Главная / Эффективность / Оценка эффективности надежности TГ-2006 / Оценка эффективности надежности ТГ-2006

«ЭЛЕКТРО» (Электротехника. Электроэнергетика. Электротехническая промышленность),  2006, № 4

Особенности оценки экономической эффективности затрат на модернизацию генерирующего оборудования с целью повышения его надежности

В.В.Барило, канд. экон. наук, О.С.Голоднова, канд. техн. наук.

Институт повышения квалификации энергетиков ИПКгосслужбы (Москва)

Модернизация энергооборудования электростанций, техническое перевооружение и реконструкция с повышением экономичности и мощности действующего оборудования относятся к основным направлениям технической политики РАО «ЕЭС России»[1].   После аварии в Москве 25.05.2005 произведена корректировка стратегических бизнес-приоритетов РАО "ЕЭС России", в частности, заявлено об усилении приоритета модернизации и технического перевооружения по отношению к приоритету строительства новых мощностей.[2] Повышение экономичности включает в себя повышение надежности энергооборудования. Показатели экономической эффективности работ по повышению надежности должны  оцениваться при разработке бизнес-планов по модернизации энергоборудования и техническому перевооружению с учетом реальных значений рабочей генерирующей мощности, продолжительности простоя во внеплановых ремонтах, стоимости недоотпуска электроэнергии потребителям и ряда других данных. Однако объективные трудности выполнения таких оценок, связанные с отсутствием практических методик для  современных условий и особенностями прогнозирования исходных данных на предстоящий расчетный период, сдерживают планирование и финансирование мероприятий по повышению надежности.  Преодоление этих трудностей особенно актуально в условиях, когда после длительного спада в электроэнергетике наметился рост электропотребления, и в ряде регионов резерв мощности является недостаточным или отсутствует. В этих условиях экономическая эффективность повышения надежности энергооборудования может оказаться весьма высокой.

В статье предлагаются практические способы оценки эффективности и выбора варианта повышения надежности на базе известных методических разработок, включая определение интегрального экономического эффекта за расчетный период и срока окупаемости модернизации, применительно к отдельным группам оборудования энергетических генерирующих компаний. Предлагаемый подход к оценке показателей эффективности повышения надежности генерирующего энергооборудования рекомендуется для обоснования инвестиций в соответствующие проекты модернизации, разработка и реализация которых происходит в течение ряда лет.

Основные направления работ по модернизации генерирующего[3] энергооборудования (ЭО) с целью повышения его надежности:

-  замена ЭО новым, более совершенным;

-  модернизация действующего ЭО путем конструктивного усовершенствования или замены отдельных узлов;

-  усовершенствование (автоматизация) технологического контроля ЭО с вводом задач оперативной диагностики;

___________________________________________________________________________

[1] «НОВОЕ В РОССИЙСКОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ» № 2, февраль 2006 г.

Перспективы электроэнергетики России. Концепция технической политики РАО «ЕЭС России».

[2] Основные направления программы действий по повышению надежности ЕЭС России", одобренные в целом Советом директоров ОАО РАО "ЕЭС России" на заседании 24 июня 2005 года.

[3] Генерирующее оборудование – здесь комплекс оборудования энергоблока, в котором отказ или неисправность одного из элементов приводит к отключению энергоблока от сети или к снижению мощности (котел, турбина, генератор, трансформатор).

___________________________________________________________________________

-  внедрение периодических обследований и диагностических процедур в практику технического  обслуживания ЭО (предремонтная диагностика, своевременное выявление дефектов при плановых ремонтах и в процессе эксплуатации).

Все указанные направления работ с экономической точки зрения связаны с определенными капитальными вложениями и текущими издержками – ежегодными затратами в процессе эксплуатации, а ожидаемое в результате модернизации повышение надежности  характеризуется количественно снижением продолжительности  внеплановых простоев из-за отказов ЭО.

Не конкретизируя перечисленные направления работ, рассмотрим далее, чем определяется их экономическая эффективность и как оценить окупаемость этих работ.

Известно, что ранее (в период плановой экономики) эффективность внедрения любого мероприятия (новой техники), позволяющего повысить выработку электроэнергии, в том числе путем снижения внепланового простоя ЭО,  оценивалась по величине приведенных затрат на ввод дополнительной мощности в резерв энергосистемы, приводящий к такому же повышению выдачи электроэнергии потребителям, т.е. расчет проводился по эквивалентному резерву мощности без учета ущерба у потребителей, вызванного недоотпуском электроэнергии. В данном подходе не учитывалось, что различные  пути повышения надежности и увеличение резерва установленной мощности требуют не только различных затрат средств и времени, но и характеризуются различным сроком окупаемости.

Экономическая эффективность работ по повышению надежности прямо пропорциональна снижению ущерба от недоотпуска электроэнергии, т.е. той дополнительной выработке электроэнергии, которая определяется  снижением суммарного времени внеплановых (вынужденных) простоев, происшедшего в результате  выполнения оцениваемой работы. Трудности оценки эффективности на стадии планирования (проектирования) таких работ заключаются в вероятностном характере покрытия нагрузки в энергосистеме, возникновения дефектов, приводящих к отказам  ЭО, продолжительности внепланового простоя для восстановления работоспособности.

В  [1] приведены результаты анализа экономической эффективности применения технической диагностики для ЭО, выполненного на базе вероятностных эквивалентных моделей покрытия нагрузки  энергосистемы для различных значений резерва мощности с учетом продолжительности суточного максимума нагрузки.  Для упрощения анализа была поставлена задача – установить критическую удельную стоимость работ[4] Сдкр, гарантирующую большую эффективность вложений в диагностику, чем в резерв мощности [1]. Эта величина выражается формулой:

(1)

где kуд – удельные затраты на установку одного кВт дополнительного резерва мощности;  р – удельные затраты на относительные ежегодные издержки эксплуатации дополнительной мощности; f –fmax=2,2 ÷ 3,7 [1]); Еннормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Ен=1/Т, где Т – срок окупаемости, который принят одинаковым как для  вложений средств в установку резервной  мощности, так и  для затрат на внедрение оцениваемого мероприятия, в данном случае – диагностики. Здесь не учтены относительные ежегодные издержки на эксплуатацию диагностических устройств.

_________________________________________________________________

[4] Сд – в данном случае средства, которые необходимо вложить в 1 кВт генерирующей мощности, чтобы уменьшить среднегодовое время внепланового простоя на 1 ч [1].

_________________________________________________________________

Величина Сдкр определяет граничное значение эффективности внедрения технической диагностики: если фактическая удельная стоимость мероприятия меньше Сдкр, то затраты оправданы.

На рис. 1 показаны результаты расчета  Сдкр в зависимости от отношения годового максимума нагрузки к рабочей мощности энергосистемы Nн/;  кривая 1 соответствует нормальному закону распределения мощности на покрытие нагрузки, кривая 2 – однородной дискретной модели покрытия нагрузки.

В расчетах приняты следующие исходные данные: р = 0,075, Ен = 0,125 (Т=8 лет), kpeм=0,2, f = 2,  kуд= 150 руб/кВт.  Это соответствует старым нормативам и ценам. Однако общая тенденция хорошо видна: эффективность внедрения технической диагностики значительно возрастает при росте отношения Nн/Nр, т.е. при уменьшении резерва мощности.


Рис. 1. Зависимость Сдкр (коп/кВтч) от отношения годового максимума нагрузки к рабочей мощности энергосистемы Nн/Nр [1]

Полученный результат применим к внедрению любых мероприятий по повышению надежности. Если учесть изменившийся масштаб цен (например, параметр kуд возрос  примерно в 200 раз),  то при отсутствии резерва мощности (Nн/Nр=1) критическая величина Сдкр составит  от 16 до 25 руб/кВтч (при прочих равных условиях). Пример: мероприятие, внедряемое на энергоблоках мощностью 320 МВт, требующее единовременных капитальных затрат не более  8 млн. руб и позволяющее снизить среднегодовой простой одного блока на 1 ч, является более  выгодным, чем замена оборудования блока новым (при сроке  окупаемости 8 лет). Для срока окупаемости  2 года  верхняя граница эффективности мероприятия  снизится до 5,7 млн. руб. Для  каждого элемента энергоблока эта критическая величина будет ниже в соответствии с долей стоимости этого элемента в общей стоимости энергоблока; в частности, для генератора составит  примерно 1 млн. руб.

Приведенные результаты анализа и усредненные оценки иллюстрируют общие тенденции, показывая эффективность проведения работ по повышению надежности энергоЭО в условиях недостаточного резерва, поскольку после длительного спада в электроэнергетике в настоящее время  наметился рост электропотребления. Этот рост в сочетании со старением и износом ЭО   может привести вскоре к дефициту мощности, особенно в ряде районов (табл. 1). Следует ожидать, что  в современных условиях при дефиците мощности Сдкр возрастет  значительно резче, когда  генерирующая энергетическая компания  будет вынуждена возмещать потребителям ущерб от недоотпуска.

Таблица 1  Прогнозируемый период наступления дефицита мощности [2]

Объединенные энергосистемы   (ОЭС регионов России)

Годы

Северного Кавказа

2005÷2006

Центра

2006÷2007

Урала

2007

Европейской части и Урала

2007÷2008

Северо-Запада

2008÷2009

Сибири

2011÷2012

Средней Волги (с учетом ввода блоков №№ 5 и 6 Балаковской АЭС)

2017÷2020

ЕЭС России в целом

2009÷2010

При планировании работ по модернизации ЭО, позволяющей повысить надежность последнего,  и разработке соответствующих бизнес-планов следует оценивать и учитывать ожидаемое снижение ущерба от недовыработки (недоотпуска) электроэнергии  вследствие снижения числа и общей продолжительности вынужденных (внеплановых) простоев. Недооценка предполагаемой эффективности проектов модернизации  в части повышения надежности оказывает отрицательное влияние на инвестиционную активность  в указанном направлении.

Особенности оценки ожидаемого снижения ущерба от вынужденных  простоев в предстоящий период планирования связаны с вероятностным характером  рассматриваемых событий и могут быть представлены в виде следующих положений:

1. Оценка ожидаемого снижения ущерба должна выполняться для группы энергоблоков и заданного расчетного периода времени. Исходные данные должны определяться на основании статистического анализа ретроспективной информации. Эти данные существенно отличаются для различных типов ЭО. Различия наблюдаются также по отдельным узлам ЭО (например, для турбогенераторов – см. рис. 2) и по причинам отказов узлов.

Если неизвестны вероятностные модели  и их параметры, необходимые для прогнозирования числа отказов некоторого узла в рассматриваемый период и соответствующей продолжительности простоев, то в качестве необходимых показателей рекомендуется принимать средние данные за некоторый предыдущий период (табл. 2).


Рис. 2. Величины  удельных простоев из-за дефектов отдельных узлов

турбогенераторов (по данным [1, 3])

Таблица 2. Исходная информация для оценки ущерба от внеплановых простоев

Параметр

Обозначение

Размерность

Мощность энергоблоков  в рассматриваемой j-той группе

Pj

кВт

Число  энергоблоков  в рассматриваемой группе

Nj

Рассматриваемый  (расчетный) период времени

Т

год

Средняя частота  внеплановых остановов из-за отказов по i-той причине  (средний параметр потока отказов)  для одного энергоблока  j-той группы[5]

µij

год -1

Среднее время восстановления по i-той причине отказа для j-той группы  энергоблоков2

Tвij

час

Удельный ущерб от недовыработки электроэнергии и тепловой энергии (принимается равным среднему тарифу)

уо

руб/кВтч

Удельная стоимость  компенсирующих выплат потребителям

yk

руб/кВтч

Среднее отношение недоотпущенной электроэнергии к внеплановой недовыработке

rj

-

2. Ущерб от недовыработки электроэнергии определяется величиной упущенного дохода от продажи электроэнергии по принятому тарифу, что является минимальной оценкой. Максимальная оценка должна включать в себя ущерб, вызванный компенсирующими выплатами потребителям за недоотпущенную электроэнергию.

3. Не всякий внеплановый останов ЭО сопровождается недоотпуском электроэнергии, поскольку последний зависит  от графика нагрузки,  от величины резерва мощности и от ряда других причин [1], например, от продолжительности суточного максимума нагрузок (4 ч – в приведенных выше на рис. 1 граничных оценках). Данные о вероятности недоотпуска электроэнергии (или о средней величине отношения недоотпущенной электроэнергии к внеплановой недовыработке rj) и об удельной стоимости yk компенсирующих выплат потребителям рекомендуется определять на основе статистических данных данной энергосистемы, поскольку они существенно отличаются  для различных регионов.

4. Успешность модернизации  предлагается упрощенно оценивать коэффициентом k (доля устраняемых внеплановых остановов, 0 < k ≤ 1). Коэффициент определяется разработчиком проекта модернизации или независимым экспертом и уточняется после внедрения модернизации.

5. Расчетный период времени Т и  число энергоблоков  Nj в рассматриваемой   j-той группе для конкретного мероприятия рекомендуется выбирать так, чтобы ожидаемое число отказов в этот период было не менее единицы, иначе расчет теряет смысл. Например, при   µij = 0,01 год -1 и   Nj = 10  расчетный период Т должен быть не менее 10 лет при k = 1.

Исходя из указанных допущений, при отсутствии модернизации ожидаемый ущерб генерирующей энергетической компании от недовыработки и недоотпуска электроэнергии потребителям для j-той группы  из Nj энергоблоков из-за отказов по i-той причине  в течение расчетного периода  составит

У j = mij Tвij Pj (yo + rj yk),                           (2)

где mij число внеплановых остановов энергоблоков группы из-за отказов по i-той причине в течение расчетного периода: mij = µij Т Nj , округляется до целого значения.

_____________________________________________

[5] Параметр определяется в соответствии с ГОСТ 27.002-89  «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения»

_____________________________________________

Ожидаемое снижение числа внеплановых остановов в течение расчетного периода в результате модернизации составит Δmij = k µij Т Nj. Эта величина округляется до целого значения, в частности, до нуля. Снижение продолжительности  внеплановых простоев составит   ΔTвij = Δmij Tвij. Отметим, что результатом модернизации может являться не только снижение числа внеплановых остановов, но и снижение времени восстановления  Δtвij. Тогда  ΔTвij = mijΔtвij.

Снижение ущерба от недовыработки и недоотпуска электроэнергии потребителям для j-той группы  энергоблоков в результате внедрения мероприятия, снижающего продолжительность  внеплановых простоев из-за отказов по i-той причине

ΔУ j = ΔTвij Pj (yo + rj yk) . (3)

Если разработка и внедрение мероприятия по модернизации рассматриваемой группы энергоблоков происходит не единовременно, а поэтапно, с распределением по годам в течение расчетного периода времени, то снижение числа внеплановых остановов  и соответствующей продолжительности простоев из-за отказов также должно распределяться по годам.

Далее  будем использовать методические основы оценки экономической эффективности, изложенные в  [4], где для выбора наилучшего варианта модернизации ЭО предлагаются следующие базовые финансово-экономические показатели:

1)     интегральный эффект за расчетный период  времени ;

2)     интегральные затраты за расчетный период  времени;

3)     срок окупаемости варианта модернизации.

Показатель интегрального эффекта пред­ставляет собой разность дисконтированных за расчетный период времени оценок совокуп­ного дохода и всех видов затрат (расходов) за тот же пери­од (нарастающим итогом):

(4)

где  для варианта без модернизации: Эи – интегральный эффект,  Ди – доход (выручка) от реализации электроэнергии, Зи – интегральные затраты за расчетный период  времени;  для варианта с модернизацией те же величины обозначены соответственно: Э'и, Д’и, З'и; ΔЭи – изменение интегрального эффекта от модерни­зации; ΔДи - разность интегральных до­ходов вариантов с модернизацией и без модерни­зации ЭО; ΔЗи - разность интегральных затрат ва­риантов с модернизацией и без модернизации.

За расчетный период времени разность интегральных до­ходов вариантов с модернизацией и без модерни­зации  ЭО составит:


где Д't , Дt – доход в момент времени t расчетного периода Т вариантов с модернизацией и без модернизации; α – норма дисконта; τ – момент приведения доходов и затрат (обычно принимается равным 0). В качестве момента времени рассматривается соответствующий t –тый год.

Для  j-той группы  энергоблоков в момент времени t периода Т разность доходов определяется снижением ущерба от внеплановых остановов

ΔДt= ΔУ jt,

где  в соответствии с формулой (3)   ΔУ jt = ΔTвijt Pj (yo + rj yk);   ΔTвijt = ΔmijtTвij – ожидаемое снижение продолжительности  внеплановых простоев вследствие снижения числа остановов из-за отказов (Δmijt) в течение t –того года по i-той причине. Сумма Δmijt для всего периода Т составит ожидаемое снижение числа внеплановых остановов по i-той причине в течение всего расчетного периода в результате модернизации j-той группы  энергоблоков Δmij = k µij Т Nj = Σ Δmijt.

Характер распределения снижения числа ожидаемых внеплановых остановов энергоблоков по годам  Δmij в течение расчетного периода влияет на величину ΔДи в связи с дисконтированием и вносит неопределенность.  Здесь возможны варианты:

а) при Δmij , кратном Т, число ожидаемых остановов mijt и соответствующие значения  ΔУjt равномерно распределяются по годам (усредненная оценка);

б) в противном случае mijt и  соответствующие значения  ΔУjt распределяются по годам неравномерно – с максимальными значениями в начале, середине или конце расчетного периода;

в) при Δmij < Т –  для части лет (в начале, середине или конце расчетного периода) принимается mijt = 1, а  для остальных лет —  mijt = 0.

Разность интегральных затрат ΔЗи ва­риантов с модернизацией ЭО и без модернизации  за расчетный период Т составит:


где   Kt = K't - Kt – капитальные вложения в  модерниза­цию в момент времени t периода Т;   И t =И't - И t – разность текущих издер­жек вариантов с модернизацией и без  модернизации также для t-того года; Ц – цена тонны условного топлива за период t;   ∆В – разность расходов  топлива в t-том году для вариантов с модернизацией и без  модернизации (экономия за счет уменьшения числа пусков энергоблока после внеплановых ремонтов за вычетом увеличения расхода топлива в связи с увеличением числа часов использования ЭО); па – средняя норма амортизации ЭО; ∆И изменение прочих затрат в t-том году в результате мо­дернизации, в том числе прямых затрат на ремонт (в связи с уменьшением числа внеплановых ремонтов[6]), оплаты труда, оплаты услуг сторонних организаций, в том числе расходов по испытаниям и обследованиям ЭО, общестанционных расходов и др.  Тогда, как показано в [4],  показатель интегрального эффекта, достигаемого в результате модернизации ЭО, определится обобщенной формулой:


Аналогичный  показатель оценки эффективности используется в [5] и в других источниках и называется «чистым дисконтированным доходом».

Выбор вариантов распределения по годам Δmij неизбежно является субъективным. Можно рекомендовать рассмотреть как усредненное распределение, так и другие варианты, наиболее вероятные для конкретного случая,  чтобы оценить возможный диапазон  значений ΔЭи для последующего принятия решения.

Перспективно применение изложенного выше подхода к сравнению эффективности различных вариантов модернизации при одном и том же Δm, поскольку при этом снижается влияние субъективности при распределении Δm по годам  на показатель интегрального эффекта.

_____________________________________________________

[6]  В этом случае также должен быть учтен характер распределения  числа внеплановых остановов энергоблоков по годам в течение расчетного периода аналогично рассмотренному выше распределению ущерба.

_____________________________________________________

Пример расчета. Модернизация группы турбогенераторов (ТГ) путем замены статоров.  Исходные данные. Расчетный период времени Т=10 лет. Число генераторов в группе – Nj =10;  Мощность Pµ =0,082 год-1, (после замены – µ =0). Среднее время восстановления Tв=208 ч. Порядок замены: заменяются два статора в год, при этом  новые статоры устанавливаются только на первые два ТГ в первый год, остальные статоры проходят восстановительный ремонт и модернизацию на заводе с перешихтовкой активной стали (сталь используется) и заменой обмотки (медь используется). Затраты на поставку статора Ц: нового – 70 млн. руб, отремонтированного – 40 млн. руб. Увеличение затрат на плановый ремонт в связи с заменой одного статора, включая необходимые при замене обследования и испытания – 2 млн. руб, а при дальнейшей эксплуатации увеличение затрат на контроль технического состояния статора после замены – 0,5 млн. руб. Средний тариф на отпускаемую электроэнергию  уо = 0,90 руб/кВтч; r =0,5 (ожидаемая доля недоотпуска потребителям);   yk = 1,8 руб/кВтч.  Средняя норма амортизации  па = 0,05. Изменение расхода топлива не учитывается (∆В = 0). Расходы на амортизацию учитываются по мере замены статоров: А = па Σ Kt . Норма дисконта α = 0,12 (подход к выбору α рассмотрен в [4, 5] ). Коэффициент приведения (1+ α)-t=(1+0,12) -t . Ожидаемое число отказов статоров рассматриваемой группы  ТГ без модернизации в расчетный период составит Δm = 8 (0,082х10х10 = 8,2).  Для 1-го варианта распределения по годам принимается равномерное распределение ожидаемого снижения числа отказов Δmt :     0, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0 (таблица 1). Соответственно распределяется  по годам  снижение ущерба от одного отказа  ΔУj = ΔTвj P yo= 208·320000·(0,9+0,5·1,8)= =119,8 млн. руб.       Годовая  составляющая ΔЭиt интегрального эффекта определится  с учетом принятого распределения по годам капитальных вложений и числа отказов по формуле (8):

Расчеты интегрального эффекта ΔЭи и его составляющих по годам расчетного периода для ряда вариантов, различающихся распределением  Δmt, приведены в таблицах 1-5. На рис. 3 показано накопление  по годам ΔЭи для табл.3 (вариант 1). Срок окупаемости составляет примерно 7 лет. Если принять неравномерное распределение по годам ожидаемого снижения числа отказов Δmt, например,  распределение Δmt: 0, 0, 2, 2, 1, 1, 1, 1, 0, 0, то  распределение ΔЭиt по годам изменится (табл. 4, рис. 3, вариант 2);   получится также некоторое повышение показателя интегрального эффекта ΔЭи и  снижение   срока  окупаемости (до 5,5 лет).    Рассмотрение и других вероятных вариантов распределения Δmt показывает, что срок окупаемости составит не менее 5 лет при прочих исходных данных, т.е. не менее периода времени, требуемого для замены всех статоров данной группы турбогенераторов.

Таблица 3

Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δmt

0

1

1

1

1

1

1

1

1

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

208

208

208

208

0

ΔД=ΔУ, млн. руб

0

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

0

-∆Kt =2Ц,  млн. руб

-140

-80

-80

-80

-80

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-7

-11

-15

-19

-23

-23

-23

-23

-23

-23

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-6

-7

-8

-5

-5

-5

-5

-5

(1+ α)-t

1/1,12

1/1,122

1/1,123

1/1,124

1/1,125

1/1,126

1/1,127

1/1,128

1/1,129

1/1,1210

ΔЭиt , млн. руб

-134,8

19,0

13,4

8,8

5,0

46,5

41,5

37,1

33,1

-9,0

Накопление ΔЭиt

-134,8

-115,8

-102,4

-93,6

-88,6

-42,1

-0,6

36,5

69,6

60,6

Показатель

ΔЭи  , млн. руб

204,4 – 134,8 – 9,0 = 60,6

Таблица 4

Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δmt

0

0

2

2

1

1

1

1

0

0

ΔTв, ч

0

0

416

416

208

208

208

208

0

0

ΔД=ΔУ, млн. руб

0

0

239,6

239,6

119,8

119,8

119,8

119,8

0

0

-∆Kt =2Ц,   млн. руб

-140

-80

-80

-80

-80

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-7

-11

-15

-19

-23

-23

-23

-23

-23

-23

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-6

-7

-8

-5

-5

-5

-5

-5

(1+ α)-t

1/1,12

1/1,122

1/1,123

1/1,124

1/1,125

1/1,126

1/1,127

1/1,128

1/1,129

1/1,1210

ΔЭиt , млн. руб

-134,8

-76,5

98,6

84,9

5,0

46,5

41,5

37,1

-10,1

-9,0

Накопление ΔЭиt

-134,8

-211,3

-112,7

-27,8

-22,8

23,7

65,2

102,3

92,2

83,2

Показатель

ΔЭи  , млн. руб

313,6  -  230,4 =  83,2

Увеличение стоимости статора и (или) стоимости работ по замене статора приводит к возрастанию  срока окупаемости, который может выйти за пределы расчетного периода. Срок окупаемости может значительно уменьшиться при повышении тарифа на электроэнергию, а также  в условиях, когда высока стоимость  компенсирующих выплат потребителям, т.е. в условиях дефицита мощности в регионе.


Рис. 3. Сравнение накопления интегрального эффекта ΔЭи для двух вариантов распределения дохода от замены статоров генераторов  по годам (табл. 3 и 4).

Проверим влияние повышения надежности статоров по мере их замены (для распределений Δmt, показанных в табл. 3 и 4).  После замены двух статоров в первый год расчетного периода число ожидаемых отказов в оставшиеся 9 лет уменьшится и составит: Δm = 0,082х8х9=5,9 (6 отказов – табл.5 и 6).  Как показано в табл. 5 и 6,  показатель интегрального эффекта может стать отрицательным, т.е. замена статоров перестанет окупаться уже после замены двух из них (рис. 4).

Таблица 5

Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δmt

0

1

1

1

1

1

1

0

0

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

208

208

0

0

0

ΔД=ΔУ, млн. руб

0

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

0

0

0

-∆Kt =2Ц,  млн. руб

-140

-80

-80

-80

-80

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-7

-11

-15

-19

-23

-23

-23

-23

-23

-23

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-6

-7

-8

-5

-5

-5

-5

-5

(1+ α)-t

1/1,12

1/1,122

1/1,123

1/1,124

1/1,125

1/1,126

1/1,127

1/1,128

1/1,129

1/1,1210

ΔЭиt , млн. руб

-134,8

19,0

13,4

8,8

5,0

46,5

41,5

-11,3

-10,1

-9,0

Накопление ΔЭиt

-134,8

-115,8

-102,4

-93,6

-88,6

-42,1

-0,6

-11,9

-22,0

-31,0

Показатель

ΔЭи  , млн. руб

134,2 –  165,2 = -31,0

Таблица 6

Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δmt

0

0

2

2

1

1

0

0

0

0

ΔTв, ч

0

0

416

416

208

208

0

0

0

0

ΔД=ΔУ, млн. руб

0

0

239,6

239,6

119,8

119,8

0

0

0

0

-∆Kt =2Ц,  млн. руб

-140

-80

-80

-80

-80

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-7

-11

-15

-19

-23

-23

-23

-23

-23

-23

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-6

-7

-8

-5

-5

-5

-5

-5

(1+ α)-t

1/1,12

1/1,122

1/1,123

1/1,124

1/1,125

1/1,126

1/1,127

1/1,128

1/1,129

1/1,1210

ΔЭиt , млн. руб

-134,8

-76,5

98,6

84,9

5,0

46,5

-12,6

-11,3

-10,1

-9,0

Накопление ΔЭиt

-134,8

-211,3

-112,7

-27,8

-22,8

23,7

11,1

-0,2

-10,3

-19,3

Показатель

ΔЭи  , млн. руб

235,0  -  254,3 =  -19,3

Приведенные примеры показывают, что в ряде случаев экономически нецелесообразно заменять все статоры группы генераторов. Для распределения Δmt, показанного в табл. 3, рассмотрим неполную замену статоров – по два только в первые два года расчетного периода (табл. 7). При этом будем учитывать также снижение Δm до четырех вместо восьми (0,082х6х8=3,9). Учтем также для каждого статора увеличение затрат на контроль технического состояния – 0,5 млн. руб. В этом случае показатель интегрального эффекта будет положителен (рис. 4).  Срок окупаемости около  4-х лет.

Таблица 7

Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δmt

0

1

1

1

1

0

0

0

0

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

0

0

0

0

0

ΔД=ΔУ, млн. руб

0

119,8

119,8

119,8

119,8

0

0

0

0

0

-∆Kt =2Ц,  млн. руб

-140

-80

0

0

0

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-7

-11

-11

-11

-11

-11

-11

-11

-11

-11

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-5

-5

-5

-5

-5

-5

-5

-5

(1+ α)-t

1/1,12

1/1,122

1/1,123

1/1,124

1/1,125

1/1,126

1/1,127

1/1,128

1/1,129

1/1,1210

ΔЭиt , млн. руб

-134,8

19,0

73,9

65,9

58,9

-8,1

-7,2

-6,5

-5,8

-5,1

Накопление ΔЭиt

-134,8

-115,8

-41,9

24,0

82,9

74,8

67,6

61,1

55,3

50,2

Показатель

ΔЭи  , млн. руб

217,7 – 167,5 = 50,2

 

Рис. 4. Накопление интегрального эффекта ΔЭи по годам расчетного периода с учетом повышения надежности   генераторов  по мере замены статоров (табл. 5, 6), а также для варианта частичной замены статоров (табл. 7)

Реализация варианта частичной замены статоров особенно выгодна, если на основании  статистического анализа ретроспективной информации об отказах выбрать для замены наименее надежные статоры. Например, на рис. 5 показаны гистограммы суммарной продолжительности  внеплановых простоев в течение ряда лет группы из 15-ти генераторов и в том числе – из-за  отказов статора каждого генератора. Очевидно, прежде всего  должны быть заменены статоры генераторов №№ 3 и 11.


Рис. 5.  Распределение суммарной продолжительности  внеплановых простоев из-за отказов группы генераторов и в том числе статоров

Для повышения экономической эффективности повышения надежности следует  отдавать предпочтение малозатратным модернизациям (модернизации систем контроля, внедрение систем диагностики), особенно тем, которые не сопровождаются необходимостью амортизационных отчислений. К последним относится, например, проведение обследований с целью раннего выявления и устранения дефектов.

Итак, чтобы исключить недооценку эффективности повышения надежности ЭО при разработке бизнес-планов модернизации, обосновать  выбор мероприятий по повышению надежности и инвестирование необходимых средств в реализацию этих мероприятий, рекомендуется:

1) расчет показателей экономической эффективности мероприятий по повышению надежности генерирующего ЭО включать в соответствующие проекты модернизации и учитывать эти показатели в бизнес-планах;

2) расчет указанных показателей проводить, используя вышеприведенные формулы, определяя исходные данные на основании статистического анализа ретроспективной информации об эксплуатации группы ЭО;

3)  удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии учитывать для  реальных условий эксплуатации ЭО в данном регионе, прогнозируемых на  принятый расчетный период.

Литература:

1.    Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. М: НЦ «ЭНАС».1995.

2.    Баринов В.А., Волков Г.А., Маневич А.С. Проблемы обеспечения надежности ЕЭС России в условиях развития конкурентных отношений в электроэнергетике. – Электрические станции. 2005, № 8, с. 5-16.

3.    Голоднова О.С. Типичные дефекты турбогенераторов, их причины и признаки, способы предупреждения, выявления и устранения. –Сборник докладов конференции к 50-летию ИПКгосслужбы «Техническое перевооружение и ремонт энергетических объектов». М.: ИПКгосслужбы. 2002. Стр. 86-106.

4.    Козьмина 3. Ю., Бродов Ю.М., Донников А. Ю., Плотников П. Н., Домникова Л. В. Оценка экономической эффективности модернизации энергетического оборудования. – Электрические станции. 2003, № 12, с. 22-26.

5.    Шарнопольский Б.П. Методические основы определения коммерческой эффективности инвестиционных проектов в реконструкцию  и техническое перевооружение тепловых электростанций. М.: ИПКгосслужбы. 2004.