество трансформаторов на подстанции

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Реактивные потери холостого хода трансформатора

Реактивные потери короткого замыкания трансформатора

Приведенные потери холостого хода трансформатора:

где Кэк = 0,08 кВт/кВАр - экономический эквивалент реактивной мощности для перевода квар в кВт, коэффициент, который учитывает потери активной мощности в киловаттах, связанные с производством и распределением 1 кВАр реактивной мощности.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора

При этом принимают SНН,1 = SНН,2 = 0,5SН и Ркз,НН,1 = Ркз,НН,2 = 0,5Ркз,ВН-НН двухобмоточного трансформатора той же мощности с нерасщепленной обмоткой, фВН = фНН1 = фНН2 = 2888 ч.

Проведем расчет трансформатора марки ТРДН 40000/110.

кВт;

кВт;

Р'кз,НН,1 = Р'кз,НН,2 = 0,5•701,2=350,6 кВт;

Расчет технико-экономических параметров выбранного варианта приведен ниже.

Технико-экономическое обоснование проекта

1. При определении капиталовложений в энергообъект были использованы справочные материалы [12].

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) Е=10%=0,01 (рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2012 по 2024 год (рекомендации консультанта).

4. При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0=6% от капиталовложений [12].

5.Горизонт расчёта (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6.Срок строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год - 20%

2 год - 50%

3 год - 30%

7. Расчет капиталовложений в энергообъект.

При расчете капиталовложений на сооружение подстанции были использованы справочные материалы [12], где в табл.7.15 и 7.16 приведены УСП ПС 35 кВ и выше в ценах 2000 года без учета НДС.

УСП приведены для открытых ПС 35 кВ и выше и закрытых ПС 110-220 кВ с гибкой ошиновкой, выполненных по типовым схемам электрических соединений РУ и ориентированных на применение оборудования отечественного производства.

Базисные показатели стоимости ПС соответствуют средним условиям строительства, учитывают все затраты производственного назначения.

В показатели стоимости ПС включены также стационарные устройства для ревизии трансформаторов (500 кВ и выше) и затраты на внешние инженерные сети (дороги, водопровод и др.) в объемах, предусмотренных в «Рекомендациях по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СО 153-34.47.37-2003).

Базисные показатели стоимости ПС необходимо корректировать с учетом НДС=18%, а также привести к ценам текущего года (2012г.), используя коэффициенты, представленные в межрегиональном информационно-аналитическом бюллетене «Индексы цен в строительстве», издаваемом КО-ИНВЕСТ, раздел 1 - капитальные вложения. Коэффициент удорожания составляет 3,58.

Для получения полной стоимости ПС к показателям табл.7.15 и 7.16. добавляют затраты, среднее значение которых составляют:

1,0 - 1,5 % - благоустройство и временные здания и сооружения;

10,0 - 11,0 5 - проектно-изыскательские работы и авторский надзор;

4,5 - 5,0 % - прочие работы и затраты.

Принимаем kблаг=1,175.

Для определения полной стоимости ПС к базисным показателям добавляется стоимость постоянного отвода земли, которая принимается с учетом расчетных значений площади земельного участка под ПС.

Площадь постоянного отвода земли зависит от схемы электрических соединений, исполнения и компоновки ПС. При использовании типовых схем электрических соединений и оборудования отечественного производства примерно площадь постоянного отвода земли принимается по данным табл.7.17 [12].

где S,м2 - площадь постоянного отвода земли; для открытой ПС 110/10-10 согласно [12], табл.7.17, составляет 10000 м2;

200 р/м2 - рекомендации консультанта по экономической части проекта.

млн.р.

Таким образом, капиталовложения в реализацию варианта с двумя трансформаторами типа ТРДН-40000/110, с учетом всех рекомендаций, составят

,

где KКТП - стоимость открытой комплектной трансформаторной подстанции блочной на напряжение 110/10, согласно [12].

8. Расчет срока окупаемости инвестиций в проекте ведем с использованием интегральных показателей экономической эффективности.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

-интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

-индекс доходности (ИД);

-внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где Rt- результат (доходы), достигаемый на t-м шаге расчета;

Зt - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

Т- продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

Кд - сумма дисконтированных капиталовложений

Где Кt -капиталовложения на t-м шаге;

аt - коэффициент дисконтирования, который рассчитывается по формуле

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

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. Срок окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность продукции определяется по формуле:

где Пчист - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

- стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т- период ввода объекта в эксплуатацию.

9. Пример расчета ЧДД за 2015 год для двухтрансформаторной подстанции с трансформаторами типа ТРДН-40000/110

1) В = СТ •W• Y =2,79• 234093,6•0,5 = 326560,6 тыс.руб

2) Капиталовложения в подстанцию распределим по годам строительства следующим образом:

2012 год - 20% от К = 56985,8 тыс.руб.

2013 год - 50% от К = 142464,6 тыс.руб.

2014 год - 30% от К = 85478,8 тыс.руб.

3) Ипот =CT••?W = 2,79•3342,17= 9324,66 тыс.руб,

4) Иобсл = 0,06•K =0,06•299820,2= 17095,8тыс.руб.

Иобсл - рассчитывается с 2015г по 2023 г. Величина Иобсл будет постоянной по годам этого периода.

ПВАЛ = В - Ипот - Иобсл =326560,6 - 9324,66 -17095,8= 300140,2 тыс.руб

Н = 0,6•ПВАЛ = 0,6•300140,2 =180084,1 тыс.руб

Пчист = ПВАЛ - Н = 300140,2-180084,1 = 120056,1 тыс.руб

Удельная себестоимость трансформации электроэнергии

руб/кВт•ч

ЧДД2015 = ПЧИСТ 2015 - 0 =120056,1 - 0 = 120056,1 тыс.руб (так как в 2015 году не было инвестиций)

ЧДД = ЧД•б =120056,1 •1 =120056,1 тыс.руб

Эинт = -75791,2 + (-248173,3) + (-342200) + 120056,1 = -222143,9 тыс.руб, где

-222143,9 - ЧДД за 2012 год,

-109581,8- ЧДД за 2013 год,

-3517,8- ЧДД за 2014 год,

95393,2 - ЧДД за 2015 год.

Рентабельность продукции:

Средняя рентабельность рассчитывается после расчета вышеуказанных показателей по всем годам по формуле:

Индекс доходности:

руб/руб

Внутренняя норма доходности Евн = 0,4911

Результаты расчётов ожидаемых технико-экономических показателей по данному проекту представлены в таблицах 4.3, 4.4. Графическое определение срока окупаемости инвестиций представлено на рисунке 4.1.

Таблица 4.3 - Расчеты технико-экономических показателей

Таблица 4.4 - Технико-экономическое обоснование

Рисунок 4.1 - Графическое определение сроков окупаемости проектов

Вывод:

На основании анализа экономической эффективности можно утверждать, что рассматриваемый проект является экономически выгодным, так как срок окупаемости составляет 5 лет, что меньше срока окупаемости инвестиций 8 лет, который является наиболее объективным для энергетики.

Кроме того, в проект стоит вкладывать средства, так как индекс доходности проекта больше единицы (ИД=1,47 руб./руб.).

ВНД проекта 49,11%. При расчете ожидаемых технико-экономических показателей энергетического объекта, задавались нормой доходности рубля 10%. Фактическое значение нормы доходности рубля гораздо выше. Окончательное решение за инвестором после того, как он сравнит ВНД проекта с альтернативной стоимостью вложения капитала.

Проводим проверку по перегрузочной способности трансформаторов в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов. При этом все потребители III-категории отключаются (40% от мощности).

Sав=65•0,6=39 МВА

Sдоп=Sном•Кав=40•1,4=56 МВА

Sдоп > Sав

56 >39

Проверка на систематические перегрузки не имеет смысла, в нормальном режиме трансформатор не перегружается, нормальный срок службы и нормальная скорость старения изоляции обеспечена.

Кратковременная аварийная перегрузка допускается в независимости от величины предшествующей нагрузки, температуры окружающей среды и места установки трансформаторов. Наибольшая кратковременная аварийная перегрузка возникает при отключении одного из трансформаторов в режиме наибольших зимних нагрузок.

5 ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ