ЭКОНОМИКА ОСОБЕННОСТИ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАТРАТ НА МОДЕРНИЗАЦИЮ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЕГО НАДЕЖНОСТИ Барило В.В., канд. экон. наук Голоднова О.С., канд. техн. наук ИПК госслужбы , г. Москва одернизация 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» ОАО 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 энергооборудования 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, М 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 происходят в течение ряда лет. Основные направления работ по модернизации генерирующего 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; – внедрение методов и средств диагностики, 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. 39 4/2006 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 повышению выдачи электроэнергии потребителям. То есть, 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, то есть той дополнительной выработке электроэнергии, которая определяется снижением суммарного времени внепланового (вынужденного) простоя, 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 [3] 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 Сдкр (в данном случае средства, которые необходимо вложить в 1 кВт генерирующей мощности, чтобы уменьшить среднегодовое время внепланового простоя на 1 ч [3]), гарантирующую бо′ льшую эффективность вложений в диагностику, чем в резерв мощности [3]. Эта величина выражается формулой kуд ƒ (р + Ен) —, Сдкр = — 8760(1-kрем )Ен (1) где kуд — удельные затраты на установку 1 кВт дополнительного резерва мощности; р — удельные затраты на относительные ежегодные издержки эксплуатации дополнительной мощности; ƒ — функция длительности аварийного простоя, рабочей и располагаемой мощностей при заданных законах распределения мощности на покрытие нагрузки (ƒmax = 2,2-3,7 [3]); Ен — нормативный 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. 40 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 /Nр. Кривая 1 соответствует нормальному закону распределения мощности на покрытие нагрузки, кривая 2 — однородной дискретной модели покрытия нагрузки. Рис. 1. Зависимость Сдкр (коп/кВт•ч) от отношения годового максимума нагрузки к рабочей мощности энергосистемы Nн/Nр [3] В расчетах приняты следующие исходные данные: р = 0,075, Ен = 0,125 (Т = 8 лет), kpeм = 0,2, ƒ = 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, то есть при уменьшении резерва мощности. 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./(кВт•ч) (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 ЭО в условиях недостаточного резерва, поскольку после длительного спада в электроэнергетике в настоящее время наметился рост электропотребления. ЭКОНОМИКА 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 [4] Объединенные энергосистемы (ОЭС регионов России) Северного Кавказа Центра Урала Европейской части и Урала Северо-Запада Сибири Средней Волги (с учетом ввода блоков №№ 5 и 6 Балаковской АЭС) ЕЭС России в целом Годы 2005-2006 2006-2007 2007 2007-2008 2008-2009 2011-2012 2017-2020 Рис. 2. Число часов удельных простоев на 1 генератор в год из-за дефектов отдельных узлов турбогенераторов (по данным [3, 5]) Таблица 2 Исходная информация для оценки ущерба от внеплановых простоев 2009-2010 Параметр 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 (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). 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. Мощность энергоблоков в рассматриваемой j-той группе Число энергоблоков в рассматриваемой группе Рассматриваемый (расчетный) период времени Средняя частота внеплановых остановов из-за отказов по i-той причине (средний параметр потока отказов) для одного энергоблока j-той группы* Среднее время восстановления по i-той причине отказа для j-той группы энергоблоков* Удельный ущерб от недовыработки электроэнергии и тепловой энергии (принимается равным среднему тарифу) Удельная стоимость компенсирующих выплат потребителям Среднее отношение недоотпущенной электроэнергии к внеплановой недовыработке Обозна- Размерчение ность Pj кВт Nj Т год µij год-1 Tвij час уо руб/(кВт•ч) yk руб/(кВт•ч) rj – * Параметр определяется в соответствии с ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения» 3. Не всякий внеплановый останов ЭО сопровождается недоотпуском электроэнергии, поскольку последний зависит от графика нагрузки, величины резерва мощности и ряда других причин [3], 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. 41 4/2006 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 Уj = 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. Ожидаемое снижение числа внеплановых остановов в течение расчетного периода в результате модернизации составит ∆mij = k µij Т Nj. Эта величина округляется до целого значения, в частности, до нуля. Снижение продолжительности внеплановых простоев составит ∆Tвij = ∆mij Tвij. Отметим, что результатом модернизации может являться не только снижение числа внеплановых остановов, но и снижение времени восстановления ∆tвij. Тогда ∆Tвij = mij ∆tвij. 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, ∆Уj = ∆Tвij 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 [6], 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. 42 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) ∆Эи = Э′и - Эи = (Д′и - З′и) - (Ди - Зи) = ∆Ди - ∆Зи , (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; ∆Эи — изменение интегрального эффекта от модернизации; ∆Ди — разность интегральных доходов вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО; ∆Зи — разность интегральных затрат вариантов с модернизацией и без модернизации. За расчетный период времени разность интегральных доходов вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО составит T T t=0 t=0 ∆Ди = Σ (Д′t - Дt)(1 + α)τ-t = Σ ∆Дt(1 + α)τ-t , (5) 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 ∆Д t = ∆Уjt, где в соответствии с формулой (3) ∆Уjt = ∆Tвijt Pj (yo+rj yk); ∆Tвijt = ∆mijtTвij — ожидаемое снижение продолжительности внеплановых простоев вследствие снижения числа остановов из-за отказов (∆mijt) в течение t-того года по i-той причине. Сумма ∆mijt 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 ∆mij = k µijТ Nj = Σ ∆mijt. Характер распределения снижения числа ожидаемых внеплановых остановов энергоблоков по годам ∆mij в течение расчетного периода влияет на величину ∆Ди в связи с дисконтированием и вносит неопределенность. Здесь возможны варианты: а) при ∆mij , кратном Т, число ожидаемых остановов mijt и соответствующие значения ∆Уjt равномерно распределяются по годам (усредненная оценка); б) в противном случае mijt и соответствующие значения ∆Уjt распределяются по годам неравномерно — с максимальными значениями в начале, середине или конце расчетного периода; в) при ∆mij < Т — для части лет (в начале, середине или конце расчетного периода) принимается mijt = 1, а для остальных лет — mijt = 0. Разность интегральных затрат ∆Зи вариантов с модернизацией ЭО и без модернизации за расчетный ЭКОНОМИКА период Т составит: T ∆Зи = Σ (∆Kt + ∆Иt)(1 + α)τ-t = t=0 T = Σ (∆Kt + ЦtТ∆BtТ+ na∆Kt + ∆Иtp)(1+ α)τ-1 , (6) t=0 где ∆Kt = K′t - Kt — капитальные вложения в модернизацию в момент времени t периода Т; ∆Иt = И′t - Иt — разность текущих издержек вариантов с модернизацией и без модернизации также для t-того года; ЦtТ — цена тонны условного топлива за период t; ∆ВtТ — 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); nа — средняя норма амортизации ЭО; ∆Иtр — изменение прочих затрат в t-том году в результате модернизации, в том числе прямых затрат на ремонт (в связи с уменьшением числа внеплановых ремонтов), оплаты труда, оплаты услуг сторонних организаций, в том числе расходов по испытаниям и обследованиям ЭО, общестанционных расходов и др. Тогда, как показано в [6], показатель интегрального эффекта, достигаемого в результате модернизации ЭО, определится обобщенной формулой T ∆Эи = Σ {∆Дt - [∆Kt(1+ na) + Ц tT∆BtT + ∆Иtp]}(1+ α)τ-t . (7) t=0 Аналогичный показатель оценки эффективности используется в [7] и в других источниках и называется «чистым дисконтированным доходом». Выбор вариантов распределения по годам ∆mij неизбежно является субъективным. Можно рекомендовать рассмотреть как усредненное распределение, так и другие варианты, наиболее вероятные для конкретного случая, чтобы оценить возможный диапазон значений ∆Эи для последующего принятия решения. Перспективно применение изложенного выше подхода к сравнению эффективности различных вариантов модернизации при одном и том же ∆m, поскольку при этом снижается влияние субъективности при распределении ∆m по годам на показатель интегрального эффекта. Пример расчета. Модернизация группы турбогенераторов (ТГ) путем замены статоров.Исходные данные. Расчетный период времени Т = 10 лет. Число генераторов в группе — Nj =10; мощность 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, 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./(кВт•ч); r = 0,5 (ожидаемая доля недоотпуска потребителям); yk = 1,8 руб./(кВт•ч). Средняя норма амортизации nа = 0,05. Изменение расхода топлива не учитывается (∆Вtт = 0). Расходы на амортизацию учитываются по мере замены статоров: А = nа Σ ∆Kt. Норма дисконта α = 0,12 (подход к выбору α рассмотрен в [6, 7]). Коэффициент приведения (1+ α)-t = (1+ 0,12)-t. Ожидаемое число отказов статоров рассматриваемой группы ТГ без модернизации в расчетный период составит ∆m = 0,082•10•10 , округляем до 8. Для 1-го варианта распределения по годам принимается равномерное распределение ожидаемого снижения числа отказов ∆mt: 0, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 0 (табл. 3). Соответственно распределяется по годам снижение ущерба от одного отказа ∆Уj =∆TвjPyo =208•320000•(0,9 +0,5•1,8)= =119,8 млн руб. Годовая составляющая ∆Эиt интегрального эффекта определится с учетом принятого распределения по годам капитальных вложений и числа отказов по формуле t ∆Эиt = {∆Дt - [∆Kt + na Σ ∆Kt + ∆Иtp]}(1+ α)-t . (8) 1 Расчеты интегрального эффекта ∆Эи и его составляющих по годам расчетного периода для ряда вариантов, различающихся распределением ∆mt, приведены в табл. 3-7. На рис. 3 показано накопление по годам ∆Эи для табл. 3 (вариант 1). Срок окупаемости составляет примерно 7 лет. Если принять неравномерное Таблица 3 Составляющие эффекта ∆mt ∆Tв, ч ∆Д=∆У, млн руб. -∆Kt=2Ц, млн руб. -А = nа Σ ∆Kt -∆Иtр, млн руб. (1+α)-t ∆Эиt, млн руб. Накопление ∆Эиt Показатель ∆Эи, млн руб. 1 2 3 0 0 0 -140 -7 -4 1/1,12 -134,8 -134,8 1 208 119,8 -80 -11 -5 1/1,122 19,0 -115,8 1 208 119,8 -80 -15 -6 1/1,123 13,4 -102,4 Номер года расчетного периода, t 4 5 6 7 1 208 119,8 -80 -19 -7 1/1,124 8,8 -93,6 1 208 119,8 -80 -23 -8 1/1,125 5,0 -88,6 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,126 46,5 -42,1 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,127 41,5 -0,6 8 9 10 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,128 37,1 36,5 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,129 33,1 69,6 0 0 0 0 -23 -5 1/1,1210 -9,0 60,6 204,4 - 134,8 - 9,0 = 60,6 43 4/2006 Рис. 3. Сравнение накопления интегрального эффекта ∆Эи для двух вариантов распределения дохода от замены статоров генераторов по годам (табл. 1 и 2) распределение по годам ожидаемого снижения числа отказов ∆mt, например, распределение ∆mt: 0, 0, 2, 2, 1, 1, 1, 1, 0, 0, то распределение ∆Эиt по годам изменится (табл. 4, рис. 3, вариант 2); получится также некоторое повышение показателя интегрального эффекта ∆Эи и снижение срока окупаемости (до 5,5 лет). Рассмотрение и других вероятных вариантов распределения ∆mt показывает, что срок окупаемости составит не менее 5 лет при прочих исходных данных, то есть не менее периода времени, требуемого для замены всех статоров данной группы турбогенераторов. 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, то есть в условиях дефицита мощности в регионе. Проверим влияние повышения надежности статоров по мере их замены (для распределений ∆mt, 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: ∆m = 0,082•8•9 = 5,9 (6 отказов — табл. 5 и 6). Как показано в табл. 5 и 6, показатель интегрального эффекта может стать отрицательным, то есть замена статоров перестанет окупаться уже после замены двух из них (рис. 4). Приведенные примеры показывают, что в ряде случаев экономически нецелесообразно заменять все статоры группы генераторов. Для распределения ∆mt, 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 ∆m до четырех вместо восьми (0,082•6•8 = 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 четырех лет. Таблица 4 Составляющие эффекта ∆mt ∆Tв, ч ∆Д=∆У, млн руб. -∆Kt=2Ц, млн руб. -А = nа Σ ∆Kt -∆Иtр, млн руб. (1+α)-t ∆Эиt, млн руб. Накопление ∆Эиt Показатель ∆Эи, млн руб. 1 2 3 0 0 0 -140 -7 -4 1/1,12 -134,8 -134,8 0 0 0 -80 -11 -5 1/1,122 -76,5 -211,3 2 416 239,6 -80 -15 -6 1/1,123 98,6 -112,7 Номер года расчетного периода, t 4 5 6 7 2 416 239,6 -80 -19 -7 1/1,124 84,9 -27,8 1 208 119,8 -80 -23 -8 1/1,125 5,0 -22,8 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,126 46,5 23,7 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,127 41,5 65,2 8 9 10 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,128 37,1 102,3 0 0 0 0 -23 -5 1/1,129 -10,1 92,2 0 0 0 0 -23 -5 1/1,1210 -9,0 83,2 313,6 - 230,4 = 83,2 Таблица 5 Составляющие эффекта ∆mt ∆Tв, ч ∆Д=∆У, млн руб. -∆Kt=2Ц, млн руб. -А = nа Σ ∆Kt -∆Иtр, млн руб. (1+α)-t ∆Эиt, млн руб. Накопление ∆Эиt Показатель ∆Эи, млн руб. 44 1 2 3 0 0 0 -140 -7 -4 1/1,12 -134,8 -134,8 1 208 119,8 -80 -11 -5 1/1,122 19,0 -115,8 1 208 119,8 -80 -15 -6 1/1,123 13,4 -102,4 134,2 - 165,2 = -31,0 Номер года расчетного периода, t 4 5 6 7 1 208 119,8 -80 -19 -7 1/1,124 8,8 -93,6 1 208 119,8 -80 -23 -8 1/1,125 5,0 -88,6 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,126 46,5 -42,1 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,127 41,5 -0,6 8 9 10 0 0 0 0 -23 -5 1/1,128 -11,3 -11,9 0 0 0 0 -23 -5 1/1,129 -10,8 -22,0 0 0 0 0 -23 -5 1/1,1210 -9,0 -31,0 ЭКОНОМИКА Таблица 6 Составляющие эффекта ∆mt ∆Tв, ч ∆Д=∆У, млн руб. -∆Kt=2Ц, млн руб. -А = nа Σ ∆Kt -∆Иtр, млн руб. (1+α)-t ∆Эиt, млн руб. Накопление ∆Эиt Показатель ∆Эи, млн руб. 1 2 3 0 0 0 -140 -7 -4 1/1,12 -134,8 -134,8 0 0 0 -80 -11 -5 1/1,122 -76,5 -211,3 2 416 239,6 -80 -15 -6 1/1,123 98,6 -112,7 Номер года расчетного периода, t 4 5 6 7 2 416 239,6 -80 -19 -7 1/1,124 84,9 -27,8 1 208 119,8 -80 -23 -8 1/1,125 5,0 -22,8 1 208 119,8 0 -23 -5 1/1,126 46,5 23,7 0 0 0 0 -23 -5 1/1,127 -12,6 11,1 8 9 10 0 0 0 0 -23 -5 1/1,128 -11,3 -0,2 0 0 0 0 -23 -5 1/1,129 -10,1 -10,3 0 0 0 0 -23 -5 1/1,1210 -9,0 -19,3 235,0 - 254,3 = -19,3 Таблица 7 Составляющие эффекта ∆mt ∆Tв, ч ∆Д=∆У, млн руб. -∆Kt=2Ц, млн руб. -А = nа Σ ∆Kt -∆Иtр, млн руб. (1+α)-t ∆Эиt, млн руб. Накопление ∆Эиt Показатель ∆Эи, млн руб. 1 2 3 0 0 0 -140 -7 -4 1/1,12 -134,8 -134,8 1 208 119,8 -80 -11 -5 1/1,122 19,0 -115,8 1 208 119,8 0 -11 -5 1/1,123 73,9 -41,9 Номер года расчетного периода, t 4 5 6 7 1 208 119,8 0 -11 -5 1/1,124 65,9 24,0 1 208 119,8 0 -11 -5 1/1,125 58,9 82,9 0 0 0 0 -11 -5 1/1,126 -8,1 74,8 0 0 0 0 -11 -5 1/1,127 -7,2 67,6 8 9 10 0 0 0 0 -11 -5 1/1,128 -6,5 61,1 0 0 0 0 -11 -5 1/1,129 -5,8 55,3 0 0 0 0 -11 -5 1/1,1210 -5,1 50,2 217,7 - 167,5 = 50,2 Рис. 5. Распределение суммарной продолжительности внеплановых простоев из-за отказов группы генераторов и в том числе статоров Рис. 4. Накопление интегрального эффекта ∆Эи по годам расчетного периода с учетом повышения надежности генераторов по мере замены статоров (табл. 3, 4), а также для варианта частичной замены статоров (табл. 5) 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. Для повышения экономической эффективности 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. 45 4/2006 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ВЫВОДЫ С целью исключения недооценки 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. 1. Концепция технической политики РАО «ЕЭС России». Перспективы электроэнергетики России. — Новое в российской электроэнергетике. № 2, 2006, www.rao-ees.ru 2. Основные направления программы действий по повышению надежности ЕЭС России, одобренные в целом Советом директоров ОАО РАО «ЕЭС России» на заседании 24 июня 2005 г., www.rao-ees.ru 3. Цветков В.А. Диагностика мощных генераторов. — М.: НЦ «ЭНАС»,1995. 4. 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. 5. Голоднова О.С. Типичные дефекты турбогенераторов, их причины и признаки, способы предупреждения, выявления и устранения. — Сб. докл. конф. к 50-летию ИПК госслужбы «Техническое перевооружение и ремонт энергетических объектов». — М.: ИПК госслужбы, 2002. 6. 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. 7. Шарнопольский Б.П. Методические основы определения коммерческой эффективности инвестиционных проектов в реконструкцию и техническое перевооружение тепловых электростанций. — М.: ИПК госслужбы, 2004. Вниманию энергетиков ! Вышел в свет «Справочник по ремонту турбогенераторов» Справочник содержит: • технические данные турбогенераторов с различными системами охлаждения мощностью до 1200 МВт • описание технологий ремонта основных узлов, принятых ремонтными предприятиями и заводамиизготовителями • информацию о наиболее характерных повреждениях отдельных узлов и деталей, способах выявления причин повреждений и рекомендации по их устранению • описание приспособлений, оборудования, специальных инструментов для ремонта турбогенераторов, а также характеристики материалов, применяемых при ремонте • методики обследования и испытаний для выявления дефектов с соответствующими нормативами, сведения по технике безопасности • основные сведения по организации и подготовке ремонтов, включая модернизацию, а также другие методические материалы. Справочник предназначен для руководителей энергетических предприятий, инженерно-технических работников, мастеров и бригадиров, занятых эксплуатацией и ремонтом турбогенераторов, а также конструкторов, технологов и расчетчиков проектно-конструкторских организаций и фирм электротехнического профиля. Авторы — Пузаков С.Е., Кутуков Л.Г., Завьялов Г.В., Ткачева Л.Н., Ростик Г.В., Голоднова О.С., подготовившие справочник, являются специалистами высокого класса, имеют большой практический опыт ремонта, модернизации и испытаний турбогенераторов. Объем справочника — 724 стр., формат А4. Твердый переплет. Цена — 900 руб. Издание «Справочника» осуществлено в ИПК госслужбы. «Справочник» можно заказать по адресу: 115035 г. Москва, ул. Садовническая, дом 77, стр. 1. ИПК госслужбы www.ipkgos.ru Телефон/факс: (495) 953-53-49, E-mail: mkg@ipkgos.ru (495) 953-05-25 rime@ipkgos.ru Для оплаты направляется счет; после оплаты по счету «Справочник» отправляется по почте наложенным платежом или может быть получен по указанному адресу. «Справочник» может быть приобретен за наличный расчет непосредственно в ИПК госслужбы по вышеуказанному адресу. 46