3.2 Экономическая эффективности реконструкции подстанции 110/35/10 кВ «Покровское»
Расчет приведенных затрат по сравниваемым вариантам передачи электроэнергии
Они определяются по формуле:
(3.7)
где Е-нормативный коэффициент капиталовложений, принимаем равным 0,2 [3];
Расчет годовой экономии
Годовая экономия от внедрения предполагаемого варианта передачи электроэнергии рассчитывается по формуле:
(3.8)
Срок окупаемости
(3.9)
Годовая экономия составила 732,97 тыс. рублей, получилась за счет внедрения новой техники (вакуумные и элегазовые выключатели), которые в отличие от существующих масляных выключателей, требуют меньше затрат, что позволило снизить себестоимость передачи электроэнергии.
Несмотря на то, что срок окупаемости подстанции 110/35/10 кВ «Покровское» составил 39 лет, реконструкция подстанции является важной задачей, для которой потребуется вливание государственных инвестиций, поскольку подстанция 110/35/10 кВ «Покровское» является стратегически важным объектом энергосистемы Орловской области и России. Выход подстанции из строя приведет не только к отключению потребителей, запитанных от нее, но и к отключению в лучшем случае энергосистемы Орловской области, а в худшем и близ лежащих областей, что в свою очередь приведет к миллиардным убыткам. Примером такой ситуации является 2005 год, когда при отключении одной подстанции Московской области, было нарушено электроснабжение и соседних областей.
Выводы и предложения
Текущее состояние основных фондов электросетевого комплекса нельзя назвать благополучным: несмотря на то, что капитальный ремонт подстанций и ЛЭП проводится регулярно, изношенность оборудования оценивается в среднем в 70%, а в некоторых регионах – до 80%. Такая изношенность сетей и подстанций может привести к повышенной аварийности на энергообъектах. В отдельных городах, в том числе и в Орле, до сих пор функционируют подстанции, построенные в начале-середине прошлого века, и установленное на них устаревшее оборудование также не обеспечивает желаемую надежность. Так, в Орле загруженность трансформаторов и линий электропередач достигает порой критического значения, и любое масштабное подключение может привести к серьезным авариям. В целом по России при росте энергопотребления за последние 10 лет на уровне 2,7% в год ввод новых мощностей (в том числе трансформаторных) не превышал 1%. Таким образом, сегодня в условиях растущего потребления электроэнергии строительство новых, а также ремонт и реконструкция старых подстанций становятся одними из первостепенных задач российской энергетики.
По различным оценкам, изношенность оборудования российских подстанций составляет сегодня от 70 до 80%. Вследствие этого во многих регионах страны уже введены ограничения на подключение новых потребителей.
В других столкнувшихся с проблемой изношенности оборудования регионах сегодня также запущены проекты строительства и реконструкции сетевых объектов.
В свою очередь МРСК Центра в июне этого года ввела в эксплуатацию сразу две новые подстанции в Белгородской (110 кВ «Крапивенская») и Ярославской («Которосль») областях. Помимо этого, еще в одном филиале МРСК Центра – «Орелэнерго» – недавно начался второй этап реконструкции ПС 110/6 кВ «Западная», в результате которого мощности энергообъекта возрастут более чем в два раза. В полную силу обновленная подстанция должна заработать уже в этом году. Общая стоимость проекта превышает 400 млн. руб.
Безусловно, в идеале отрасли сегодня необходимо массовое строительство новых подстанций. Однако на практике все еще доминируют проекты модернизации или комплексной/частичной реконструкции действующих подстанций. Во многом это связано с дефицитом финансирования работ, образовавшимся в период кризиса. Так, в целях снижения издержек многие просто отказались от строительства новых подстанций. В целом же активность компаний в этом вопросе снизилась примерно на 20-30% по отношению к уровню 2008 года.
В ближайшие годы ситуация, однако, будет постепенно меняться в лучшую сторону. Российский рынок сетевого строительства сегодня крайне интересен частным инвесторам, и наиболее перспективным, с точки зрения бизнеса, направлением является именно строительство новых подстанций, рассчитанных на длительную эксплуатацию и не требующих постоянных вложений в реконструкцию и замену оборудования. Такие подстанции оснащаются самыми совершенными технологиями, включая системы контроля и учета электроэнергии, автоматизированную систему управления технологическими процессами (АСУ ТП), защиту и автоматику на базе микропроцессорной техники и др.
Это же оборудование устанавливается и на модернизируемые подстанции. Такой проект априори дешевле, при этом собственнику удается достичь желаемого эффекта (увеличение мощности, повышение надежности энергоснабжения, подключение новых потребителей и т.д.). С другой стороны нередко попытка сэкономить на строительстве нового объекта оборачивается для него серьезной головной болью. Иногда на модернизируемых подстанциях внедряются новые решения, которые для них попросту противопоказаны. В результате на устранение возникающих проблем компаниям приходится тратить дополнительные средства. И в этом случае о существенной экономии говорить уже не приходится. Сроки и стоимость – в зависимости от износа.
Исходя из нынешнего состояния подстанции, было принято решение о реконструкции данной энергетической установки. Модернизация включает замену старых масляных трансформаторов ТДТН – 10000/110 аналогами той же мощности, устаревшие масляные выключатели как по стороне 110 кВ, 35 кВ, так и по стороне 10 кВ заменить на элегазовые отвечающие требованиям современной энергетики по коммутационной способности, надёжности и безопасности рабочего персонала, обслуживающего данную электроустановку.
Расчет показателей экономической эффективности внедрения нового оборудования позволил окончательно удостовериться в правильности принятого решения о реконструкции подстанции 110/35/10 кВ «Покровское». По результатам подсчетов можно сделать ряд выводов:
– внедрение нового оборудования снизило затраты на ремонт и эксплуатацию на 66%, за счет уменьшения трудозатрат на их обслуживание по сравнению с масляными выключателями;
– издержки на заработную плату уменьшились на 30 % за счет уменьшения численности ремонтного персонала реконструируемой подстанции, т.к. внедряемое оборудование требует меньшего количества рабочего персонала, что позволило снизить эти затраты;
– прочие издержки сократились на 47% благодаря снижению отчислений на заработную плату и охрану труда, т.к. меньше количество рабочего персонала требует меньших затрат, а также отчислений на охрану окружающей среды, поскольку данные выключатели экологически безопасны по сравнению с масляными;
– внедрение нового дорогостоящего оборудования влечет за собой увеличение амортизационных отчислений на 9% по сравнению с базовым вариантом.
В результате затраты проектного варианта снизились на 18% по сравнению с базовым.
С точки зрения работ, строительство, равно как и модернизация, подстанций выполняется в несколько последовательных этапов. Вначале проводится энергоаудит, позволяющий выявить основные проблемы и задачи, и составляется смета. На втором этапе – выполняются проектирование и согласование. Следом начинаются строительные работы, которые могут включать также поставку оборудования, его монтаж, наладку и ввод в эксплуатацию.
Объем работ по каждому из проектов напрямую зависит от степени изношенности подстанции: например, на ремонтные работы профилактического характера и замену отдельных комплектующих может уйти от нескольких недель до нескольких месяцев. В случаях, когда изношенность подстанции превышает 50-60%, на реализацию уходит от 4 до 12 месяцев. За это время могут быть сооружены фундаменты под трансформаторы, проведена реконструкция ограждений подстанции, установка охранно-пожарной сигнализации, замена устаревших кабельных каналов на новые. Плюс, выполнены: реконструкция строительной части открытых и закрытых распределительных устройств (ОРУ, ЗРУ), разработка схемы освещения, обогрева, заземления и грозозащиты подстанции, полная замена существующих устройств РЗА, вторичных цепей и кабельных связей и т.д. Кроме того, достаточно часто приходится устанавливать на подстанции автоматизированную систему учета электроэнергии, поскольку вопрос энергосбережения сегодня достаточно остро стоит перед многими компаниями.
Что касается стоимости, то профилактические и ремонтные работы, связанные, например, с заменой и аудитом оборудования, могут стоить от нескольких миллионов рублей. Если говорить о масштабной реконструкции или строительстве новых объектов (особенно, если речь идет о целой цепочке объектов), то стоимость проекта может достигать нескольких десятков миллиардов рублей.
Требования, предъявляемые собственниками подстанций на тендерах, одинаковы для всех участников: как отечественных, так и зарубежных. И более интересны те подрядчики, которые максимально точно этим требованиям соответствуют.
Абонентское (сервисное) обслуживание подстанций также представляется крайне интересным сегментом для подрядчиков. Однако пока большую часть работ в области сервиса собственники подстанций предпочитают выполнять самостоятельно. И скорее всего кардинальным образом данная ситуация меняться не будет. Нередко в рамках компаний-собственников появляются новые дочерние организации, занимающиеся обслуживанием оборудования и различных систем. Юридически – это новое лицо, фактически – внутренняя структура все той же компании. На региональном уровне, где возможности создания «дочек» ограничены, проще отдать объем работ подрядчику. Правда, примеров такой передачи пока не так много.
Типовые договора на абонентское обслуживание, заключаемые со сторонними сервисными организациями, как правило, включают выполнение работ по установке оборудования и приборов, позволяющих минимизировать потери электроэнергии, ремонт оборудования, установка приборов учета и т.д. Сюда же может входить и обслуживание автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Также в рамках контрактов на абонентское обслуживание зачастую осуществляются процедуры технологического подсоединения, когда клиент увеличивает мощности сети объектов.
Помимо всего прочего, в последнее время собственники подстанций стали уделять достаточно большое внимание работам по энергосбережению (установка специального оборудования, измерительных приборов на предприятиях, контроль за эксплуатацией). Наряду с этим все более востребованными становятся профилактические работы.
Стоимость сервисных работ опять же варьируется в зависимости от масштабов проекта, изношенности оборудования и количества обслуживаемых объектов. На небольших подстанциях стоимость абонентского обслуживания может начинаться от нескольких тысяч долларов, на более крупных объектах – до десятков тысяч долларов в месяц.
Для повышения эффективности организации обслуживания электрооборудования подстанций необходимо произвести реконструкцию с целью замены отделителей и короткозамыкателей выключателями. Это необходимо для повышения бесперебойности электроснабжения потребителей. Недостатком отделителя с короткозамыкателем установленного на высшей стороне подстанции является: при срабатывании защиты трансформатора релейная защита выдает команду на срабатывание короткозамыкателя, что ведет к созданию в сети напряжением 110 кВ однофазного короткого замыкания или в 35 кВ сети двухфазного короткого замыкания на землю. Это необходимо чтобы на головном участке линии привести защиту к действию для отключения выключателя. После того как отключился выключатель в бестолковую паузу, происходит отключение отделителя. Под действием автоматического повторного включения происходит включение выключателя на головном участке, и все потребители получают питание. После отключения короткого замыкания выключателем необходимо произвести осмотр выключателя.
Для устранения отключения линии необходимо на каждую подстанцию со стороны высшего напряжения установить выключатели взамен отделителей с короткозамыкателями.
Для более надежной работы релейной защиты требуется замена электромеханических реле микропроцессорными терминалами релейной защиты. Это позволит повысить чувствительность защиты и время отключения поврежденного элемента сети, с целью уменьшения повреждений от аварийных режимов электрических цепей.