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).
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 следует также включать мероприятия по повышению надежности, которые снижают риск отказов.
Факторы, определяющие 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 Эи = Эиt (или чистого дисконтированного дохода — ЧДД), накопленного по годам расчетного периода (нарастающим итогом). Если Эи > 0, модернизация считается эффективной [5, 6].
Годовая составляющая интегрального эффекта для t-ого года Эиt определяется по формуле Эиt = {Дt [Kt + na 1 t Kt + Иtp]}(1 + )-t , где Дt — среднегодовое увеличение дохода, равное снижению ущерба Уt от недоотпуска электроэнергии,рассчитываемого как сумма упущенного дохода от продажи электроэнергии по принятому тарифу и компенсирующих выплат потребителям за перерыв в подаче электроэнергии; (Kt+ nаKt +Иtр) — суммарное возрастание годовых затрат (капитальные вложения в модернизацию, амортизация, текущие эксплуатационные издержки); (1+ )-t — коэффициент приведения (дисконтирования). Исходные данные для расчета Уt 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 вариантов модернизации 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 Дt = Уt + Ддм, где Ддм — дополнительный среднегодовой доход от продажи электроэнергии, вырабатываемой за счет повышения мощности на Р. Статоры группы турбогенераторов заменяются статорами повышенной надежности, позволяющими повысить мощность генератора на Р. Стоимость новых статоров повышена на 50 %. Результаты расчета для полной замены статоров приведены на рис.1, где показаны следующие варианты: 1 – Р = 0; 2 – Р = 5%; 3 – Р = 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).
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 Эи. Увеличение тарифа на электроэнергию, наоборот, снижает срок окупаемости и повышает Эи. 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, то есть 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).
Итак, повышение располагаемой мощности турбогенератора в рассмотренном примере играет преобладающую роль. В этом случае экономически более эффективна полная, а не частичная замена статоров, 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 другогооборудования 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 Иtр.
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 вариант надо с установкой устройств компенсации реактивной мощности в сетях, то есть 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 фирмыизготовителя.
Варианты модернизации, указанные в табл.3, были рассмотрены экспертами с оценкой комплекса факторов: эффективности с позиции предупреждения определенных дефектов, величины первоначальных затрат и издержек в процессе эксплуатации, предполагаемой продолжительности простоя, долгосрочной надежности, возможности повышения КПД, возможности повышения номинальной мощности. Предлагалось оценить через 9, 5, 3 или 1 баллы — отличный, хороший, удовлетворительный ожидаемый эффект или отсутствие эффекта, соответственно. Предпочтительным считался вариант с наибольшей суммой баллов. Пример оценок дан в табл. 4. 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.
ВЫВОДЫ
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.
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 = 0,082 год-1 (после замены — = 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./(кВт•ч); r = 0,5 (ожидаемая доля недоотпуска потребителям); yk = 1,8 руб./(кВт•ч). Средняя норма амортизации nа = 0,05. Расходы на амортизацию по мере замены статоров: А = nа Kt . Норма дисконта = 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 m принято равномерным (0, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0). Снижение ущерба от отказов в t-том году в результате модернизации Уt = Tвj P (yo+ r yk) = = 208•320000•(0,9+0,5•1,8) =119,8 млн руб. При повышении мощности генератора на р % дополнительный среднегодовой доход от продажи электроэнергии составит Ддм = 0,01р•Р•k•8760•уо, где k — коэффициент использования установленной мощности; затраты на дополнительный расход топлива и другие издержки ориентировочно примем равными 0,5 Ддм.
Общий дополнительный доход от Таблица 4
Матрица экспертных оценок вариантов модернизации Варианты модернизации генератора 1 2 3 4 5 6 7 Эффективность Трещины нажимной плиты статора 9 9 9 9 9 9 9 с позиции Перегревы и оплавления сердечника 1 1 3 3 3 3 9 предупреждения Повреждения лобовых частей обмотки статора 9 9 9 9 9 9 9 дефектов Витковые замыкания в обмотке ротора 1 1 1 1 1 1 9 Первоначальная стоимость 9 3 9 3 3 1 1 Затраты 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 4/2007 50 повышения надежности и мощности составит для двух генераторов в t-том году Д t =Уt + Ддм. Учтем также повышение стоимости статора на Ц = 0,5Ц. При Р = 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-1П-3.
