Методика оценки эффективности принимаемых решений
Применительно к задачам российской энергетики в рыночных условиях разрабатываются различные методические подходы, основанные на использовании зарубежного опыта. Такой критерий как чистый дисконтированный доход (ЧДД) и связанные с ним показатели (внутренняя норма доходности, срок окупаемости и индекс исходности), используются для основания проектов, намечаемых к реализации инвесторами, расценки на услуги которых не регулируются государством и обусловливает необходимость определения денежных потоков за весь срок службы объекта.
Понятно, что критерий ЧДД в условиях регулируемых государством тарифов на энергию не подходит для решений задач электроэнергетики. Более подходящим на первый взгляд является критерий необходимого дохода (НД) и среднегодового необходимого дохода (СНД) [4] предлагаемого П.А. Малкиным. Но заложенная в его основе методика определения прибыли исходя из норматива рентабельности и стоимости основных производственных фондов, что является практикой в работе зарубежных компаний, не соответствует нашим отечественным реалиям, так как в РФ прибыль энергокомпаний назначается по затратному принципу, исходя из их потребности в средствах для функционирования и развития.
Более правильный подход по нашему мнению предложен в [5] В.Н. Денисовым, который, рассуждая о подходах П.А. Малкина, справедливо критикуя их, предлагает критерий экономической эффективности – минимум суммарных или ежегодных (среднегодовых) приведённых (дисконтированных) затрат.
|
|
|
Если рассчитывать затраты за срок службы Тсл, то при условии единовременности капитальных вложений (в реконструкцию или модернизацию) К и постоянства годовых издержек (И) во времени, суммарные приведённые затраты вычисляются по формуле:
, (5.1)
где Е – коэффициент дисконтирования.
Для нашего случая представим ежегодные приведённые затраты
. (5.2)
При 
коэффициент 
. Зависимость F от Тсл для разных значений Е показана в табл. 5.2.
Таблица 5.2
| Е | F = f(Тсл) | |||||
| 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | |
| 0,05 | 0,130 | 0,080 | 0,065 | 0,058 | 0,055 | 0,053 |
| 0,1 | 0,163 | 0,117 | 0,106 | 0,102 | 0,101 | 0,1 |
| 0,15 | 0,119 | 0,160 | 0,152 | 0,151 | 0,15 | 0,15 |
| 0,2 | 0,239 | 0,205 | 0,201 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
В практических расчётах по экономическому обоснованию проектов при Е > 0,1 коэффициент эффективности капвложений F = Е.
Примем расчётный период Тсл, равный сроку службы присоединений ОРУ трансформаторов и линий, равным 40 лет. При этом будем полагать, что срок службы ОРУ составляет 30 лет, после чего необходимо будет провести полную его реконструкцию.
|
|
|
Применительно к нашему случаю с ОРУ 110, 220 кВ расчётная формула приобретает вид
. (5.3)
В исходную информацию не включены нормативы амортизации, поскольку они в издержках производства (при расчёте приведённых затрат за срок службы) не учитываются. Не берётся в расчёт также остаточная стоимость обновлённого ОРУ, продолжительность работы которого к концу расчётного периода составит только 10 лет, вместо 30. Отказ от учёта остаточной стоимости ОРУ обусловлен тем, что ее приведённая к началу расчётного периода величина очень мала.
Как было показано в лекции 3, учёт фактора надёжности предполагает включение в выражения (5.1)–(5.3) составляющей вероятностного ущерба от недоотпуска электрической энергии Уэ из-за ненадёжной работы оборудования. Тогда наше выражение (5.2) будет записано в виде З = FК + И + Уэ.
Задача 5.4.Рассчитать суммарные приведённые затраты (З) районной электрической сети, если срок службы линий Тсл = 40 лет, капитальные вложения (в реконструкцию или модернизацию) К = 700 млн руб, годовые издержки И = 4,5 млн руб.
Если рассчитывать затраты за срок службы Тсл, то при условии единовременности капитальных вложений (в реконструкцию или модернизацию) К и постоянства годовых издержек (И) во времени, коэффициент дисконтирования Е = 0,1.
|
|
|
Решение
Ежегодные затраты
млн руб.
Перейдём к процедуре определения величины математического ожидания (среднего значения) ущерба Уэ от недоотпуска электроэнергии потребителям в вариантах схем из-за отказов электрооборудования питающей сети и ОРУ ЦП.
Задача 5.5. По условиям задачи 4.4 произвести расчет ежегодных приведенных затрат на реконструкцию по вариантам сети 1, 2, 3 с учетом нижеследующих дополнительных данных. В результате замены провода в вариантах сети на высокотемпературные провода из алюминиево-циркониевого сплава потери на передачу электроэнергии (программы 4, 5) возросли по сечениям 95, 120, 185 на величину Uпер соответственно: вариант 1 – 30215, 17700 и 8200 тыс. руб.; в вариантах 2 и 3 – 35190, 20620 и 9600 тыс. руб.
Решение
Расчет произведем по вышеприведенной формуле приведенных затрат:
,
где 
; 
; 
;
, 
.
Поскольку потерями в схемах ОРУ 110 кВ подстанций можно пренебречь (они будут одинаковы в вариантах сети), то 
.
Результаты расчетов критерия З по составляющим затрат и суммарному значению сведены в табл. 5.1 при различных значениях коэффициента F. Выделенные серым цветом и отсутствующие значения показателя З по вариантам свидетельствуют о нецелесообразности кратковременных инвестиций.
|
|
|
Задача 5.6.По условиям задач 4.2 и 5.2 произвести учет влияния показателя среднегодового вероятностного ущерба по варианту 1 сети при коэффициенте F = 0,15. Предположить, что ущерб у потребителя на каждой их подстанций в варианте 1 сети одинаковый.
Решение
Исходя из результатов, полученных в задаче 4.2, величина вероятностного ущерба У относительно шин 10 кВ подстанции 2 составляет по вариантам: В1 – 517858 руб./год; В2, В3 – 296384 руб./год.
Таким образом, допуская, что суммарный ущерб по вариантам сети может быть получен простым сложением (умножением) показателя Уп2, получим: 
= 1553574 руб./год; 
= 
= 889152 руб./год.
Таким образом произведем учет последних показателей в формуле для приведенных затрат З = FK + И +У для указанного показателя Fпо программам реконструкции Зi:
З1 = 31200000 + 1553574 = 32753574 руб./год,
З2 = 7250000 + 1553574 = 8803574 руб./год,
З1 = 38430000 + 1553574 = 399883574 руб./год.
Из расчетов видно, что существенного влияния показатель 
на величину затрат З не оказывает, однако в программах 3 и 5 (подвариант 1) показатель З явно превышает целесообразное значение инвестиций. Здесь целесообразно принять тактику финансирования с показателями Fсоответственно 0,1 и 0,05.
Таблица 5.3. Ежегодные затраты по варианту 1 питающей сети
| № прог-рам-мы |
|
|
|
| Затраты З, тыс. руб., при коэффициенте F | ||||||||
1,05 
| 1,01 
| 0,05 | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,25 | 0,3 | 0,35 | 0,4 | ||||
| 1 | – | 198000 | 208 | – | 0 | 10,400 | 20,800 | 31,200 | 41,600 | 52,000 | – | – | – |
| 2 | – | 46000 | 48,300 | – | 0 | 2,415 | 4,830 | 7,250 | 9,660 | 12075 | 14490 | 16,905 | 19,320 |
| 3 | – | 244000 | 256200 | – | 0 | 12,810 | 25620 | 38,430 | 51,240 | ||||
| 4 | 10200 | – | – | 10302 | 30215 | 30730 | 31,245 | 31760 | 32275 | 32790 | 33306 | 33821 | 34336 |
| 10200 | – | – | 10302 | 17700 | 18215 | 18730 | 19245 | 19760 | 20276 | 20791 | 21306 | 21821 | |
| 12120 | – | – | 12241 | 8200 | 8812 | 9424 | 10036 | 10648 | 11260 | 11872 | 12484 | 13096 | |
| 5 | 46200 | – | – | 46660 | 30215 | 32548 | 34881 | ||||||
| 46200 | – | – | 46660 | 17700 | 20033 | 22366 | 24699 | 27032 | 29365 | 31698 | 34031 | 36364 | |
| 48120 | – | – | 48600 | 8200 | 10630 | 13060 | 15490 | 17920 | 20350 | 22780 | 25210 | 27640 | |
, тыс. руб.
, тыс. руб.
, тыс. руб.
, тыс. руб.
Таблица 5.4. Ежегодные затраты по варианту 2 питающей сети
| № программы реконст-рукции |
|
| К + тыс. руб. |
| Затраты приведенные З, тыс. руб., при коэффициенте F | ||||||||
1,05 
| 1,01 
| 0,05 | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,25 | 0,3 | 0,35 | |||||
| 1 | 144000 | 151200 | – | 0 | 7560 | 15120 | 22680 | 30240 | 37800 | 45360 | 52920 | ||
| 2 | 46000 | 48300 | – | 0 | 2415 | 4830 | 7245 | 9660 | 12075 | 14490 | 16905 | ||
| 3 | 190000 | 200000 | – | 0 | 10000 | 20000 | 30000 | 40000 | 50000 | 60000 | 70000 | ||
| 4 | 70 | 13600 | – | – | 13736 | 35190 | 35877 | 36564 | |||||
| 95 | 13600 | – | – | 13736 | 20620 | 21307 | 21994 | 22680 | 23367 | 24054 | 24741 | 25428 | |
| 120 | 16160 | – | – | 16322 | 9600 | 10416 | 11232 | 12048 | 12864 | 13681 | 14497 | 15313 | |
| 5 | 70 | 49600 | – | – | 50096 | 35190 | |||||||
| 95 | 49600 | – | – | 50096 | 20620 | 23125 | 25716 | 28134 | 30639 | 33144 | 35649 | ||
| 120 | 52160 | – | – | 52682 | 9600 | 12234 | 14868 | 17502 | 20136 | 22771 | 25405 | 28039 | |
, тыс. руб.
, тыс. руб.
,
, тыс. руб.
Приложение
Таблица П.1
|
| Показатели надежности установленного оборудования ЦП и РЭС | Показатели надежности нового оборудования, применяемого при реконструкции ЦП и РЭС | ||||||||||||
| Q110 Выключатель воздуш-ный 110 кВ | Линии,
кВ
| Т110 кВ Транс-форма-торы 110 кВ | Секция шин* 110 кВ |  Q 10
Мало-маслен-ный 10 кВ
| Секция шин 10 кВ* | Q секционный 10 кВ | Выключатель элегазовый 110кВ | 
| Трансформатор 110 кВ | Сек-ция* 110 кВ | Q ваку-ум-ный 10 кВ | Секция 10 кВ* | Q секци-онный 10 кВ ва-куум. | |
| l, 1/год | 0,1 0,05 | 1,1 
| 0,02 | 0,02 | 0,04 | 0,005n | 0,005 | 0,02 | 1,1
| 0,02 | 0,02 | 0,005 | 0,005n | 0,005 |
| ТВ, ч | 25 | 9 
| 100 | 4 | 10 | 2 | 10 | 32 | 9 
| 100 | 4 | 10 | 2 | 10 |
| m, 1/год | Кам. 0,2 Тек 2 | 4 
| 0,17 2 | 2 | 0,2 2 | 1 | 0,5 | 0,04 | 4 
| 0,17 2 | 2 | 0,04 | 1 | 0,04 |
| Тр, ч | 230 10 | 12 
| 300 12 | 4 | 10 6 | 1 | 14 | 200 | 12
| 300 12 | 4 | 15 | 1 | 15 |
 ,
о.е.
| 0,3×10–3 | 1,1 ´
´ 
| 2,3×10–4 | 0,91 ´ ´ 10–5 | 0,46 ´ ´ 10–4 | 1,1´ ´10–6n | 6×10–6 | 0,73 ´ ´ 10–4 | 1,1 ´ ´ 10–3 | 0,23 ´ ´10–3 | 0,91 ´ ´ 10–5 | 0,5 ´ ´10–5 | 1,1 ´ ´ 10–6 | 0,5 ´ ´10–5 |
* В расчете на 1 присоединение.
Ниже в табл. П.2 приведены сравнительные показатели надёжности выключателей, опубликованные в официальной литературе.
Таблица П.2
| Выключатели | Тип выключателя | Общее число выключателей | Распределение отказов по напряжениям, кВ | w, 1/год | ||||
| 110 | 220 | 330 | 500 | 750 | ||||
| Воздушные | ВНВ-750 ВО-750 ВВБ-750 | 9 1 5 | – – – | – – – | – – – | – – – | 6 – 1 | 0,061 – 0,018 |
| Элегазовые | HPL-800 | 2 | – | – | – | – | – | – |
| Воздушные | ВНВ-500 ВВБК-500 ВВБ-500 BB-500(Б) | 7 30 15 76 | – – – – | – – – – | – – – – | 5 17 6 31 | – – – – | 0,065 0,052 0,036 0,037 |
| Элегазовые | ВГУ-500 FXT-17 | 8 15 | – – | – – | – – | 3 1 | – – | 0,075 0,013 |
| Воздушные | ВНВ-300 ВВ-300Б ВВН-330 ВВБ-330 ВВД-300Б | 9 22 13 5 4 | – – – – – | – – – – – | 8 5 1 – – | – – – – – | – – – – – | 0,081 0,021 0,007 – – |
| Элегазовые | ВГУ-330 FXT-15 | 2 4 | – – | – – | – – | – – | – – | – – |
| Воздушные | ВВБК-220 ВВД-220 ВВБ-220 ВВН-220 | 14 53 85 58 | – – – – | 1 4 4 10 | – – – – | – – – – | – – – – | 0,006 0,007 0,004 0,016 |
| Элегазовые | ВГУ-220 HPL-245 ВГТ-220 | 5 6 2 | – – – | 3 – – | – – – | – – – | – – – | 0,055 – – |
| Масляные | МКП-220 У-220 | 1 2 | – – | – – | – – | – – | – – | – – |
| Воздушные | ВВУ-110 ВВШ-110 BBH-110 ВВБМ-110Б | 17 22 87 29 | 1 2 10 2 | – – – – | – – – – | – – – – | – – – – | 0,005 0,008 0,010 0,006 |
Окончание табл.П. 2
| Выключатели | Тип выключателя | Общее число выключателей | Распределение отказов по напряжениям, кВ | w, 1/год | ||||
| 110 | 220 | 330 | 500 | 750 | ||||
| Маломасляные | ВМТ-110 ММО-110 У-110 МКП-110 МКП-110М HLR-110 | 14 1 31 16 27 33 | 3 – 4 3 2 – | – – – – – – | – – – – – – | – – – – – – | – – – – – – | 0,019 – 0,012 0,017 0,007 |
| Элегазовые | ВГТ-110 | 2 | 3 | – | – | – | – | 0,3 |
| Итого | 732 | 30 | 22 | 14 | 63 | 7 | ||
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие / А.В. Лыкин. – М.: Логос-М, 2007. – 254 с.
2. Передача и распределение электрической энергии: Учеб. пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Ростов н/Д: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2006.
3. Электрические системы и сети: Учеб. пособие / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев. – Минск: УП «Технопринт», 2004. – 711 с.
4. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций / А.А. Васильев. И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова, М.Н. Околович. М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
5. Идельчик В.И. Электрические системы и сети / В.И. Идельчик. М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
СОДЕРЖАНИЕ
| Раздел 1. Выбор электрооборудования при проведении реконструкции и модернизации электрических сетей и подстанций . . . . . . . . Раздел 2. Выбор структурных схем электрических сетей и подстанций Раздел 3. Учет фактора надежности в технико-экономических расчетах Раздел 4. Повышение эксплуатационной надежности электрооборудования питающей сети и подстанций . . . . . . . . Раздел 5. Технико-экономические критерии эффективности мероприятий по реконструкции электроустановок . . . . . . . . . Приложение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Библиографический список . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . | 3 11 22 34 47 57 60 |
Учебное издание
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ
| Составители: | Галиев Ильгиз Фанзилевич, Маклецов Александр Михайлович, Гиниатуллин Руслан Анатольевич |
Кафедра электроэнергетических систем и сетей КГЭУ
Редактор издательского отдела
Компьютерная верстка
Подписано в печать .
Формат 60´84/16. Бумага «Business». Гарнитура «Times». Вид печати РОМ.
Усл. печ. л. 3,6. Уч.-изд. л. 4,0. Тираж 500 экз. Заказ №
Редакционно-издательский отдел КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51
Типография КГЭУ, 420066, Казань, Красносельская, 51
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 227; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!