Цена или надежность. Что важнее?

Вопрос «Цена или надежность?» представляется некорректным, надо считать и оценивать эффективность эксплуатации электрооборудования. При этом цена электрооборудования и стоимость его надежной эксплуатации не антагонисты, а факторы, которые необходимо учитывать при оценке экономической эффективности. В статье рассматриваются некоторые особенности этой оценки.

Известно, что за надежность надо платить. Плата идет на разных этапах жизненного цикла энергооборудования, в том числе электрооборудования (ЭО): за более надежную конструкцию в процессе ее проектирования и изготовления, за обеспечение надежности в процессе эксплуатации. При этом затраты относятся к разным субъектам. Сравнение экономических показателей надежности необходимо при проектировании новых электростанций, замене действующего или вышедшего из строя оборудования, при выборе поставщиков и типов ЭО, при выборе стратегии его эксплуатации и т.д. Для сопоставления цены электрооборудования с надежностью эксплуатации надо определить цену ненадежности.

Сравнение вариантов является правомерным только при условии одинакового результата. Например, для генерирующих компаний таким результатом является готовность к поставке электроэнергии в условиях, когда могут иметь место отказы. Тогда предметом сравнения должны быть затраты на поддержание заданной готовности оборудования, куда входят все работы по обеспечению как его конструктивной надежности, так и надежности эксплуатации.

Практически обычно идет речь о выборе типов нового оборудования, о замене старого ЭО новым, о модернизации действующего, а также о выборе стратегии эксплуатации: эксплуатация «до отказа» оборудования или его критического узла с последующим его аварийным ремонтом или заменой; замена ЭО в целом или основных узлов по достижении предельного срока эксплуатации; эксплуатация с ремонтным обслуживанием «по техническому состоянию»; планово-профилактические ремонты (ППР) по принятой схеме с заданной продолжительностью периода между капитальными ремонтами.

Выбор затруднен по следующим причинам. Во-первых, возможности оценки надежности техники ограничены ввиду неполноты или отсутствия статистических данных о повреждаемости. По новому оборудованию вообще нет статистики, а есть обещания поставщика. Лишь частично возможна замена статистики анализом конструкции для сравнительной оценки надежности. Во-вторых, более новое и более дорогое электрооборудование не обязательно более надежное, этому много примеров. Нельзя исключать также снижение надежности в начальный период эксплуатации (период приработки). В-третьих, надежность в процессе эксплуатации зависит не только от качества самой техники, но и от качества эксплуатации. Низкое качество может свести на нет все преимущества нового надежного оборудования. Высокое качество эксплуатации может обеспечить высокую надежность эксплуатации ЭО, отработавшего нормативный срок службы.

Многоплановость проблемы не позволяет дать однозначный ответ на поставленный вопрос, что важнее – цена оборудования или его эксплуатационная надежность. Сам этот вопрос обусловлен недооценкой эффективности повышения надежности эксплуатации ЭО при разработке бизнес-планов модернизации энергопредприятий, что приводит к практическому отсутствию в этих планах мероприятий по повышению надежности, то есть не инвестируются необходимые средства в модернизацию с повышением надежности действующего оборудования (за исключением его полной замены).

Можно рекомендовать далеко не оригинальный, но наиболее обоснованный подход к решению указанного вопроса – выбор варианта модернизации по критерию экономической эффективности с использованием различных известных показателей: максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД) или максимальный интегральный эффект за расчетный период времени Т (Эи); индекс доходности (ИД); внутренняя норма прибыли (ВНП); срок окупаемости капиталовложений (Ток). Наиболее общим для всех субъектов является критерий ЧДД (или Эи).

Например, для генерирующих компаний при сравнении вариантов модернизации по критерию экономической эффективности надо ответить на вопросы:
• какой вариант обеспечения требуемой готовности генерирующего ЭО в расчетный период времени Т обеспечит более высокий ЧДД (Эи)?
• каков срок окупаемости капиталовложений Ток в обеспечение надежности генерирующего оборудования, то есть требуемой готовности его?
В любом случае надо рассматривать конкретные варианты модернизации, имея в виду, что подготовка, разработка и внедрение проекта модернизации, как правило, происходят не единовременно, а поэтапно, с распределением затрат и доходов по годам в течение расчетного периода времени Т. Базовым вариантом для сравнения может быть принято исходное состояние до модернизации.

Интегральный эффект за расчетный период времени Т для базового варианта:

Эи = Ди - Зи,

где Ди – совокупный (интегральный) доход от реализации электроэнергии (и других поступлений) за период Т;
Зи – интегральные затраты за расчетный период времени Т.

Для варианта с модернизацией те же величины обозначим соответственно: Э’и, Д’и, З’и, то есть:

Э’и = Д’и - З’и.

Интегральные затраты включают в себя единовременные затраты и ежегодные издержки. Основные единовременные затраты при проведении модернизации: оценка технического состояния оборудования, проектирование, разработка технологического процесса, приобретение ЭО для полной замены или его узлов для частичной замены, приобретение материалов, монтажные и ремонтные работы, испытания оборудования, техническая оценка эффективности модернизации.

Учитываемые ежегодные издержки при сравнении вариантов модернизации ЭО: закупка топлива, текущий контроль технического состояния ЭО, аварийно-восстановительные ремонты, недовыработка и недоотпуск электроэнергии, связанные с отказами техники, техническое обслуживание и плановые ремонтные работы, обследования и испытания.

В начале расчетного периода Т – в течение периода модернизации Тм – З’и обычно превышает Д’и, то есть имеет место отрицательный эффект Э’и. Далее по достижении Ток разность между Ди и Зи становится равной нулю, после чего положительный эффект Э’и возрастает в течение периода эксплуатации Тэ = Т - Тм до максимальной величины.

При успешной модернизации в конце расчетного периода Э’и должен превышать Эи, то есть:

Э’и - Эи = ΔЭи > 0.

Именно превышение интегрального эффекта ΔЭи, наступающее благодаря модернизации в течение расчетного периода времени Т, удобно использовать в качестве основного показателя для сравнения вариантов и оценки эффективности варианта с модернизацией ЭО. Доходы и затраты, связанные с модернизацией, должны распределяться по годам периода Т с соответствующим дисконтированием. Срок окупаемости должен быть менее расчетного периода (Тм < Ток < Т) и не должен превышать остаточный ресурс ЭО.

Условия эффективности модернизации:

ΔЭи > 0 и Ток < Т.

В противном случае вариант заведомо неприемлем.

Итак, показатель интегрального эффекта:

ΔЭи = Э’и - Эи = (Д’и - З’и) - (Ди - Зи) = ΔДи - ΔЗи,
где ΔДи – разность интегральных доходов вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО;
ΔЗи – разность интегральных затрат вариантов с модернизацией и без модернизации ЭО.

В качестве примера рассмотрим задачу сравнительной оценки экономической эффективности вариантов модернизации турбогенераторов (ТГ), выработавших нормативный срок службы, в целях повышения надежности эксплуатации. Модернизация может включать в себя замену ТГ в целом или замену различных его узлов (статора, ротора и др.)

За расчетный период времени T с учетом дисконта разность интегральных доходов ΔДи и разность интегральных затрат ΔЗи составят (формулы 1, 2):
В качестве экономического результата модернизации с повышением надежности рассматривается снижение ущерба от внеплановых остановов (отказов, вынужденных простоев) ТГ, что непосредственно влияет на разность доходов ΔДt в t-ый год периода Т.

ΔДt = ΔУt + Дtдоп,
где ΔУt – снижение ущерба от внеплановых остановов в результате модернизации;
Дtдоп – дополнительный доход от снижения компенсационных выплат за недоотпуск электроэнергии и неготовность ТГ.

Оценка ожидаемого снижения ущерба от внеплановых остановов (вынужденных простоев) в предстоящий период планирования имеет ряд особенностей, связанных с вероятностным характером рассматриваемых событий.

 

 

 

1. Оценка ожидаемого снижения ущерба должна выполняться для группы ТГ (энергоблоков) и заданного расчетного периода времени Т. Необходимые исходные данные должны определяться на основании статистического анализа ретроспективной информации.

2. Если неизвестны вероятностные модели и их параметры, необходимые для достоверного прогнозирования количества внеплановых остановов из-за отказов некоторого узла в рассматриваемый период и соответствующего времени восстановления (продолжительности вынужденных простоев), то в качестве необходимых исходных данных рекомендуется принимать средние данные по частоте µ внеплановых остановов и времени восстановления для одного отказа Tв за некоторый предыдущий период по группе однотипных ТГ; исходные данные для расчета ΔУt представлены в табл. 1.

3. 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, штрафами за неготовность ТГ, а также снижением дополнительных выплат по ДПМ.

4. Поскольку снижение ущерба является доходной составляющей, следует учитывать налог на прибыль.

5. Не всякий внеплановый останов ТГ сопровождается недоотпуском электроэнергии, поскольку последний зависит от графика нагрузки, от величины резерва мощности и от ряда других причин, например от продолжительности суточного максимума нагрузок. Данные о вероятности недоотпуска электроэнергии (или о средней величине отношения недоотпущенной электроэнергии к внеплановой недовыработке r) и об удельной стоимости yk компенсирующих выплат потребителям рекомендуется определять на основе статистических данных конкретного региона, поскольку они существенно отличаются для различных регионов. Тарифы на электроэнергию, а также дополнительные выплаты по ДПМ и за готовность определяются НП «Совет рынка» и ФСТ для конкретных энергокомпаний и регионов.

 

6. Техническую 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.

 

7. Расчетный период времени Т и количество турбогенераторов (энергоблоков) N в рассматриваемой группе для конкретного варианта модернизации рекомендуется выбирать так, чтобы ожидаемое количество внеплановых остановов (отказов) в этот период было не менее единицы, иначе результат модернизации неочевиден и расчет теряет смысл. Так, при µ = 0,01 год-1 и N = 10 расчетный период Т должен быть не менее 10 лет при k = 1.

 

 

Суммарное ожидаемое количество внеплановых остановов m из-за отказов в течение расчетного периода Т для N турбогенераторов определяется по формуле m = µТN. Снижение количества внеплановых остановов Δm в течение всего расчетного периода Т в результате модернизации составит Δm = km, где k – коэффициент эффективности модернизации (k ≤ 1); полученное число округляется до целого значения ΔmТ. Должно быть задано априори ожидаемое распределение снижения количеств внеплановых остановов энергоблоков по годам расчетного периода, то есть mt для каждого t-го года, при условии ΔmТ = Σ mt.

Итак, снижение ущерба ΔУt от внеплановых остановов в течение t-го года для рассматриваемой группы ТГ мощностью P упрощенно определяется по формуле:

ΔУt = mtTв P (r yo + yk).

С учетом всех составляющих показатель интегрального эффекта, достигаемого в результате повышения надежности группы ТГ, определится обобщенной формулой (формула 3).

 

 

 

Эта формула позволяет сопоставить единовременные затраты на модернизацию (или замену) ТГ с предполагаемым доходом от повышения надежности и провести анализ влияния этих факторов.

Интересен  результат расчета показателя интегрального эффекта ΔЭи в течение периода Т = 10 лет от повышения надежности группы из десяти ТГ мощностью 320 МВт путем замены статоров (по два статора в год в течение пяти лет). Без замены статоров в период Т произошли бы восемь отказов ТГ. В результате замены статоров ТГ интегральный эффект ΔЭи за период Т составляет 60 ÷ 80 млн рублей. Срок окупаемости Ток = 5,5 ÷ 7 лет.

Варьируя исходные данные, можно оценить их влияние на показатель интегрального эффекта и срок окупаемости модернизации.

Возрастание капиталовложений (цен) увеличивает срок окупаемости и снижает ΔЭи. В вышеприведенном примере увеличение цены нового статора всего на 50% приводит к выходу срока окупаемости за пределы расчетного периода, то есть Ток > Т, что неприемлемо.

Возрастание нормы дисконта, текущих издержек, ставки налога на прибыль, цены топлива также увеличивает срок окупаемости и снижает ΔЭи.

Увеличение тарифа на электроэнергию, повышение компенсационных выплат и штрафов, наоборот, снижает срок окупаемости и повышает ΔЭи. Распределение составляющих затрат по годам также может оказывать влияние на ΔЭи и Ток.

В настоящее время при искусственно сдерживаемых тарифах на электроэнергию, индексируемой цене топлива и сравнительно невысоких компенсационных выплатах и штрафах за неготовность электрооборудования, а также при значительном резерве установленной мощности можно ожидать, что экономическая эффективность замены оборудования новым, особенно при высокой цене последнего, будет низкой. Поэтому для экономически эффективного повышения надежности следует отдавать предпочтение малозатратным модернизациям, особенно тем, которые не сопровождаются необходимостью амортизационных отчислений. К последним относятся, например, повышение качества технического обслуживания оборудования (в том числе диагностические обследования с целью раннего выявления дефектов с устранением их при ППР), усовершенствование систем технологического контроля (интеллектуализация), повышение квалификации персонала (значительная часть отказов техники связана с человеческим фактором).

Следует отметить, что сочетание повышения надежности с повышением мощности генерирующего оборудования резко повышает экономическую эффективность модернизации. Так, известно, что повышение мощности турбогенераторов возможно за счет совершенствования систем охлаждения, высоковольтной изоляции и узлов крепления. Известны примеры повышения мощности до 15% при тех же установочных габаритах. Возвращаясь к примеру расчета по турбогенератору, можно показать, что даже небольшое повышение мощности – всего на 5%, которое в ряде случаев может быть достигнуто за счет использования тепловых запасов по статору и (или) ротору ТГ, в разы увеличивает показатель интегрального эффекта ΔЭи и снижает срок окупаемости. Поэтому при замене генератора, статоров или роторов ТГ предпочтительны варианты с повышением мощности. Конечно, если турбина и другое оборудование генерирующей цепочки позволяют реализовать эту возможность.

Многие крупные генерирующие компании за рубежом уделяют большое внимание повышению надежности эксплуатации турбогенераторов. В результате большой работы, проведенной фирмой ENEL (Италия) по повышению надежности ТГ, средний коэффициент неготовности (unavailability %) в течение ряда лет снизился с 1,6 до 0,6%. Существенные результаты дал комплексный подход к повышению надежности ТГ (модернизация, строгий контроль качества, эксплуатационный мониторинг, обу­чение персонала, связанного с ТГ), реализованный фирмой ESKOM (Южная Африка): коэффициент неготовности снизился с 3 до 0,2%.

Следует отметить, что на международной выставке Russia Power 2014 было уделено большое внимание повышению качества и надежности электрооборудования, повышению качества эксплуатации и технического обслуживания.