Выбор схемы внешнего/внутреннего электроснабжения промышленного предприятия
ВЫБОР СХЕМЫ ВНЕШНЕГО/ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
для выполнения курсовой работы по дисциплине «Специальные вопросы экономики» для подготовки магистров
Иркутск
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………. 4
1. Методы оценки эффективности инвестиций ……………………………... 4
2. Содержание экономического раздела дипломного проекта ……………... 8
2.1. Основы технико-экономических расчетов электрических сетей ……... 9
2.2. Порядок выполнения расчетов на примере выбора схемы внешнего
электроснабжения предприятия …………………………………………. 11
2.3. Пример. Выбор оптимальной схемы внешнего электроснабжения предприятия ……………………………………………………………………….... 22
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ …………………………... 27
ПРИЛОЖЕНИЯ ……………………………………………………………….. 28
ВВЕДЕНИЕ
Одним из основных вопросов экономики является оценка экономической эффективности инвестиций, разработка методов и критериев, позволяющих выбрать наивыгоднейший вариант любого технического решения. Длительное время в нашей стране использовались собственные, специфические и достаточно хорошо разработанные и применимые к условиям плановой экономики методы оценки эффективности капиталовложений. Наивыгоднейшим принимался вариант с наименьшими приведенными народнохозяйственными затратами. Основным недостатком этой методики является использование в формуле приведенных затрат нормативного коэффициента эффективности капиталовложений, величина которого не имела под собой достаточного экономического обоснования. По сути дела она назначалась в разные периоды развития государства различной, для того чтобы обосновать эффективность нужных на данном этапе развития экономики отраслей, объектов или принимаемых технических решений, например, чтобы сделать эффективным сооружение крупных гидроэлектростанций.
Коэффициент нормативной эффективности капиталовложений напрямую связан с нормативным сроком окупаемости капиталовложений. Введение таких показателей было возможно лишь потому, что единственным инвестором в стране было само государство, и оно могло, регулируя величины этих показателей, влиять на направления технического прогресса в стране.
С переходом России на рыночный путь развития эти нормативные показатели потеряли всякий смысл, поскольку каждый инвестор решает сам, выгодно ему или нет вкладывать деньги в тот или иной проект.
Содержание курсового проекта
Исходной информацией для выполнения данного курсового проекта являются:
1. Сведения о предприятии (расчётная электрическая нагрузка, категорийность электроприёмников по надёжности, режим работы предприятия, цехов, картограмма нагрузок, местоположение цехов и ГПП и т.п.).
2. Сведения о возможных источниках электроснабжения (ЦП) предприятия (местоположение, характеристика условий прокладки линий электропередачи, располагаемые ими мощности и уровни напряжения и т.п.).
3. Характеристики выбранных трансформаторов на ГПП (число, тип, схемы соединения обмоток, паспортные данные и т.п.).
4. Выбранная схема ГПП (схема соединений и оборудование на высокой и низкой стороне, тип исполнения распределительных устройств и т.д.).
В зависимости от темы дипломного проекта должны быть выбраны соответствующие виды эффективности инвестиций: либо абсолютная, либо относительная.
Первый тип используется, когда поставлена задача о совершенствовании оборудования, схем электроснабжения, внедрении энергосберегающих технологий и мероприятий в различных сферах экономики. При этом после проведения экономических расчетов может быть получен ответ на вопрос: целесообразно ли вкладывать финансы в осуществление намеченных мероприятий или следует от этого отказаться.
Второй тип – относительная эффективность – позволяет выбрать из нескольких вариантов один, наиболее выгодный с экономической точки зрения. Такой подход используется в дипломных проектах наиболее часто, поскольку дипломнику необходимо предложить только один вариант схемы электроснабжения объекта.
Для примера рассмотрим процедуру выбора наивыгоднейшей схемы внешнего электроснабжения промышленного предприятия. Основными условиями проектирования рациональной схемы внешнего электроснабжения является надежность, экономичность и качество электроэнергии в сети. При проектировании разрабатывается несколько возможных вариантов электроснабжения, из которых нужно выбрать один, исходя из обозначенных выше критериев.
Сначала нужно соблюсти технические условия сопоставимости вариантов, то есть до выполнения экономического сопоставления должны быть приняты основные технические решения:
1. Варианты схемы электроснабжения учитывают соображения надежности в зависимости от категории потребителей.
2. Правильно выбраны места расположения главной понизительной подстанции предприятия, что позволяет составить наиболее рациональную схему электроснабжения (наименьшие длины питающих линий, соответственно минимальные потери мощности и т.д.).
При проектировании учитывается, что основные исходные параметры – номинальное напряжение, сечение проводов линий, количество линий, их пропускная способность, количества и мощности трансформаторов и т.п. - изменяются дискретно. Количество искомых величин оказывается весьма большим. Общее решение по выбору наиболее целесообразной схемы сети и параметров ее элементов отсутствует. Практически используются только методы вариантного сравнения целесообразных решений.
Даже и при использовании этой методики количество вариантов возможныхрешений настолько велико, что просмотр всех их практически невозможен. Поэтому на основании опыта проектирования при участии консультанта по данному разделу дипломного проектированияотбирается несколько технически целесообразных вариантов, отвечающих предъявляемым требованиям в отношении надежности электроснабжения потребителей и качества поставляемой им электроэнергии. Из этих вариантов выбирается затем наиболее приемлемый по экономическим критериям.
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
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 |
Количество сэкономленной электроэнергии  , тыс. кВт∙ч | 1692,898 |
Стоимость сэкономленной электроэнергии,  , тыс. руб./год | 2285,41 |
Разница в капиталовложениях,  , тыс. руб. | |
Разница в издержках на обслуживание и амортизационных отчислениях на капитальный ремонт  , тыс. руб./год | |
Разница в амортизационных отчислениях на реновацию  , тыс. руб./год | |
Балансовая прибыль  , тыс. руб./год | 1844,41 |
Налог на прибыль (18 %)  , тыс. руб./год | |
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.
Таблица П.1
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов
электрических систем, % от капитальных затрат
| Наименование элемента системы | Норма амортизационных отчислений | Затраты на обслуживание | Всего издержки на амортизацию и обслуживание | ||
| общая | в том числе | ||||
| капиталь-ный ремонт | рено-вацию | ||||
| ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах | 2,4 | 0,4 | 2,0 | 0,4 | 2,8 |
| ВЛ 35-220 кВ на деревянных опорах | 4,9 | 1,6 | 3,3 | 0,5 | 5,4 |
| КЛ до 10 кВ: - со свинцовой оболочкой (в земле и помещениях) - с алюминиевой оболочкой (в земле) - то же в помещениях - с пластмассовой оболочкой (в земле и помещениях) КЛ 20-35 кВ КЛ 110-220 кВ маслонаполненные (в земле и помещениях) | 2,3 4,3 2,3 5,3 3,4 2,5 | 0,3 0,3 0,3 0,3 0,4 0,5 | 2,0 4,0 2,0 5,0 3,0 2,0 | 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 | 4,3 6,3 4,3 7,3 5,4 4,5 |
| Силовое электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС): - до 150 кВ - 220 кВ и выше | 6,4 6,4 | 2,9 2,9 | 3,5 3,5 | 3,0 2,0 | 9,4 8,4 |
| Электрооборудование и распределительные устройства ГЭС: - до 150 кВ - 220 кВ и выше | 5,8 5,8 | 2,5 2,5 | 3,3 3,3 | 3,0 2,0 | 8,8 7,8 |
Таблица П.2
Укрупненные зональные коэффициенты к стоимости электрических сетей
| Объединенные энергосистемы | Коэффициент |
| Центра, Юга, Северо-Запада, Северного Кавказа, Средней Волги | 1,0 |
| Урала, Северного Казахстана, Средней Азии | 1,1 |
| Сибири | 1,2 |
| Дальнего Востока | 1,35 |
| Закавказья | 1,05 |
Таблица П.5
Стоимость сооружения воздушных линий 35 кВ, тыс. руб./км
| Опоры | Район по гололеду | Сечение проводов, мм2 | ||||
| Деревян- ные двух-стоечные | I | |||||
| II | ||||||
| III | ||||||
| IV | ||||||
| Стальные | I | 1656/2394 | 1692/2502 | 1800/2646 | 1818/2682 | 1833/2712 |
| II | 1882/2772 | 1906/2790 | 1926/2808 | 1962/2852 | 1978/2892 | |
| III | 2130/3248 | 2156/3348 | 2178/3474 | 2212/3510 | 2240/3542 | |
| IV | (2184)/ (3562) | (2230)/ | 2358/3878 | 2538/3914 | 2560/3960 | |
| Железо- бетонные | I | 1350/2052 | 1386/2160 | 1440/2250 | 1502/2334 | 1530/2464 |
| II | 1470/2254 | 1494/2286 | 1512/2318 | 1542/2384 | 1572/2600 | |
| III | 1648/2552 | 1674/2754 | 1710/2826 | 1762/2988 | 1960/3150 | |
| IV | (1736)/ (2914) | 1762/3114 | 1872/3168 | 2178/3366 | 2280/3760 |
П р и м е ч а н и е:
1. Для линий, стоимость которых приведена в скобках соответствующие сечения проводов не рекомендуются как неэкономичные.
2. В числителе приведены данные для одноцепных опор, в знаменателе – для двухцепных.
Таблица П.3
Стоимость сооружения воздушных линий электропередачи 0,4 кВ, тыс. руб./км
| Тип опор | Район по гололёду | Марка провода | |||||||||
| 2А-16 | 3А-16 | 4А-16 | 5А-16 | 3А-25 | 4А-25 | 4А-35 | 5А-35 | 4А-50 | 5А-50 | ||
| Железобетонные опоры | I - II | - | |||||||||
| III | - | ||||||||||
| IV | - | - | - | - | - | - | |||||
| Деревянные опоры на ж/б пасынках | I - II | - | |||||||||
| III | - | ||||||||||
| IV | - | - | - | - | |||||||
| Деревянные опоры с деревянными приставками | I - II | - | |||||||||
| III | - | ||||||||||
| IV | - | - | - | - | |||||||
| Деревянные опоры с цельными стойками | I - II | - | |||||||||
| III | - | ||||||||||
| IV | - | - | - | - | |||||||
Таблица П.4
Стоимость сооружения воздушных линий электропередачи 10 кВ, тыс. руб./км
| Тип опор | Район по гололёду | Марка провода   | |||||||||
| АС-16 | АС-25 | АС-35 | АС-50 | А-25 | А-35 | А-50 | А-70 | А-95 | ПС-25 | ||
| Железобетонные опоры | I - II | ||||||||||
| III | |||||||||||
| IV | - | - | - | ||||||||
| Деревянные опоры на ж/б пасынках | I - II | ||||||||||
| III | |||||||||||
| IV | - | - | |||||||||
| Деревянные опоры с деревянными приставками | I - II | ||||||||||
| III | |||||||||||
| IV | - | ||||||||||
Таблица П.6
Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ, тыс. руб./км
| Опоры | Район по гололеду | Сечение проводов, мм2 | |||||
| Деревянные двухстоечные | I | - | |||||
| II | - | ||||||
| III | - | ||||||
| IV | (1214) | - | |||||
| Стальные одно- цепные | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (2582) | ||||||
| IV | (2790) | ||||||
| Стальные двухцепные с подвеской двух цепей | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (3814) | ||||||
| IV | (4164) | ||||||
| Стальные двухцепные с подвеской одной цепи | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (3390) | ||||||
| IV | (3664) | ||||||
| Железобетонные одноцепные | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (2142) | (2214) | |||||
| IV | (2358) | (2502) | |||||
| Железобетонные двухцепные с подвеской двух цепей | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (3104) | ||||||
| IV | (3374) | ||||||
| Железобетонные двухцепные с подвеской одной цепи | I | ||||||
| II | |||||||
| III | (2554) | ||||||
| IV | (2850) | ||||||
| Подвеска второй цепи на стальных опорах | I - IV |
Окончание табл. П.6
| Подвеска второй цепи на железобетонных опорах | I - IV |
П р и м е ч а н и е. См. примечание к табл. П.5.
Таблица П.7
Стоимость сооружения воздушных линий 220 кВ, тыс. руб/км
| Опоры | Район по гололеду | 220 кВ | |
| Сечение проводов, мм2 | |||
| Деревянные | I | ||
| II | |||
| III | |||
| IV | |||
| Стальные одноцепные | I | ||
| II | |||
| III | |||
| IV | |||
| Стальные двухцепные | I | ||
| II | |||
| III | |||
| IV | |||
| Стальные двухцепные с подвеской одной цепи | I | ||
| II | |||
| III | |||
| IV | |||
| Железобетонные одноцепные | I | ||
| II | |||
| III | |||
| IV |
П р и м е ч а н и е. Стоимость подвески второй цепи на стальных опорах линий в
I - IV районах приведены ниже.
| Сечение проводов, мм2 |  Стоимость, тыс. руб/км |
| Для напряжения 220 кВ | |
Таблица П.8
Таблица П.9
Поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий
| Материал опоры | Скорость ветра, м/с | Высота более 2000м над уровнем моря | Горный рельеф | Городская и пром-застройка | Болотистая трасса и поймы рек | Загрязненные и прибрежные районы (для ВЛ 110-220 кВ) при минимальной длине утечки, см/кВ | Особо гололедные (по отношению к IV району) | ||
| 31-35 | 36-40 | до 2 | более 2 | ||||||
| Дерево | 1,08 | 1,1 | - | - | 1,4 | 1,8 | 1,05 | 1,2 | 1,1 |
| Сталь | 1,06 | 1,15 | 1,05 | 1,8 | 1,6 | 1,5 | 1,02 | 1,05 | 1,15 |
| Железо- бетон | 1,06 | 1,1 | - | - | 1,7 | 1,4 | 1,1 | 1,2 | 1,1 |
Таблица П.10
Стоимость прокладки кабелей 6-10 кВ, тыс. руб/км
| Сече- ние, мм2 | В траншеях | На конструкциях | В блоках | ||||||
| ААБ | АСБ | АБ | СБ | ААБГ | АСБГ | АБГ | СБГ | СГТ | |
| К а б е л и 6 к В | |||||||||
| - | |||||||||
Окончание табл. П.10
| - | |||||||||
| - | |||||||||
| - | |||||||||
| - | - | - | - | ||||||
| - | - | - | - | ||||||
| - | - | - | - | ||||||
| - | - | - | - | ||||||
| - | - | - | - | - | |||||
| К а б е л и 10 к В | |||||||||
| - | - |
П р и м е ч а н и е. Приведена стоимость прокладки 1 км кабеля (с учетом материалов) без строительных работ. Стоимость строительной части необходимо учитывать дополнительно по табл. П.12 и П.13.
Таблица П.11
Стоимость прокладки кабелей 35 кВ, тыс. руб/км
| Сече- ние, мм2 | В траншеях | В каналах | В туннелях | |||||
| АОАБ | АОСБ | ОСБ | ОАБ | АОАБГ | АОСБГ | ОСБГ | ОАБГ | |
П р и м е ч а н и е. См. примечание к табл. П.10.
Таблица П.12
Стоимость строитель