Бизнес-план реконструкции подстанции

Бизнес-план реконструкции подстанции

_____________________________________________________________________
Содержание

1. 
   Вводная часть
   
2. 
   Сущность и содержание проекта
   
3. 
   Маркетинговая информация
   
4. 
   Производственная программа, издержки и экология
   
5. 
   Анализ возможных технических решений
   
6. 
   Анализ рисков и чувствительности проекта
   

1. 
   ВВОДНАЯ ЧАСТЬ
   

Электрическая подстанция (ПС 35/6 кВ «Центральная») находится в собственности ОАО «Брянксэнерго» и расположена в Центральной части г. Брянска.

В настоящее время на подстанции установлены два понижающих трансформатора типа ТРДН напряжением 35/6 кВ мощностью по 25000 кВА каждый. Подстанция находится в эксплуатации более 40 лет.

Максимальная суммарная нагрузка подстанции составляет 32 МВА. Она продолжает увеличиваться, вследствие роста нагрузок жилищно-коммунального сектора (энергоемких потребителей быта, например подогревателей, кондиционеров и т.п.) при установленной суммарной мощности трансформаторов 50 МВА.

В 2005 г. ОАО «Северо-Западным инжиниринговым центром» (филиалом «Тулаэнергосетьпроект») был разработан проект реконструкции подстанции. В настоящее время на подстанции реализуется строительная часть проекта.

Целями проекта являются:

• 
  ликвидация ограничений подключения дополнительных потребностей;
  
• 
  повышение надежности и качества электроснабжения потребителей центральной части г. Брянска;
  
• 
  уменьшение потерь электрической энергии за счет перехода на более высокий уровень напряжения.
  

Для достижения указанных целей необходимо решить следующие задачи:

• 
  повысить уровень высшего и низшего напряжения подстанции, проведя соответствующую реконструкцию;
  
• 
  увеличить пропускную способность подстанции, заменив силовые трансформаторы на трансформаторы большей мощности.
  

2. 
   СУЩНОСТЬ И СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА
   

В настоящее время на подстанции «Центральная» установлены два трансформатора с расщепленными обмотками напряжением 35/6 кВ мощностью 25000 кВА каждый (Т1 и Т2).

Схема электрических соединений на напряжении 35 кВ выполнена в виде схемы «два блока трансформатор - линия с выключателями». В ОРУ 35 кВ установлены ячейки производства Самарского завода «Электрощит» с вакуумными выключателями ВВС-35-20/630.

Для присоединения трансформаторов Т1 и Т2 на напряжении 6 кВ использована схема электрических соединений «Две секционированные системы сборных шин».

Связь между секциями сборных шин осуществлена с помощью секционных выключателей. Главные трансформаторы Т1и Т2 установлены открыто вблизи здания закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 6 кВ. Закрытое распределительное устройство 6 кВ укомплектовано камерами стационарного исполнения КСО-2 с масляными выключателями ВМГ-133-П, ВМП-10 и камерами КВЭ-6-13 с масляными выключателями ВМП-10, ВМП-10К.

Оперативный ток на подстанции постоянный 220 В. Для питания потребителей постоянного тока на подстанции установлена аккумуляторная батарея СК-8 из 118 элементов и щит постоянного тока из четырех панелей.

Для питания нагрузок собственных нужд переменного тока на подстанции установлены два трансформатора напряжением 6/0,4 кВ ТМ-160/6 и ТМ 100/6 и щит переменного тока из пяти панелей ЩО-59.

Защита от грозовых перенапряжений обеспечивается вентильными разрядниками, установленными на выводах 35 кВ главных трансформаторов. Молниезащита территории подстанции осуществляется при помощи отдельно стоящих молниеотводов.

Оборудование подстанции заземлено путем присоединения при помощи сварки спусков от него к заземляющему устройству подстанции. Внутренний заземляющий контур здания выполнен стальной полосой сечением 30x4 мм по стенам ЗРУ и присоединен к наружному контуру заземления.

При выводе в ремонт одного из трансформаторов суммарная нагрузка на одну из секции трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДН составляет 1600—1700 А, что приводит к перегрузке обмотки до 48 %. Резервирование по сети 6 кВ невозможно, так как смежные питающие центры (подстанции «Высокая», «Городская», «Соловьиная») имеют другой класс напряжения, а именно 10 кВ.

Перераспределять нагрузки между секциями шин 10 кВ не представляется возможным, так как нет свободных ячеек в РУ-6 кВ, и существующее оборудование исчерпало свой срок службы (подстанция была построена в 1956 г. и введена в эксплуатацию 1957 г.).

В срочной реконструкции нуждаются устройства релейной защиты.

Трансформаторы Т1 и Т2 имеют внутренние дефекты контактора устройства РПН, что не позволяет переключать анцапфы трансформаторов в четные положения. Такое регулирование напряжения создает неудобства, так как изменяется ступень регулирования на 3 %.

Основанием для реализации проекта является решение совместного совещания ОАО «Брянскэнерго», Брянских городских коммунальных сетей и основных застройщиков в Центральном округе города Брянска от 20.04.2004 г., а так же приказ ОАО «Брянскэнерго» № 500 от 12.10.2005 г., согласно которым присоединение дополнительных потребителей электрической мощности к подстанции до ее реконструкции запрещено.

В 2005 г. ОАО «Северо-Западный инжиниринговый центр» разработал проект реконструкции, согласно которого подстанции 35/6 кВ «Центральная» будет переведена на напряжение 110/10 кВ.

На подстанции планируется установить следующее оборудование:

• 
  два трансформатора ТРДН-40000/110-У1. Схема на напряжении 110 кВ принята «два блока линия — трансформатор с выключателем, без ремонтной перемычки»; схема на напряжение 10 кВ —«две секционированные системы сборных шин»;
  
• 
  распределительное устройство напряжением 110 кВ — открытого типа. Учитывая малые размеры площадки, к установке приняты аппаратные модули PASS-МО с элегазовыми выключателями производства компании АВВ;
  
• 
  закрытое распределительное устройство на напряжение 10 кВ с установкой КРУ серии К-63 производства Самарский завод «Электрощит» с вакуумными выключателями.
  

Для питания цепей оперативного тока на подстанции устанавливается аккумуляторная батарея типа Ogibloc 6М 60 производства НОРРЕСКЕ, работающая в режиме постоянного подзаряда. Батарея рассчитана без учета существующих потребителей постоянного тока, питание которых будет обеспечивать существующая АБ.

Для подключения потребителей постоянного тока на подстанции устанавливается щит из четырех панелей типа ШСН — 1200 производства Чебоксарского - электроаппаратного завода.

Для питания нагрузок собственных нужд устанавливается два трансформатора напряжением 10/0,4 кВ мощностью по 250 кВ • А каждый типа ТМ 250/10.

Для подключения потребителей собственных нужд переменного тока подстанции предусмотрен щит из четырех панелей типа ПСН-1100 производства Чебоксарского электроаппарат завода.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ на подстанции устанавливаются четыре комплекта заземляющих реакторов типа РЗДП0М-190/10, подключаемых через нейтраль трансформаторов ТМ-250/10 к каждой секции 10 кВ.

На время перевода потребителей напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ проектом предусмотрена связь существующего ЗРУ 6 кВ с проектируемым ЗРУ 10 кВ.

Для этого на подстанции устанавливают два трансформатора ТМ-6300/10 напряжением 10/6,3 кВ мощностью 6,3 MBА каждый. Подключение трансформаторов к шинам 6 и 10 кВ будет осуществляться кабельными линиями, состоящими из двух кабелей АСБ-6-Зх240 и двух кабелей АСБ-10-3x240 соответственно через существующие ячейки вводов. После, перевода всех потребителей на напряжение 10 кВ, трансформаторы сохраняются в работе для связи с шинами 6 кВ ТЭЦ-4.

Строительство новой подстанции экономически и технически нецелесообразно.

Сметная стоимость реализации инвестиционного проекта составляет 179 039 тыс. руб., в том числе строительно-монтажных работ — 44 496.тыс. руб.; оборудование, прочие расходы 134 543 тыс. руб., проектно-изыскательных работ —7000 тыс. руб.
График реализации проекта

2006 г.

2-й кв. Экспертиза проектной документации, демонтаж оборудования ОРУ-35 кВ,ЗРУ-6 кВ;

3-й кв. Демонтаж ЗРУ-35 кВ, строительство нулевого цикла ЗРУ-10 кВ;

4-й кв. Строительство ЗРУ-10 кВ.

2007 г.

1-й, 2-й кв. Строительство ЗРУ-10 кВ, ОРУ-110 кВ, приобретение аккумуляторной батареи;

2-й, 3-й кв. Приобретение оборудования (трансформатор Т1, блок выключателей 110 кВ), строительство кабельных каналов;

3-й, 4-й кв. Приобретение оборудования на 2-ю секцию ОРУ-110 кВ, трансформатора Т2.

2008 г.

Приобретение, монтаж и наладка оборудования и цепей управления ОРУ-ПО кВ, ЗРУ-10 кВ. Ввод объекта планировался в 4-ом кв. 2008 г.

3. 
   МАРКЕТИНГОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
   

Максимальная суммарная нагрузка подстанции составляла 32 МВА, и она продолжала увеличиваться, вследствие роста нагрузок жилищно-коммунального сектора (массовое приобретение энергоемких предметов быта: ПЭВМ, кондиционеры, стиральные машины-автомат и т.п.) при установленной мощности трансформаторов 50 МВА.

В центральном районе г. Брянска не было удовлетворено более 50 запросов заявителей как на строительство жилья, так и на различные социальные и коммерческие проекты (кафе-бистро, строительный магазин, предприятие общественного питания и т.п.). Реконструкция подстанции «Центральная» для электроснабжения и развития социальной, культурной и экономической жизни г. Брянска была крайне необходима (табл. 1).

Таблица 1.

Перечень запросов на выдачу электрической мощности в зоне обслуживания подстанции «Центральная»

Наименование, адрес объекта	Запрашиваемая мощность, МВт
Жилая застройка в 170 квартале г. Брянска	2,9
Жилая застройка в 352 квартале г. Брянска	1
Городской областной центр, ул. Ленина	3
Семейный торговый комплекс (Брянскобувь)	1,1
Бизнес-центр, ул. Дзержинского	0,6
Административное здание, ул. Красная пл. 2/4	0,5
Центральный рынок (реконструкция)	0,35
ОАО "Агропромстрой", ул. Павлуновского	0,6
Реконструкция административного здания по ул. Невского, 11	0,8
Жилая застройка по ул. Чехова	1,4
Учебный корпус БГТУ по ул. Кирова-Радищева	0,6
Жилая застройка по Ново-Ахтырскому переулку	0,5
Итого	13,35

4. 
   ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРОГРАММА, ИЗДЕРЖКИ И ЭКОЛОГИЯ
   

Установленная мощность после окончания реконструкции подстанции «Центральная» составит 80 МВт. Рост нагрузок по годам представлен в табл: 2.

Прогнозируемая нагрузка подстанции к 2014 г. составит 47,35 МВт, что приведет к перегрузке одного из трансформаторов в режиме ремонта на 18 %, - что не превышает допустимую перегрузку 40 %.

В 2008-2010 гг. планируется подключение дополнительных потребителей мощностью 13,35 МВт, далее — ежегодно по 0,5 МВт до 2014 г., прогнозируемая нагрузка подстанции к 2015 г. достигнет 47,35 МВт (табл. 2). Годовое число часов использования трансформаторов принято равным 8760 ч (на основании «Норм времени на ремонт силовых трансформаторов напряжением 6-500 кВ»).

Тариф на передачу электроэнергии, утвержденный Постановлением комитета по тарифам и ценам от 30 декабря 2006 г. № 99, составляет в 2006 г. 0,4119 руб/кВт • ч (по высокому напряжению).

Годовой экономический эффект рассчитывается по следующему выражению:

где — - максимальная нагрузка на подстанцию в 2005 г.; — дополнительная максимальная нагрузка на подстанцию в 200n г. МВт; 8760 — число часов использования трансформаторов в год; — коэффициент наполняемости графика нагрузки, который рассчитывается как = 76361/8760/32 = 0,2724; 76361 — полезный отпуск, млн кВт • ч.

Таким образом в 2008 г. экономический эффект составит:

Э = (32 + 9) • 8760 • (76361/8760/32) • 0,474 = 46375 тыс. руб.,

где 0,474 — прогнозируемый тариф на передачу электроэнергии по высокому напряжению на 2008 г. (рассчитан с учетом инфляции по существующему; тарифу — 0,4119 руб/кВт • ч в соответствии со сценарными условиями).

С помощью программного комплекса «Альт-Инвест» проведены расчеты с учетом инфляции на тариф по передаче электроэнергии по остальным годам; при этом дополнительно подключаются потребители в 2009 г. — 2,35 МВт, 2010 г. — 2 МВт, далее по 0, 5 МВт ежегодно.

Сметная стоимость реализации инвестиционного проекта составляет 179 021 тыс. руб. План капиталовложений по годам строительства представлен в табл. 3.

Таблица 2

Планируемое увеличение электрической мощности по годам

Параметр	Год
	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Рост дополнительных нагрузок, МВт	0	9	11,35	13,35	13,85	14,35	14,85	15,35
Рост максимальной суммарной нагрузки, МВт	32	41	43,35	45,35	45,85	46,35	46,85	47,35
Загрузка одного из трансформаторов	0,8	1,03	1,08	1,13	1,15	1,16	1,17	1,18

Таблица 3

Капиталовложения, тыс. руб.

Наименование	Сметная стоимость
	2006 г.	2007 г.	2008 г.	Итого
Капиталовложения, в том числе:	19982	121302	37737	179021
Строительно-монтажные работы	19982	11496	13000	44478
Оборудование	0	109806	24737	134543

Перечень объектов строительства.

В состав проекта «Реконструкция ПС 35/6 кВ «Центральная» с переводом на напряжение 110 кВ» входят:

• 
  строительство здания общеподстанционного пункта управления, совмещенного с ЗРУ и открытой частью подстанции, включающей главные трансформаторы 2x40000 кВА и электрооборудование ОРУ-110 кВ;
  
• 
  установка двух переходных трансформаторов мощностью по 300 кВА на напряжение 10/6 кВ;
  
• 
  установка трансформаторов собственных нужд;
  
• 
  установка ДГК;
  
• 
  установка оборудования релейной защиты элементов подстанции;
  
• 
  реконструкция релейной защиты линии ТЭЦ-1, «Лесная»;
  
• 
  установка приборов телемеханики;
  
• 
  монтаж автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергий (АСКУЭ).
  

В процессе эксплуатации возникают следующие издержки.

Расходы на собственные и хозяйственные нужды. В соответствии с инструкцией по нормированию расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций 35—110 кВ, планируемый расход электроэнергии на собственные нужды после реконструкции составит 126,5 тыс. кВт • ч/год. В денежном выражении расходы на собственные нужды в ценах 2006 г. составили 126,5 • 583,73 = = 73,842 тыс. руб/год.

Затраты на техобслуживание и ремонт. Техническое обслуживание и ремонт подстанций 35—110 кВ в ОАО «Брянскэнерго» осуществляется бригадами централизованного ремонта.

Расчет затрат на техническое обслуживание и ремонт выполнен методом отнесения затрат по доле условных единиц, (затраты на 1 у.е. составляют: по зарплате — 2,091233 тыс. руб/1 у.е.; материальные затраты — 0,6446 тыс. руб/1 у.е.), при этом техобслуживание, 105 у.е., осуществляется ежегодно, а капитальный ремонт, 306,5 у.е., 1 раз в 6 лет.

Ежегодные затраты на техническое обслуживание в ценах 2006 г. составляют: 105 • 2,091233+105 • 0,6446 = 219,58 + 67,683 = 287,263 тыс. руб., из них:

67,683 тыс. руб.— материальные затраты;

219,58 тыс. руб. — затраты на заработную плату (результаты расчета приведены в табл. 4).

Затраты на капитальный ремонт составят:

306,5 • 2,091233 + 306,5 • 0,6446 = 640,963 + 197,57=838,533 тыс. руб.

Таблица 4

Затраты на заработную плату в ценах 2006 г.

Персонал	Месячный оклад	Численность	Затраты на заработную плату в месяц	Число месяцев	Итого затраты на заработную плату в 2006 г., тыс. руб.
Основной производственный	6450	0,83	5353,5	12	64,242
Вспомогательный производственный	4965	0,84	4170,6	12	50,0472
Административно управленческий	10 700	0,82	8774	12	105,288
Итого затраты на заработную плату в 2006 г.					219,58

Прочие расчеты. Расчет расходов по ПС «Центральная» так же выполнен методом отнесения затрат по доле условных единиц:

1,394159 + 105 • 1,229136 = 146,387 + 129,059 = 275,446 тыс.руб.

Источники и условия финансирования:
2006г. : 19 982 тыс. руб. — прибыль;

2007г. : 49 200 тыс. руб. — амортизация;

72. 
    02 тыс. руб. — кредитные средства;
    

2008г. : 37 737 тыс. руб. — прибыль.
Экология. В связи с тем, что проект реконструкции ПС «Центральная» выполнен в соответствии с действующими нормами и правилами, воздействие и влияние сооружаемых объектов на окружающую среду незначительно.

Электромагнитное поле распределительных устройств напряжением 110 кВ не оказывает вредного воздействия на здоровье ремонтного персонала ПС и не наносит ущерба окружающей среде.

5. 
   АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ
   

Учитывая, что подстанция «Центральная» расположена в Центральной части города, в районе плотной застройки и к ней в настоящее время подведена развитая кабельная сеть другое техническое решение (например, строительство новой подстанции) не рассматривалось, так как это экономически и технически нецелесообразно.

Финансовое моделирование реализации инвестиционного проекта, проводимое исходя из принципа, что проект должен быть самоокупаемым за счет прироста прибыли от реализации проекта, выполнено с использованием программного комплекса «Альт-Инвест». Оценка коммерческой эффективности и финансовой реализуемости проекта проводится на основании экономических показателей проекта, приведенных в табл. 5.

Выполнение данного инвестиционного проекта позволит повысить Надежность электроснабжения существующих и обеспечить возможность присоединения новых потребителей.
Таблица 5
Показатели экономической эффективности проекта

Показатель	Значение
Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.	146 951
Внутренняя норма доходности, %	25
Ставка дисконтирования, %	15
Срок окупаемости, лет	6
Дисконтированный срок окупаемости, лет	9

6. 
   АНАЛИЗ РИСКОВ И ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПРОЕКТА
   

Характеристики рисков, связанных с реализацией проекта приведены в табл. 6.

Таблица 6

Описание видов рисков

Вид риска	Способ уменьшения негативных последствий
Риски инвестиционной фазы
Риск неправильного определения потребности в инвестициях (увеличения стоимости строительно-монтажных работ и материалов)	При расчете затратной части проекта в оценке стоимости работ делалась поправка на инфляцию, поэтому данный риск можно оценить как минимальный
Риск недофинансирования проекта (не включения инвестиционной составляющей в тариф)	Тариф на услуги по передаче электроэнергии на 2006 г. утвержден с учетом инвестиционной программы. Сумма прибыли, заложенная при расчете тарифа, полностью обеспечивает финансирование проектов. Указанный вид риска отсутствует
Риск срыва сроков исполнения строительно-монтажных работ	При разработке проекта проводилось детальное поквартальное планирование, поставщики и подрядчики известны и надежны, что позволяет оценить риск как минимальный
Риск нецелевого использования прибыли	Возможные последствия: 1. Проект не будет реализован, организация недополучит планируемую прибыль. 2. При использовании прибыли, заложенной в тариф, не на инвестиционную программу, а на другие цели, существует риск снижения инвестиционной составляющей при установлении тарифа на следующий год. Данный вид риска ограничен существующими корпоративными процедурами и регламентами принятия решений и может быть оценен как низкий
Риски пост - инвестиционной фазы
Риск неполучения предусмотренных проектом доходов за счет неправильной оценки индексации тарифов	При оценке изменения уровня доходов были использованы средние прогнозируемые темпы инфляции, индексация тарифов ниже уровня инфляции маловероятна. Данный риск можно оценить как низкий

Рис. 1. Изменение сроков окупаемости полных инвестиционных затрат

Кроме анализа рисков был произведен анализ чувствительности проекта к изменению основных факторов и условий реализации проекта (инвестиционные издержки, объем передачи электроэнергии, уровень эксплуатационных затрат, уровень тарифов). Изменение дисконтированного срока окупаемости в зависимости от изменения перечисленных факторов показано на рис. 1.

При изменении тарифа на транспортировку электроэнергии на 10 % в диапазоне 70-130 % расчетного тарифа, дисконтированный срок окупаемости изменяется в среднем на 1 год. При снижении тарифа на 30 % по сравнению с существующим уровнем дисконтированный срок окупаемости составляет 13 лет, т.е. не выходит за рамки жизненного цикла проекта. Точно также влияет на дисконтированный срок окупаемости изменение объема передачи электроэнергии.

Изменение постоянных инвестиционных издержек до 130 % от планируемого уровня приводит к увеличению дисконтированного срока окупаемости до 12 лет (при сроке жизненного цикла проекта 25 лет).

Изменение эксплуатационных затрат в диапазоне от 70-130 % существующего уровня практически не оказывает влияния на изменение дисконтированного срока окупаемости.

Проведенный анализ показал, что проект малочувствителен к снижению тарифов и объемов передачи электроэнергии. При этом, поскольку снижение тарифов (или объема передачи) более чем на 10 % является маловероятным, данный риск можно оценить как низкий.

Проект также мало чувствителен к изменению уровня инвестиционных затрат, таким образом, эти риски можно оценить как минимальные.