Через те установка на підстанціях більш двох трансформаторів або АТ використовується лише у спеціальних випадках [4].

На підстанціях, які здійснюють електропостачання споживачів 2-ої і 3-ої категорій, допускається установка одного трансформатора, якщо у районній мережі існує централізований пересувний трансформаторний резерв і є можливість заміни пошкодженого трансформатора не більш як за одну добу, і якщо сумарна потужність споживачів менше 10 МВА. Якщо відповідно завданню лише 1–2 пункти споживачів не мають споживачів 1–2 категорії, то на стадії порівняння варіантів доцільно керуватися тими ж міркуваннями, що і у випадку ліній електропередачі, тобто забезпеченням тієї ж надійності електропостачання.

Отже, якщо прийняте рішення про постачання підстанцій по резервованій схемі, то необхідно передбачити установку на них двох трансформаторів. Заключне рішення про установку одного чи двох трансформаторів приймається на основі результатів порівняння варіантів по техніко-економічних показниках. Потужність трансформатора однотрансформаторної підстанції вибирається за максимальним навантаженням пункту споживача, згідно [4] або за табл. 4,1.

Каталожні дані вибраних трансформаторів, зводяться у відповідну таблицю, таблицю розрахунково-пояснювальної записки.

Приклад вибору компенсуючи пристроїв і трансформаторів запропоновані в додатку 5.

3.Порівняння варіантів і вибір економічно доцільної схеми мережі

У курсовому проекті порівнюють варіанти виконання мережі по техніко-економічних показниках на основі техніко-економічного аналізу (ТЕЛ). Порівняння варіантів проводиться у два етапи.

1. На першому етапі варіанти з однаковою номінальною напругою мереж наближено порівнюються лише за основними натурально кількісними показниками: сумарній довжині ліній, по довжині їх трас, по кількості комірок вимикачів і т.п.

При інших приблизно рівних показниках перевага повинна надаватися тим варіантам, у яких електроенергія передається найбільш короткими лініями від джерела постачання до пунктів її споживання і в яких найменші втрати напруги.

Слід підкреслити, що таке порівняння, як правило, повинно виключати з подальшого розгляду варіанти лише одного принципового типу, наприклад, варіанти кільцевого або, навпаки, радіально-магістрального типу.

Принципи побудови схеми мережі мають враховувати різні якості електричних мереж і порівняння їх варіантів повинно засновуватись на розрахункових витратах.

2. На другому етапі, обмежене число (2-3) найбільш раціональних варіантів схеми і номінальної напруги мережі підпадає під техніко-економічне порівняння за приведеннями витратами. Кожен із цих варіантів повинен бути детально розробленим з вибором схем усіх підстанцій, розрахунком втрат напруги, втрат електроенергії і т.і.

Необхідно мати на увазі, що варіанти схеми з різними номінальними напругами через різну вартість обладнання і апаратури і різних величин втрат електроенергії можуть порівнюватись тільки за приведеними витратами. Це положення обов’язкове і для порівняння варіантів з різною надійністю постачання споживачів.

При визначенні техніко-економічних показників та критеріїв економічної ефективності, вартість електрообладнання і характеристики його експлуатації приймаються за даними додатку 5

3.1.3.3 Показники та критерії економічної ефективності

Методика оцінки економічної ефективності є складовою ТЕА і розроблена на основі загальних методич­них положень визначення економічної ефективності інвестицій в енергетику (ГЛ 340.001–95), затверджених Міненерго України за погодженням з Мінекономіки України [7].

Методика [3, 9] призначена для визначення економічної ефек­тивності інвестицій в розвиток енергосистем та електричних мереж, у тому числі в нове будівництво, розширення і рекон­струкцію ліній електропередачі та підстанцій.

У найбільш загальному вигляді критерієм економічної ефективності є додатне значення економічного ефекту

Є = Р – З , (3.28)

де Р – результат (дохід); 3 – одночасні та щорічні затрати за весь розрахунковий період будівництва та експлуатації елек­тричної мережі.

Показники та критерії економічної ефективності інвестицій поділяються на інтегральні та елементарні. Інтегральні показники враховують сумарні дисконтовані до­ходи та затрати за розрахунковий період, приведені до почат­кової вартості, а елементарні показники визначають за окремі роки розрахункового періоду без дисконтування. Нагадуємо, що дисконт – це процентна банківська справка для регулювання попиту і пропозицій капіталів та стану платіжних балансів.

Для розрахунку критеріальних показників ефективності за кожний рік розрахункового періоду визначають такі вартісні показники:

1. Капітальні вкладення або витрати приймають на основі кошто­рисно-фінансових розрахунків в діючих цінах. На початковій стадії проектування розміри капітальних вкладень визначають за базовими показниками вартості елементів електричних мереж окремо для ліній К_лt і підстанцій К_псt [4]:

К_лt =; (3.29)

K_псt = (К_трі + К_кві + К_кпі + К_пості + К_зрп), (3.30)

де К_оij – розрахункова вартість 1 км лінії на i,j-й ділянці; l_і – довжина і,j-ї ділянки; К_тр„і, К_ві, К_кпі – розрахункові вартості трансформаторів, вимикачів та компенсувальних пристроїв, вста­новлених на і-й підстанції; К_пості – постійна складова затрат для і-ї підстанції; К_зрп – вартість ЗРП; n+m – кількість ліній в ЕМ; m – кількість підстанцій.

Сумарні капітальні вкладення за рік t

K_t = К_лt + K_псt, (3.31)

В умовах нестабільної економіки країни капітальні вкла­дення рекомендується визначати у твердій вільно конверто­ваній валюті. У даний час прийнято, що ціни 1984 року в карбованцях [4] відповідають сучасним цінам в дола­рах США [7]. Для переходу до національної валюти необхідно приведені в довідниках показники вартості помножити на офіційний курс долара США на момент виконання розра­хунків.

2. Витрати на експлуатацію електричної мережі, що проектується (річні витрати на технічне обслуговування та ремонт), розраховують в залежності від вартості основних ви­робничих фондів:

, (3.32)

де _е.л, _е.пс – норми витрат на технічне обслуговування і ре­монт ліній та підстанцій, %.

Вартість основних фондів або інвестицій в t році рекомен­дується приймати рівною сумі інвестицій за попередні роки розрахункового періоду за вирахуванням сумарної початкової, тобто балансової вартості демонтованого за цей час обладнання. Норми [9] щорічних витрат на технічне обслуговування та ремонт приведені в табл.3.3.

3. Амортизаційні відрахування на реновацію, тобто заміну зношеного обладнання за кожний рік розрахункового періоду визначають в залежності від вартості основних виробничих фондів:

, (3.33)

де а_р.л, а_р.пс – норми [9] амортизаційних відрахувань на рено­вацію обладнання ліній і підстанцій приведені в табл.3.4.

4. Вартість втрат електроенергії в мережі визначають за формулою

, (3.34)

де W_t – втрати електроенергії; Ц_вх – тариф на вході в мережу (купівельна ціна). Втрати холостого ходу оцінюють з коефіцієнтом 0.78 – 0.8 до тарифу на вході.

5. Дохід енергетичної компанії від транспортування електричної енергії без врахування ПДВ (в даний час ПДВ на електроенергію відмінений)

, (3.35)

де W_t – кількість переданої споживачу електроенергії; Ц_вих Ц_вх – відповідно тарифи на виході і вході в електричну мережу, по якій здійснюється транспортування електричної енергії.

На даний час тарифи на електроенергію для всіх споживачів (крім населення) встановлені в доларах США. Перера­хунок в національну валюту проводиться за офіційним курсом Національного банку України на момент купівлі (продажу) електричної енергії.

б. Ліквідну (залишкову) вартість демонтованого в році t обладнання, термін служби якого не вийшов при заміні основ­них фондів, визначають як різницю між початковою вартістю і сумою визначеного зносу

Л_t = К_п – а_рt_eК₀/100, (3.36)

де К_п – початкова вартість обладнання, що демонтується; a_р – норма відрахувань на реновацію, % ( табл.3.3); t_e – три­валість експлуатації обладнання до його демонтажу.

Для визначення економічної ефективності інвестицій розраховуємо показники, що характеризують результати діяльності енергопостачальних підприємств, такі як: балансовий прибуток; чистий прибуток; грошовий потік.

Балансовий прибуток, з якого сплачується податок, дорівнює різниці валового доходу за транспортування елек­троенергії і поточних річних витрат (В_еt В_втрt) та аморти­заційних відрахувань на реновацію:

П_бt = Д_трі – В_еt – В_втрі – А_рt. (3.37)

Податок на прибуток

H_nt = pП_бt,

де р – ставка податку на прибуток (в даний час р = 0.3).

Поточний річний чистий прибуток

П_pt = П_бt – H_nt – В_крt, (3.38)

де В_крt – оплата процентів за кредит (якщо фінансування будівництва здійснюється за рахунок отримання кредиту).

Чистий грошовий потік дорівнює алгебричній сумі всіх доходів і затрат за рік , включаючи амортизаційні відрахування:

ГП_t = П_pt + А_рt. (3.39)

Основним інтегральним показником ефективності інвестицій є дисконтований чистий прибуток (інтегральний ефект) за період експлуатації електричної мережі, що проектується:

, (3.40)

де Т_е – період експлуатації мережі, який рекомендується приймати рівним 20 років; T_б – період будівництва мережі; Е – норма дисконту, яка прирівнюється до процентної ставки Національного банку України за довготерміновими вкладеннями.

Реальну норму дисконту Е визначають з врахуванням інфляції. У розрахунках на перспективу рекомендується приймати реальну норму дисконту Е=0,1, що приблизно відповідає її рівню в країнах з розвинутою ринковою економікою. Інтегральний ефект використовують як основний критеріальний показник загальної та порівняльної ефективності інвестицій в динамічних задачах, коли будівництво електричної мережі ведеться більше одного року чи почергово, і поточні показники змінюються протягом роз­рахункового періоду, а також для статичних задач, коли інвестиції здійснюють протягом одного року, а поточні показники не змінюються протягом всього періоду експлуатації.

Критерієм загальної ефективності інвестицій є додатне значення інтегрального ефекту

П_дс > 0.

При порівнянні альтернативних варіантів інвестиційних проектів критерієм порівняльної ефективності є умова:

П_дс  max.

Для статичних задач при Т_б = 1, Т_е   та Гп_t = const формула спрощується:

П_дс = ГП_t/Е – (К – Л), (3.41)

де К, Л – відповідно капітальні вкладення в межах одного року та ліквідна вартість демонтованого та реалізованого обладнання.

Для оцінки загальної ефективності в статичних задачах застосовують додаткові елементарні показники ефективності — рентабельність інвестицій та термін їх окупності.

Рентабельність інвестицій (проста норма прибутку) характеризує частку капітальних вкладень, яка повертається щорічно у вигляді прибутку,

R_i = (П_pt + A_pt)/( К - Л). (3.42)

Критерієм загальної ефективності інвестицій є умова

R_i > E. (3.43)

Термін окупності інвестицій дорівнює зворотній величині рентабельності інвестицій

T_okі = 1/R_i , (3.44)

Критерієм загальної ефективності інвестицій є умова

T_ok < 1/E. (3.45)

При порівнянні варіантів схем електропостачання промислових об'єктів, для яких неможливо визначити долю прибутку енергетичних служб, можна використати затратну частину інтегрального ефекту, порівнюючи сумарні дисконтовані затрати без врахування амортизаційних відрахувань на реновацію,

. (3.46)

Для статичних задач при Т_б = 1, Т_е   та B_et + B_âmpt = const формула спрощується:

З_дс = (B_et + B_âmpt)/Е + (К – Л). (3.47)

Критерієм порівняльної ефективності інвестицій є умова

З_дс  min. (3.48)

Критерій можна використовувати при техніко-економічному порівнянні варіантів схем електропостачання промислових підприємств та інших об'єктів. При цьому втрати потужності приймають на основі розрахунків режимів роботи мережі. Електроенергію, що передається за рік, рекомендується визначати як добуток максимального навантаження P_нб на тривалість використання максимуму Т_нб, а річні втрати електроенергії – як суму добутків навантажувальних втрат потужності Р_н, визначених при Р_нб, на час максимальних втрат  і втрат холостого ходу – на 8760 год.

При виконанні техніко-економічних розрахунків значна частина початкової інформації, наприклад, ціни (тарифи), норма дисконту Е та інші показники, не можуть бути детерміновані однозначно. Тому, для остаточного прийняття рішень про ефективність інвестицій при виборі варіанта, рекомендується оцінити ступінь ризику інвестора, зумовленого неоднозначністю початкової інформації. Вважається, що розрахункова рентабельність інвестицій повинна в 1.2 – 1.5 разів перевищувати реальну норму дисконту Е. Можна проаналізувати сукупність очікуваних значень критерію ефективності інвестицій при зміні початкових показників. Критерій ефективності є стійким, якщо при порівнянні варіантів один і той самий варіант виявиться оптимальним. Якщо значення критерію для різних показників змінюють свій зміст, тобто інвестиції при одних вихідних показниках (сценаріях) ефективні, а при інших – ні, або оптимальними виявляються різні варіанти, то рекомендується визначити математичне сподівання даного критерію, за яким оцінюють ефективність інвестицій або вибирають оптимальний варіант.

Якщо критерієм вибору оптимального варіанта прийняти мінімум дисконтованих затрат, то при однаковій імовірності сценаріїв математичне сподівання затрат для j-го варіанта визначають за формулою:

,

де m_с – кількість можливих сценаріїв; З_ji – значення критерію для j-го варіанту при і-му сценарії.

При порівнянні варіантів оптимальним вважається варіант j, для якого математичне сподівання затрат З_j мінімальне.

Таблиця 3.3 - Щорічні витрати на обслуговування і поточний ремонт

Таблиця 3.4 - Норми амортизаційних відрахувань електричних мереж

3.2.3.4 Порівняння варіантів з різною надійністю

Електрична мережа повинна забезпечити необхідну надійність електропостачання відповідно до категорії споживачів. Так, наприклад, споживачі першої категорії повинні одержувати живлення від двох незалежних джерел, а перерва електропостачання для них допускається тільки на час автоматичного введення резервного живлення. Для споживачів другої категорії допускається перерва електропостачання на час вмикання резервного живлення черговим персоналом, а при живленні їх однією лінією або від однотрансформаторної підстанції – на час проведення ремонту чи заміни пошкодженого трансформатора протягом доби. Живлення споживачів третьої категорії може здійснюватися від одного джерела живлення, при цьому перерва електропостачання не повинна перевищувати однієї доби. Таким чином, схеми електропостачання споживачів можуть характеризуватися різною надійністю.