Главная / Эффективность / Оценка эффективности модернизации TГ-2007 / Оценка эффективности модернизации ТГ-2007

«ЭЛЕКТРО» (Электротехника. Электроэнергетика. Электротехническая промышленность),  2007, № 4

О  комплексном подходе к оценке эффективности и выбору вариантов модернизации энергооборудования (на примере турбогенераторов)


В.В.Барило, канд. экон. наук, О.С.Голоднова, канд. техн. наук. (ИПКгосслужбы, Москва)


Основными направлениями  повышения технического уровня действующего энергоборудования  в теплоэнергетике являются  [1]: «модернизация с максимальным использованием резервов повышения экономичности и мощности действующего оборудования..., техническое перевооружение и реконструкция действующих мощностей с внедрением новой техники и современных передовых технологий», в том числе – с заменой физически изношенного и морально устаревшего оборудования.

В дополнение к  планируемому значительному вводу новых мощностей [2]  неизбежны работы  по продлению срока эксплуатации (ресурса) оборудования, в среднем, по 2÷3 % установленной мощности ежегодно. Благодаря меньшей капиталоемкости продление ресурса является альтернативой обновлению  энергооборудования (табл.1,  2).


Таблица 1. Удельные затраты на воспроизводство и развитие ТЭС,  $/кВт [4]


Продление ресурса

Модернизация

Новые ПГУ

ТЭС (уголь) без учета экологии

50-70

300-400

800-900

900-1200


Таблица 2. Удельные затраты на воспроизводство и развитие АЭС,  $/кВт [4]


Продление ресурса, повышение КИУМ и затраты, связанные с ядерным топливом

Достройка до 2006 г.

Новые АЭС до 2010 г.

Новые АЭС после 2010 г.

160

400

850

850-950


Выбор технических решений и оценка их эффективности осуществляются на стадии разработки инвестиционных проектов, программ модернизации, технического перевооружения и реконструкции, планов  продления ресурса.

В статье показаны подходы к комплексной оценке экономической эффективности вариантов модернизации, технического перевооружения и реконструкции энергооборудования электростанций  с максимальным учетом основных факторов, определяющих обоснование выбора варианта.

При экономическом обосновании проектов модернизации и реконструкции ТЭС не всегда учитывается экономическая эффективность  мероприятий по повышению надежности энергооборудования, которая  может оказаться весьма высокой в современных условиях  роста  электропотребления и дефицита мощности в ряде регионов [3]. Это является одной из причин недостаточно активной реализации работ по повышению надежности действующего генерирующего  энергооборудования. Отметим, что формальное продление ресурса обычно приводит к снижению надежности оборудования. Поэтому в комплекс работ по продлению ресурса также следует включать мероприятия по повышению надежности, которые снижают риск отказов.

Рассмотрим ряд факторов, определяющих экономическую эффективность модернизаций генерирующего энергооборудования.

Первый фактор – повышение надежности. В [3] показаны особенности оценки эффективности повышения надежности с использованием  известных методик [5, 6] обоснования инвестиций в проекты модернизации, реализация которых происходит в течение ряда лет.  Эффективность модернизации оценивается показателем интегрального эффекта ΔЭи=Σ ΔЭиt (или чистого дисконтированного дохода – ЧДД), накопленного по годам расчетного периода (нарастающим итогом). Если  ΔЭи > 0,  модернизация считается эффективной [5, 6]. Годовая  составляющая интегрального эффекта для  t-ого года ΔЭиt определяется по формуле:

где  ΔДt – среднегодовое увеличение дохода, равное снижению ущерба ΔУt от недоотпуска электроэнергии, рассчитываемого как сумма упущенного дохода от продажи электроэнергии по принятому тарифу и  компенсирующих выплат потребителям за перерыв в подаче  электроэнергии; (∆Kt+ паΣKt +∆И) – суммарное возрастание годовых затрат (капитальные вложения в модернизацию, амортизация, текущие эксплуатационные издержки); (1+ α)-t –  коэффициент приведения (дисконтирования). Исходные данные для расчета ΔУt определяются для группы энергоблоков и заданного расчетного периода времени на основании статистического анализа ретроспективной информации.

В качестве примера расчета эффективности с целью повышения надежности в [3] рассмотрена замена статоров группы турбогенераторов мощностью 320 МВт. Дано сравнение различных вариантов замены, в том числе полной и частичной. Показано, что  при принятых исходных данных (см. приложение) больший эффект может принести частичная замена статоров, позволяющая снизить  срок окупаемости с 7 до 4 лет.

Второй рассматриваемый фактор – это повышение мощности. Известен ряд модернизаций турбогенераторов, которые позволяют повысить располагаемую мощность, обычно путем совершенствования систем охлаждения и узлов крепления. Такие модернизации требуют значительных капиталовложений. Поэтому представляет интерес расчетная оценка экономической эффективности этого фактора, особенно в сочетании с повышением надежности. Для двухфакторной оценки используем исходные данные вышеуказанного примера расчета и вышеприведенную формулу, полагая   ΔДtΔУt + Ддм, где Ддм - дополнительный среднегодовой доход от продажи электроэнергии, вырабатываемой за счет повышения мощности  на ΔР.  Статоры группы турбогенераторов заменяются статорами повышенной надежности, позволяющими повысить мощность  генератора на ΔР. Стоимость новых статоров повышена на 50%.

Результаты расчета для полной замены статоров приведены на рис.1, где показаны следующие варианты: 1 – ΔР=0;  2 – ΔР=5%;  3 – ΔР=5% с учетом налога на прибыль (ставка налога 40%). Расчет показывает, что даже небольшое повышение  мощности – всего на 5%, которое в ряде случаев может быть достигнуто за счет использования тепловых запасов,  дает значительный экономический эффект и резко снижает срок окупаемости (рис. 2).



Рис. 1. Сравнительный анализ накопления интегрального эффекта ΔЭи от модернизации по годам расчетного периода с учетом повышения надежности  генераторов  и повышения мощности при полной  замене статоров

Рис.2. Сроки окупаемости для трех вариантов модернизации с полной заменой статоров турбогенераторов и повышением надежности


Варьируя исходные данные, можно оценить их влияние на накопленный экономический  эффект и срок окупаемости модернизации: возрастание капиталовложений, текущих издержек, нормы дисконта, ставки налога на прибыль, увеличивает срок окупаемости и снижает ΔЭи. Увеличение тарифа на электроэнергию – наоборот, снижает срок окупаемости и повышает ΔЭи. Распределение составляющих затрат по годам также может иметь значение. В [3] показано, что учет повышения надежности группы статоров по мере их замены снижает экономический эффект. Так, если учесть снижение  числа ожидаемых отказов после первой замены двух статоров, то  показатель интегрального эффекта может стать отрицательным, т.е. замена всех статоров может не окупаться (вариант 4 на рис. 3). Замена четырех статоров – по два в первые два года,  с соответствующей корректировкой числа ожидаемых отказов  дает  положительный показатель интегрального эффекта при сроке окупаемости около  четырех лет (вариант 5 на рис. 3). Повышение мощности на 5% только для четырех заменяемых статоров значительно повышает интегральный эффект и снижает срок окупаемости (вариант 6 на рис. 3).


Рис. 3. Сравнительный анализ накопления интегрального эффекта ΔЭи от частичной замены статоров по годам расчетного периода с учетом повышения надежности  и повышения мощности генераторов


Итак, повышение располагаемой мощности турбогенератора в рассмотренном примере играет преобладающую роль. В этом случае экономически более эффективна полная замена статоров, а не частичная замена, как в случае только лишь повышения надежности.

Конечно,  приведенный пример имеет смысл, когда  существует возможность повышения мощности остального оборудования энергоблока –  котла, турбины и трансформатора – либо при условии проведения соответствующих модернизаций и этого оборудования.  В последнем случае капиталовложения в модернизацию не только генератора, но и другого оборудования энергоблока, должны быть учтены в расчете экономической эффективности.

В комплекс факторов, которые следует учитывать при расчетах показателей экономической эффективности модернизации, кроме рассмотренных основных (мощность, надежность), в некоторых случаях входят также расход топлива, расход электроэнергии на собственные нужды, трудозатраты на обслуживание. Эти факторы количественно оцениваются и вводятся в расчет в виде дополнительного снижения или повышения текущих эксплуатационных издержек ∆И.        Для турбогенераторов с водородным и водородно-водяным охлаждением  эти факторы надо учитывать в следующих случаях:

-       водородное охлаждение заменяется воздушным, или водяное охлаждение заменяется водородным (или наоборот), вследствие чего изменяется состав оборудования вспомогательных систем;

-       снижается (повышается) давление водорода в генераторе;

-       повышается (снижается) КПД  генератора или оборудования вспомогательных систем;

-       внедряются системы автоматизированного контроля и диагностики, мониторинга активных частей генератора и охлаждающих сред, периодического ручного контроля (учащенный осмотр, измерения, проверки, наладка и т.п.).

Но есть факторы, которые весьма затруднительно оценить количественно. Например, модернизации с повышением технического  уровня турбогенераторов – внедрение асинхронизированных турбогенераторов, позволяющих работать с потреблением реактивной мощности,  современных систем возбуждения  со стопроцентным резервированием, с цифровыми регуляторами возбуждения, микропроцессорными защитами, цифровыми системами мониторинга.  Также затруднительно экономически  оценить возможность повышения реактивной  мощности генератора, поскольку сравнивать этот случай надо с установкой устройств компенсации реактивной мощности в сетях, т.е. расчеты должны проводиться  для оборудования, принадлежащего различным компаниям. Кроме того, возможны ситуации, когда отсутствует достаточная статистическая информация, что не позволяет  выполнить количественные оценки экономической эффективности модернизаций с повышением надежности.

Если количественная  оценка  влияния ряда факторов на экономическую эффективность модернизации не представляется возможной, то в таких случаях обоснованный выбор вариантов модернизации может осуществляться при помощи экспертных оценок.

В [7] описан такой подход к выбору варианта модернизации группы турбогенераторов 350 МВт с подбором экспертов, представляющих точки зрения как эксплуатирующего энергопредприятия, так  и фирмы-изготовителя.


Таблица 3. Варианты модернизации турбогенераторов

Объем работ  по модернизации генератора

Реконструкция сердечника

Замена  статора

Новый генератор с повышением мощности на 15%

Концевые части

Весь сердечник

Старая обмотка

Новая обмотка

Старая обмотка

Новая обмотка

Старая обмотка

Новая обмотка

Вариант

1

2

3

4

5

6

7


Варианты модернизации, указанные в  табл.3, были рассмотрены экспертами с оценкой комплекса факторов: эффективность с позиции предупреждения определенных дефектов, величины первоначальных затрат и издержек в процессе эксплуатации, предполагаемая продолжительность простоя, долгосрочная надежность, возможность повышения КПД, возможность повышения номинальной мощности.  Предлагалось оценить через 9, 5, 3 или 1 –  отличный, хороший, удовлетворительный ожидаемый эффект  или  отсутствие эффекта соответственно. Предпочтительным считался вариант с наибольшей суммой баллов. Пример оценок дан в табл. 4.


Таблица 4. Матрица экспертных оценок вариантов модернизации

Варианты модернизации генератора

1

2

3

4

5

6

7

Эффективность с позиции предупреждения дефектов

Трещины нажимной плиты статора

9

9

9

9

9

9

9

Перегревы и оплавления сердечника

1

1

3

3

3

3

9

Повреждения лобовых частей обмотки статора

9

9

9

9

9

9

9

Витковые замыкания в обмотке  ротора

1

1

1

1

1

1

9

Затраты

Первоначальная стоимость

9

3

9

3

3

1

1

Техническое обслуживание и ремонты

1

1

3

3

3

3

9

Эксплуатационные издержки за срок службы

1

1

1

3

1

5

9

Продолжительность простоя

1

3

1

3

1

9

9

Долгосрочная надежность

1

1

1

3

3

5

9

Повышение  КПД

1

3

3

5

3

5

9

Повышение номинальной мощности

1

1

1

1

1

1

9

Общий балл

35

33

41

43

37

51

91

В результате обобщения оценок различных экспертов план полной замены генератора с одновременным повышением его мощности получил высший суммарный балл.

Балльная оценка может также иметь вид дробных коэффициентов в диапазоне 0,0÷1,0. В зависимости от конкретных условий меняется значимость отдельных факторов. Например,  для генерирующей компании первоначальная стоимость оборудования может иметь  приоритет над эксплуатационными издержками. Тогда оценка  фактора капиталовложений  может быть скорректирована путем согласованного выбора и ввода соответствующих весовых коэффициентов. В этом случае результат оценки может оказаться  не в пользу замены генератора новым, несмотря на преимущества последнего. Также могут вводиться весовые коэффициенты для оценки значимости мнений отдельных экспертов, представляющих различные интересы.

Итак: 1) выбор вариантов  модернизации турбогенераторов следует проводить с возможно более полным учетом комплекса факторов, определяющих экономическую эффективность; 2) варианты с повышением располагаемой мощности являются предпочтительными; 3)  при невозможности экономической оценки комплекса факторов для выбора варианта модернизации следует применять методы экспертной оценки.

Список литературы:

1.      Перспективы электроэнергетики России. Концепция технической политики РАО «ЕЭС России». –  Электронный журнал «Новое в российской энергетике», 2006, № 2.

2.       "Новая инвестиционная программа Холдинга РАО "ЕЭС России";  утв. 29.01.2007.

3.      Барило В.В., Голоднова О.С. Особенности оценки экономической эффективности затрат на модернизацию генерирующего оборудования с целью повышения его надежности. – Электро (Электротехника. Электроэнергетика. Электротехническая промышленность),  2006, № 4.

4.      Нигматулин Б.И., Северинов В.В. Атомная энергетика России в оптимизации системы производства и распределения электроэнергии. Сборник докладов VI Симпозиума «Электротехника 2010» (Московская обл., 22-25 октября 2001 г.), том 1, П.04.

5.      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.

6.      Шарнопольский Б.П. Методические основы современной оценки экономической эффективности инвестиций в техническое перевооружение и реконструкцию  тепловых электростанций. М.: ИПКгосслужбы. 2005.

7.      H. Katayama, S. Takahashi, H. Nakamura, H. Shimada, H. Ito (Toshiba, Japan), G. J. Coetzee, F. A. Claassens (ESKOM, South Africa). A Successful Retrofit of Old Turbo-generators having Various Technical Problems. –  CIGRE Session 2006,  A1-206.


Приложение

Пример расчета.

Модернизация группы турбогенераторов (ТГ) мощностью P =320 МВт путем замены статоров.

Исходные данные: Расчетный период времени Т=10 лет. Число ТГ в группе – 10;  Мощность ТГ P =320 МВт. Средний параметр потока отказов статоров до замены µ =0,082 год-1, (после замены – µ=0). Среднее время восстановления Tв=208 ч. Порядок замены: заменяются два статора в год; новые статоры устанавливаются на первые два ТГ в первый год; остальные статоры проходят восстановительный ремонт и модернизацию на заводе с перешихтовкой активной стали и заменой обмотки. 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 обследования и испытания – 2 млн. руб., а при дальнейшей эксплуатации увеличение затрат на контроль технического состояния – 0,5 млн. руб. Средний тариф на отпускаемую электроэнергию  уо = 0,9 руб/кВтч; r =0,5 (ожидаемая доля недоотпуска потребителям);   yk = 1,8 руб/кВтч. Средняя норма амортизации  па = 0,05. Расходы на амортизацию по мере замены статоров: А = па Σ Kt . Норма дисконта α = 0,12 [5, 6] . Ожидаемое число отказов статоров без модернизации в расчетный период составит 8. В результате модернизации эти отказы исключаются. Распределение по годам ожидаемого снижения числа отказов Δm принято равномерным (0, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0). Снижение ущерба от отказов в   t-том году в результате модернизации  ΔУt = ΔTвj P (yo+r yk ) = 208·320000·(0,9+0,5·1,8)=119,8 млн.руб. При повышении мощности генератора на Δр % Ддм= 0,01Δр·Р·k·8760· уо, где kкоэффициент использования установленной мощности; затраты на дополнительный расход топлива и другие издержки ориентировочно примем равными 0,5 Ддм. Общий дополнительный доход  от повышения надежности и мощности составит для двух генераторов в   t-том  году  ΔД t =ΔУ t + Ддм. Учтем также повышение стоимости статора на ΔЦ=0,5Ц. При ΔР=5%  и k =0,7 Ддм=16000·0,7·8760·0,9=88,3 млн.руб. Поскольку дополнительный среднегодовой доход от продажи электроэнергии повышает прибыль, следует учесть налогообложение (ставка налога на прибыль 40% [6]), вычтя налог из дохода. Далее расчеты интегрального экономического эффекта для различных вариантов модернизации представлены в таблицах П-1÷П-4. дополнительный среднегодовой доход от продажи электроэнергии составит


Таблица П-1. Расчет экономической эффективности замены всех статоров в течение 5 лет с повышением их надежности [3] (вариант 1 на рис.1)


Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δm

0

1

1

1

1

1

1

1

1

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

208

208

208

208

0

ΔДt =ΔУ t, 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 по годам млн. руб

-134,8

-115,8

-102,4

-93,6

-88,6

-42,1

-0,6

36,5

69,6

60,6

Показатель ΔЭи= Σ ΔЭиt

млн. руб

204,4 – 134,8 – 9,0 = 60,6

Таблица П-2. Расчет экономической эффективности замены всех статоров с повышением надежности и повышением мощности на 5% (вариант 2 на рис.1)


Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δm

0

1

1

1

1

1

1

1

1

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

208

208

208

208

0

ΔУ t, млн. руб

0

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

0

Ддм, млн. руб

0

88,3

176,6

264,9

353,2

441,5

441,5

441,5

441,5

441,5

ΔДt=ΔУ t +Ддм млн. руб

0

208,1

296,4

384,7

473,0

561,3

561,3

561,3

561,3

441,5

-∆Kt =2(Ц+ ΔЦ), млн. руб

-210

-120

-120

-120

-120

0

0

0

0

0

- А =па Σ Kt

-10,5

-16,5

-22,5

-28,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-∆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,

-200,4

53,1

105,3

145,7

176,2

264,4

236,0

210,7

188,2

162,4

Накопление ΔЭиt по годам млн. руб

-200,4

-147,3

-42

103,7

279,9

544,3

780,3

991,0

1179,2

1341,6

Показатель ΔЭи= Σ ΔЭиt

млн. руб


1542,0– 200,4 =1341,6

Таблица П-3. Расчет экономической эффективности замены всех статоров с повышением надежности и повышением мощности на 5% , с учетом налога на прибыль Н=0,4 Д (вариант 3 на рис.1)


Составляющие эффекта

Номер года расчетного периода, t

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Δm

0

1

1

1

1

1

1

1

1

0

ΔTв, ч

0

208

208

208

208

208

208

208

208

0

ΔУ, млн. руб

0

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

119,8

0

Ддм, млн. руб

0

88,3

176,6

264,9

353,2

441,5

441,5

441,5

441,5

441,5

ΔД=ΔУ+Ддм млн. руб

0

208,1

296,4

384,7

473,0

561,3

561,3

561,3

561,3

441,5

-∆Kt = 2(Ц + ΔЦ),  млн. руб

-210

-120

-120

-120

-120

0

0

0

0

0

- А = па Σ Kt

-10,5

-16,5

-22,5

-28,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-34,5

-∆Иtр, млн. руб

-4

-5

-6

-7

-8

-5

-5

-5

-5

-5

Д=ΔД-(Kt+А +∆Иtр)

-224,5

66,6

147,9

229,2

310,5

521,8

521,8

521,8

521,8

402,0

Н=0,4 Д

0

26,6

59,2

91,7

124,2

208,7

208,7

208,7

208,7

160,8

(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=

(Д-Н)∙(1+α)-t млн. руб,

-200,4

31,9

63,1

87,4

105,7

158,6

141,6

126,4

112,9

77,7

Накопление ΔЭиt ,по годам млн. руб

-200,4

-168,5

-105,4

-18

87,7

246,3

387,9

514,3

627,2

704,9

Показатель ΔЭи= Σ ΔЭиt

млн. руб


905,3 – 200,4 = 704,9