55
ГЛАВА 3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ И ОХРАНА ТРУДА
3.1. Определение экономической эффективности сети
Капитальные вложения в элементы сети
Капитальные вложения в элементы сети определяются согласно
сборника укрупненных показателей стоимости строительства
(реконструкции) подстанции и линий электропередачи для нужд ОАО
«Холдинг МРСК» [34] и СТО 56947007-29.240.014-2008 [16] с учетом индекса
изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных
работ, определенного Письмом Минстроя России от 05 марта 2019 N 7581-
ДВ/09, который для Республики Саха (Якутии) составляет И = 7,60 [5], и
сведены в таблицу 3.1.
Стоимость за сооружение ЛЭП в базисных ценах принимаются из главы
2.
Таблица 3.1
Расчет капитальных вложений в элементы сети [16, 34]
Элемент сети
Ед.
изм.
Кол-
во
Стоимость за
единицу в
ценах 2000
года. тыс.
руб.
Стоимость
всего в
ценах 2000
года, тыс.
руб.
Стоимость
всего в ценах
2019 года,
тыс. руб.
Двухцепные воздушные
линии 220 кВ на
двухстоечных опорах
проводом АС-400/51
км
160
2384,16
381465,6
2899138,6
Двухцепные воздушные
линии 220 кВ на
двухстоечных опорах
проводом АС-240/32
км
475
1993,0
946675,0
7194730,0
Подстанция 220/35/6 с
двумя трансформаторами
мощностью 40 МВА
шт.
1
199280
199280,0
1514528,0
Подстанция 220/110/35/6 с
двумя трансформаторами
мощностью 200 МВА
шт.
1
297040
297040,0
2257504,0
Ячейка автотрансформатора
АТДЦТН-63000/220/110/35
шт.
4
15322
61288,0
465788,8
Ячейки выключателя 220 кВ
шт.
11
11750
129250,0
982300,0
15313989,4
56
Возможные источники финансирования данного проекта и условия
привлечения денежных средств приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2
Возможные источники финансирования данного проекта и условия
привлечения денежных средств
Источник
финансирования
Объем
финансирования
Стоимость
финансирования
Существующие
ограничения
1
2
3
4
Собственные
средства АО
«ДВЭУК»
Амортизационный
фонд 700 млн. руб. в
год (до 2022 года 2
800 млн. руб.)
Требуемая
доходность на СК
АО «ДВЭУК»
Отсутствуют
Бюджетные
субсидии АО
«ДВЭУК» по ПП
РФ 1055
Ограничен
критериями
бюджетной
эффективности при
частных
инвестициях не
менее 1 млрд. руб.
Бесплатно
Принятие решения
Минвостокразвития
РФ о
предоставлении
субсидии;
отсутствие
промышленного
проекта на 1-ом
этапе, в состав
которого могут быть
включены объекты
инфраструктуры,
поэтому решение о
выделении субсидии
м.б. не принято
Докапитализация
АО «ДВЭУК»
Не ограничен
Требуемая
доходность на СК
АО «ДВЭУК»
Принятие решения о
докапитализации
Кредиты
коммерческих
банков
В соответствии с
практикой ПФ до
70% от стоимости
Проекта
9,98%*
Возможности
привлечения АО
«ДВЭУК» заемного
финансирования
ограничены, риски
по возврату долга и
% (включение в
тариф за передачу)
Средства ФРДВ
До 30% от
стоимости Проекта
5,0%
Принятие решения
Минвостокразвития
РФ, риски АО
«ДВЭУК» по
возврату долга и %
(включение в тариф
за передачу)
57
Продолжение таблицы 3.2
1
2
3
4
Субсидии АК
«АЛРОСА» на ТП
по ПП РФ 1055
Ограничен
критериями
бюджетной
эффективности при
частных
инвестициях не
менее 1 млрд. руб.
Бесплатно
Принятие решения о
предоставлении
субсидии, объекты
производственной
инфраструктуры
Нюрбинского ГОК в
настоящее время
построены и
дальнейшее
развитие в
ближайшее время не
планируется,
поэтому решение о
выделении субсидии
м.б. не принято
Первоначальный
взнос АК
«АЛРОСА»
Не ограничен
Требуемая
доходность на СК
АК «АЛРОСА»
Принятия решения
АК «АЛРОСА» о
частичной оплате
ТП до получения
экономии от
централизованного
энергоснабжения
Среди мер государственной поддержки сооружения данной сети можно
выделить прямую государственную поддержку (софинансирование):
- включение Проекта в ГП «СЭР ДВ и БР» (ПП РФ №1055 от 16.10.2014
г. [2]);
- получение субсидий на создание и (или) реконструкцию объектов
инфраструктуры, а также на технологическое присоединение (ПП РФ №693 от
09.07.2015 г. [3]);
- плата концедента (концессионное соглашение по ФЗ №115 от
21.07.2005 г. [1]);
и предоставление/обеспечение льготного кредитования:
- средства Фонда развития Дальнего Востока на условиях возвратности
и платности (5%);
- предоставление региональных/федеральных гарантий;
58
- включение проекта в «Программу поддержки инвестиционных
проектов, реализуемых на территории Российской Федерации на основе
проектного финансирования» (ПП РФ №1044 от 11.10.2014 г. [4]).
Затраты на эксплуатацию
Издержки рассматриваемой сети можно найти как [30, 38, 39],
И = И
л
+ И
п
; (3.1)
И
л
– издержки на амортизацию и обслуживание линий;
И
п
– издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.
Ежегодные издержки И
л
и И
п
определяются суммой отчислений от
капиталовложений [25, 30]
И
л
= α
л
· К
л
; (3.2)
И
п
= α
п
· К
п
; (3.3)
где α
л
, α
п
- коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для
ЛЭП и оборудования подстанций соответственно, α
л
= 2,8 %, α
п
= 9,4 %;
И
л
= 2,8 % · (2899138,6 + 7194730,0 + 1514528,0) = 325035,1 тыс. руб.;
И
п
= 9,4% · (2257504,0 + 465788,8 + 982300,0) = 348325,7 тыс. руб.
Издержки рассматриваемой сети составляют
И = 325035,1 + 348325,7 = 673360,8 тыс. руб.
Доход от передачи электроэнергии для каждого потребителя
определяется по формуле:
Д
i
= P
i
· T
мi
· C
э
· 10
-3
, (3.4)
где Р
i
– мощность i-ого потребителя в максимальном режиме, кВт;
T
мi
- время максимальной нагрузки, ч;
C
э
- стоимость электроэнергии, C
э
= 5,99
руб/кВт ч
[40].
для потребителей ПС 220/35/6 кВ «Накын»
Д
1
= 32800 · 4200 · 5,99 · 10
-3
= 825182,4 тыс. руб.,
для потребителей ПС 220/110/10 кВ «Нюрба новая»
Д
2
= 36400 · 4500 · 5,99 · 10
-3
= 981162 тыс. руб.,
для потребителей ПС 220/110/35/6 кВ «Вилюйск»
Д
3
= 38000 · 4000 · 5,99 · 10
-3
= 910480,0 тыс. руб.,
59
Так как реконструкция ПС 220 кВ Сунтар связана только с
расширением ОРУ 220 кВ, то дополнительного дохода от передачи
электроэнергии после реконструкции данной ПС не возникает.
Суммарный доход от передачи электрической энергии по воздушным
линиям данной сети составляет
Д
Σ
= Д
1
+ Д
2
+ Д
3
; (3.5)
Д
Σ
= 825182,4 + 509449,5 + 910480,0 = 2245111,9 тыс. руб.
Расчёт чистого дисконтированного дохода
Для определения срока окупаемости строительства электрической сети
можно использовать чистый дисконтированный доход, который можно
определить по формуле
????????
(3.6)
где i – ставка дисконтирования, которая учитывает затраты на обслуживание
заемных средств, необходимых для прямых инвестиций в проект принимается
10 %.
Проект окупится, когда ЧДД будет больше 0.
Для первого года эксплуатации
????
????
следовательно разработанная сеть через один год не окупится, расчет
последующих годов представлен в таблице 3.3.
Таблица 3.3
Расчет срока окупаемости проекта
Год
эксплуатации
Капиталовложения,
тыс. руб.
Денежный поток, тыс.
руб.
ЧДД, тыс. руб.
1
2
3
4
-15313989,4
-15313989
1
1857694,2
-13456295,2
2
1688812,9
-11767482,3
3
1535284,4
-10232197,9
4
1395713,1
-8836484,7
60
Продолжение таблицы 3.2
1
2
3
4
5
1268830,1
-7567654,6
6
1153481,9
-6414172,7
7
1048619,9
-5365552,8
8
953290,9
-4412261,9
9
866628,0
-3545633,9
10
787843,7
-2757790,2
11
716221,5
-2041568,7
12
651110,5
-1390458,2
13
591918,6
-798539,6
14
538107,8
-260431,7
15
489188,9
228757,2
График окупаемости внедрения проекта представлен на рисунке 3.1.
61
Рисунок 3.1. График окупаемости внедрения проекта
-15313989,4
-13456295,2
-11767482,3
-10232197,9
-8836484,7
-7567654,6
-6414172,7
-5365552,8
-4412261,9
-3545633,9
-2757790,2
-2041568,7
-1390458,2
-798539,6
-260431,7
228757,2
-18000000
-16000000
-14000000
-12000000
-10000000
-8000000
-6000000
-4000000
-2000000
0
2000000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Год эксплуатации
График окупаемости проекта
ЧДД, тыс.руб.
62
Из проведенных расчетов видно, что проект окупается на 15 году
эксплуатации, что является средним показателем для сооружения
электрических сетей, а значит сооружение проекта экономически выгодно.
3.2. Мероприятия по охране труда
3.2.1 Требования безопасности
Мероприятия по охране труда основаны на ПОТЭУ [7].
Электромонтеры должны выполнять работы в спецодежде и
использовать средства защиты, которые выдаются согласно действующим
отраслевым нормам.
Электромонтерам должны бесплатно выдавать нижеприведенные СИЗ:
– комбинезон или костюм хлопчатобумажный - на 1 год;
– рукавицы комбинированные индивидуальные - на 3 мес.;
– каска защитная - на 2 года;
– перчатки диэлектрические - дежурные;
– галоши диэлектрические - дежурные.
Допуск к работам на действующих ПС должен производиться согласно
требований ПОТЭУ.
При производстве строительно-монтажных работ и передвижении
строительных машин и механизмов около воздушных линий электропередач
необходимо выполнить следующие требования:
1) производить работы в охранной зоне ЛЭП только по письменному
разрешению организации, эксплуатирующей линию;
2) охранную зону вдоль воздушных линий электропередач определить в
соответствии с СНиП 12-03-2001 [10].
63
3.2.2 Правила пожарной безопасности
Архитектурно-планировочные решения по размещению и планировке
проектируемых объектов приняты в соответствии с технологической схемой,
из условий обеспечения безопасной эксплуатации подстанции, размещения
коридоров для прокладки сетей, с учетом транспортных связей, строительства
и ремонта. Планировочные решения не создают замкнутых для эвакуации
помещений и площадей в опасных зонах.
Взаимное размещение РУ обеспечивает минимальную протяженность
инженерных сетей, а также токопроводов, связывающих РУ с
трансформаторами. Инженерные коммуникации прокладываются в ж/б лотках
(кабельные линии) и подземно (маслоотводы силовых трансформаторов).
Согласно требованиям НТП ПС 35-750 кВ территория ПС должна
разделяться на две основных зоны [15].
Из вспомогательных сооружений настоящим проектом предусмотрен
маслосборник для аварийного стока масла трансформаторов. Маслосборник
расположен в пределах ограды ПС на удалении от основных технологических
сооружений.
Согласно ПУЭ-7 п. 4.2.70 на ПС «Нюрба» предусматривается
устройство противопожарных резервуаров, забор воды из которых
осуществляется с помощью передвижных средств пожарной техники. В
соответствии с расчетом объемов воды на пожаротушение принимаем четыре
резервуара емкостью 50 м
3
. Суммарная емкость противопожарных
резервуаров – 200 м
3
Внутриплощадочные автомобильные дороги ПС имеют
ширину проезжей части 6 м и радиусы поворотов 12 м.
Внутриплощадочные автомобильные дороги, являющиеся также и
пожарными проездами предусмотрены к следующим зданиям, сооружениям и
установкам: к трансформаторам, маслосборнику, ОПУ, ОРУ 220 и 110 кВ, ЗРУ
10 кВ.
64
По требованию ст. 98 «Технического регламента о требованиях
пожарной безопасности» требуется не менее двух въездов на территорию
трансформаторной подстанции площадью более 5 га, для всех подстанций
сети предусматривается два въезда [19].
3.2.3. Охрана окружающей среды
Воздействие разработанной ВЛЭП и ПС на территорию, условия
землепользования и геологическую среду
Преобладающая растительность из хвойных – ель, лиственница; из
лиственных – берёза. Кустарниковый ярус представлен тальником, ивой,
порослью шиповника, жимолости. Лес высотой от 8 до 14 м с плотностью до
30 деревьев на 1 Га. При отводе участок не создает чересполосицу, разрыва
лесного массива на части, отрыв лесного массива от транспортных путей.
На площадках проектируемых и реконструируемых ПС 220 кВ сети
растительность представлена скудно, находится в угнетенном состоянии,
распространены сорные растения, краснокнижные виды отсутствуют. Их
сведение не причинит значимого ущерба для окружающей природной среды.
Воздействие проектируемой и реконструируемой ПС на территорию,
условия землепользования и геологическую среду при реконструкции
выражается в изменении микрорельефа при строительстве и в незначительном
изменении условий поверхностного стока.
Воздействие отходов, образующихся при реализации проектных
решений по реконструкции объекта на состояние окружающей природной
среды
Отходы упаковочных материалов будут складироваться и
утилизироваться как ТБО (отходы картона) или безвозмездно передаваться
местному населению (деревянная упаковка) для использования в хозяйстве
или как топливо.