Релейная защита

В прошлом номере журнала («Новости ЭлектроТехники» № 5(95) 2015) Александр Витальевич Булычев затронул тему о необходимых, по его мнению, направлениях развития и совершенствования средств релейной защиты и автоматики (РЗА), о технических требованиях к современным устройствам РЗА.
Сегодня автор с целью анализа требуемых инвестиций подробно останавливается на оценке финансовых параметров научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР), необходимых для решения поставленной задачи.

РЗА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Технические требования и обоснование инвестиций в НИОКР

Александр Булычев, д.т.н., профессор, технический директор ООО «НПП Бреслер», г. Чебоксары

ОЦЕНКА ФИНАНСОВЫХ ПАРАМЕТРОВ НИОКР

В сложившихся условиях новые плодотворные решения в релейной защите электроэнергетических систем (ЭЭС) могут возникать лишь на хорошей экономической (финансовой) основе. Это высокоинтеллектуальная работа. Она может быть выполнена только высококвалифицированными специалистами на хорошей материальной базе, которая предполагает наличие оснащенных добротным исследовательским оборудованием лабораторий, современных производственных возможностей, опытных образцов и других атрибутов НИОКР.

По сути, это инвестиции или долгосрочное вложение экономических ресурсов с целью создания или совершенствования объектов электроэнергетики, которые будут приносить выгоду в будущем.

Наиболее наглядный анализ эффективности инвестиционных проектов делается на основе исследования денежных потоков (доходов и расходов). Но цель функционирования релейной защиты ЭЭС заключается не в создании прямых доходов, а в предотвращении развития аварийных ситуаций при повреждении отдельных элементов ЭЭС. Поэтому в основу анализа инвестиций в релейную защиту целесообразно положить предотвращение вероятного ущерба от возможных аварий в ЭЭС.

Основные финансовые параметры инвестиционного проекта

Маркетинговый прогноз можно построить на известных статистических материалах, опубликованных в официальных изданиях, на примере близких по технической сущности систем защиты [1].

Используя технические показатели вновь создаваемой цифровой системы релейной защиты и автоматики (ЦСРЗА) и цифровой системы управления подстанцией (ЦСУПС) в сравнении с базовой системой, можно оценить ожидаемый годовой экономический эффект:

Э = А(Л_Б – Л_Н) + Д(П_Б – П_Н) + Е_Н(С_Б – С_Н) ,

где А – среднее значение ущерба от одного отключения линии 6–10 кВ;
Л_Б и Л_Н – количество аварийных отключений линий при использовании базовой и новой ЦСРЗА и ЦСУПС в год соответственно;
Д – ущерб от недоотпуска электрической энергии из-за одного отключения;
П_Б и П_Н – количество аварийных отключений секции шин подстанции при использовании базовой и новой ЦСРЗА и ЦСУПС в год соответственно;
Е_Н – принятый нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (можно принять Е_Н = 0,15);
С_Б и С_Н – оптовые цены базовой и новой систем ЦСРЗА и ЦСУПС соответственно.

В соответствии с целевой установкой эффективность вновь разработанной защиты обусловлена повышением основных показателей технического совершенства – селективности, чувствительности и быстродействия.

Технические факторы, обеспечивающие экономическую эффективность вновь разрабатываемой ЦСРЗА и ЦСУПС:

• более совершенная защита от ОЗЗ с функцией определения поврежденного присоединения;
• уменьшение времени и материальных затрат на выполнение ремонтно-эксплуатационных работ в связи с более точным определением места повреждения;
• снижение общего количества повреждений линий (переход однофазных замыканий на землю в междуфазные и многоместные однофазные замыкания) в связи с автоматической настройкой компенсации емкостных токов замыкания на землю;
• защита от несанкционированного вмешательства в работу релейной защиты и автоматики;
• снижение общего количества отказов и неправильных действий релейной защиты в связи с применением новой структуры релейной защиты на подстанции.

Релейную защиту на подстанциях класса 110 кВ, оснащенных АСУ ТП, предлагают строить по централизованному принципу, по аналогии с так называемыми «цифровыми подстанциями» напряжением 220 кВ и выше.

Этот подход не годится для наиболее массовых двухтрансформаторных подстанций с высшим напряжением 110 кВ. На этих подстанциях необходима высокая степень автономности защит, устанавливаемых на отдельных объектах, чтобы каждая из них могла работать при нарушении связей с АСУ ТП, со смежными защитами и общими датчиками сигналов.

Финансовые показатели проекта

Разработка новой ЦСРЗА и ЦСУПС связана с решением ряда задач научно-технического, опытно-конструкторского и организационного характера. Для выполнения этих работ необходимо привлечение финансовых, кадровых, производственных и других материальных ресурсов. Требуемый объем финансирования разработки определен в калькуляции и заявке на НИОКР.

Стартовые показатели: стоимость проекта – 99,21 млн руб., период реализации – примерно 6 лет (из них 1,5 года – НИОКР), инвестиции в первый год – 63,0 млн руб., инвестиции во второй год – 36,21 млн руб., стоимость базовой системы защиты (базовый вариант для сравнения) – 90,74 млн руб.

Общая стоимость предлагаемой новой децентрализованной системы релейной защиты и управления несколько выше, чем централизованной (С_Н = 99,21 млн руб., С_Б = 90,74 млн руб.), но незначительное превышение капитальных затрат компенсируется значительным техническим и финансовым эффектом при эксплуатации.

Оценка объема продаж

Вновь разрабатываемая система защиты предназначена для использования на двухтрансформаторных подстанциях с высшим напряжением 110 кВ.

Пусть в сетевой компании имеется 200 подстанций этого класса. Примерно 75% из них необходимо оснастить новыми цифровыми системами релейной защиты в ближайшие годы. Следовательно, требуется установить примерно 150 комплектов ЦСРЗА и ЦСУПС. В перспективе для полного оснащения подстанций этими защитами необходимо 200 комплектов новых систем защиты. Этот процесс будет длиться несколько лет и будет связан с модернизацией, реконструкцией, ремонтом и новым строительством подстанций.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Средний недоотпуск электрической энергии при аварийном отключении одной линии 6–10 кВ с учетом действия АВР и АПВ при средней продолжительности отключения 3 часа составляет примерно 400 кВт·час [2]. Средний удельный ущерб (с учетом отечественных и зарубежных экспертных оценок) составляет 4 $/кВт·час [3], или 228 руб/кВт·час (при курсе доллара 57 руб.). Тогда среднее значение ущерба от одного отключения А составит примерно 91,2 тыс. руб.

Можно принять общую протяженность линий 6–10 кВ в электроэнергетической системе сетевой компании, равной 24000 км, а среднюю длину линии – 12 км. По статистическим данным в среднем происходит 1,5 отключения в год [3]. Общее количество отключений линий составляет примерно 3000 в год.

В соответствии со статистическими данными в среднем на подстанции происходит 0,15 отключения секции шин в год. Тогда общее количество отключений секции шин (если в сетевой компании 200 подстанций) может составить примерно 60 в год.

При аварийном отключении секции шин подстанции теряют питание в среднем 12 линий 6–10 кВ. Ущерб от недоотпуска электрической энергии при этом составляет примерно 1094,4 тыс. руб. на 1 отключение.

Пусть при использовании новой системы защиты количество аварийных отключений линий и секций шин уменьшится на 25% и не все, а только 50% отключений линий и секций шин сопровождаются ущербом. Тогда: Л_Б = 3000 · 0,5 = 1500;
Л_Н = 3000 · (1 – 0,25) · 0,5 = 1125;
П_Б = 60 · 0,5 = 30;
П_Н = 60 · (1 – 0,25) · 0,5 = 22,5.

Таким образом, ожидаемый экономический эффект от использования новой ЦСРЗА в сетевой компании составит:

Э = 91,2 · (1500 – 1125) + 1094,4 · (30 – 22,5) + 0,15 · (90740 – 99210) = 41137,5 тыс. руб. ≈ 41,1 млн руб.

ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ

Показатель внутренней нормы доходности (International Rate of Return – IRR) характеризует максимально допустимый относительный уровень расходов, которые могут быть произведены при реализации данного проекта. Иными словами, инвестор получает возможность сравнить полученное для инвестиционного проекта значение IRR с ценой привлеченных финансовых ресурсов (Cost of Capital – CC). Значение IRR показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, превышение которой делает проект убыточным. Если IRR больше CC (в процентах), то проект прибыльный и его можно принять.

Значение IRR для проекта, рассчитанного на 6 лет, требующего инвестиций (Invested Capital – IC), равно 99,21 млн. руб. Предполагаемый финансовый эффект в виде экономии в первый год реализации проекта отсутствует, т.к. средства инвестируются в реализацию НИОКР и эффект P₁ = 0. В по-следующие годы (в качестве прогноза) можно принять: P₂ = P₃ = P₄ = P₅ = P₆ = Э = 41,1 млн руб.

Ориентируясь на заведомо высокие процентные ставки на ссудный капитал, выбираются два значения коэффициента дисконтирования (V₁ меньше V₂) так, чтобы на интервале от V₁ до V₂ функция чистого дисконтированного дохода (Net Present Value – NPV) NPV(V) меняла знак. Значение IRR определяется по формуле:

,

где i₁ и i₂ соответственно значения процентной ставки в интервале, между которыми функция NPV(V) меняет знак.

Для определения IRR можно принять произвольно значения нижней и верхней процентной ставки соответственно 20% и 25%. Расчеты удобно выполнить в табличном виде. Первая итерация приведена в табл. 1.

Таблица 1. Итерация значения IRR при процентных ставках 20 и 25%

Год, t	Поток, P, млн руб.	Значения при i = 20%		Значения при i = 25%
		V(t) = 1 / (1 + 0,2)t	NPV(t) = (1 / (1 + 0,2)t) · P – IC	V(t) = 1 / (1 + 0,25)t	NPV(t) = (1 / (1 + 0,25)t) · P – IC
0	–99,21	1	–99,21	1	–99,21
1	0	0,8333	0	0,8	0
2	41,1	0,6944	28,5	0,64	26,3
3	41,1	0,5787	23,8	0,512	21,04
4	41,1	0,48	19,7	0,4	16,44
5	41,1	0,4	16,4	0,33	13,56
6	41,1	0,34	13,9	0,26	10,69
Общий			3,09		–11,18

Значение IRR в результате первой итерации:

IRR₁ = 20 + (3,09 / (3,09 – (–11,18))) · (25 – 20) = 21,08%.

Вторая итерация при ставках 21 и 22% позволит уточнить значение IRR (табл. 2).

Таблица 2. Итерация значения IRR при процентных ставках 21 и 22%

Год, t	Поток, P, млн руб.	Значения при i = 21%		Значения при i = 22%
		V(t) = 1 / (1 + 0,21)t	NPV(t) = (1 / (1 + 0,21)t) · P – IC	V(t) = 1 / (1 + 0,22)t	NPV(t) = (1 / (1 + 0,22)t) · P – IC
0	–99,21	1	–99,21	1	–99,21
1	0	0,83	0	0,82	0
2	41,1	0,68	27,9	0,67	27,5
3	41,1	0,56	23	0,55	22,6
4	41,1	0,47	19,3	0,45	18,5
5	41,1	0,39	16	0,37	15,2
6	41,1	0,32	13,2	0,3	12,3
Общий			0,19		–3,11

Значение IRR в результате второй итерации:

IRR₂ = 21 + (0,19 / (0,19 – (–3,11)) · (22 – 21) = 21,05%.

Таким образом, верхнее предельное значение процентной ставки, при которой обеспечивается окупаемость кредита для финансирования проекта, составляет 21,05%. Процентная ставка по кредитам ведущих банков (например, 14,74% в Сбербанке) меньше значения IRR, поэтому предлагаемый проект можно признать по крайней мере окупаемым.

ДИСКОНТИРОВАННЫЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ

Дисконтированный срок окупаемости (Discount Payback Period – DPP) – это продолжительность периода, в течение которого сумма чистых доходов, дисконтированных на момент завершения инвестиций, равна сумме инвестиций.

Сумма чистых доходов за первый, второй и третий год составляет 82,2 млн руб. Следовательно, на четвертом году реализации проекта наступит баланс:

DPP = 3 + 17,01 / 41,1 = 3,4 года,

где 17,01 млн руб. – это невозмещенный после первых двух лет реализации проекта остаток инвестиций (99,21 – 82,2);
41,1 млн руб. – доходы, поступающие в третьем году реализации проекта.

ВЫВОДЫ

1. Цель функционирования релейной защиты электроэнергетической системы заключается не в создании прямых доходов, а в предотвращении развития аварийных ситуаций при повреждении отдельных элементов ЭЭС. Поэтому в основу анализа инвестиций в релейную защиту целесообразно положить предотвращение вероятного ущерба от возможных аварий в ЭЭС.
2. Проект НИОКР «Разработка и исследование высокоэффективной цифровой системы релейной защиты и автоматики и управления с опытным образцом для подстанций класса 110/35/10 кВ» является окупаемым и может быть реализован как за счет собственных средств, так и за счет привлечения авансируемого капитала. Это подтверждается достаточно высоким значением показателя IRR = 21,05%, которое превышает процентные ставки кредитования в ведущих отечественных банках. Расчетный срок окупаемости составляет 3,4 года, и начиная с четвертого года проект будет давать финансовый эффект в виде экономии.
   

ЛИТЕРАТУРА

1. Мелкумов Я.С. Финансовые вычисления. Теория и практика: Учеб.-справ. пособие. М.: ИНФРА-М, 2002.
2. Перова М.Б. Качество сельского электроснабжения: комплексный подход. Вологда: Вологодский государственный технический университет, 1999.
3. Лесных А.В., Лесных В.В. Оценка ущерба и регулирование ответственности за перерывы в электроснабжении: зарубежный опыт // Проблемы анализа риска. 2005. Том 2. № 1.