ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ АСУТП ЭНЕРГОБЛОКА №16 210 МВТ СУРГУТСКОЙ ГРЭС-1

Большая значимость проблемы модернизации энергетического оборудования (МЭО) усиливает важность выбора рациональной научно-технической политики в рассматриваемой области, учитывающей особенности экономической ситуации в стране, а также реальные особенности в условиях конкретного энергетического региона.

В данной главе представлены методические основы оценки эффективности модернизации энергетического оборудования, используемого на ГРЭС.

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

При экономическом обосновании проектов модернизации и реконструкции 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.

Это является одной из причин недостаточно активной реализации работ по повышению надежности действующего генерирующего энергооборудования. 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.

Общая схема проведения оценки эффективности модернизации энергетических объектов, состоящая из трех комплексных блоков, приведена на рисунке 3.2.

Блок 1	Расчет базовых финансово-экономических показателей
1. Интегральный эффект 2. Интегральные затраты 3. Срок окупаемости 4. Внутренняя норма эффективности

Блок 2

Оценка изменения интегрального эффекта, текущих издержек и интегральных затрат при проведении МЭО

Блок 3

Анализ результатов расчетов и формирование пакета целевых мероприятий по проведению МЭО

Рис. 3.2 - Схема проведения оценки экономической эффективности МЭО

В основу методики оценки экономической эффективности МЭО поставлена задача, предусматривающая определение наилучшего варианта модернизации по следующим базовым финансово-экономическим показателям (Блок 1):

1) интегральные затраты за расчетный период времени;

2) интегральный эффект за расчетный период времени;

3) срок окупаемости варианта модернизации;

4) внутренняя норма эффективности.

Разработка и поставка программно-технического комплекса (ПТК) ТПТС51 (Teleperm ME) для АСУТП энергоблока №16 210 МВт Сургутской ГРЭС-1 выполняется ЗАО «Интеравтоматика» (г. Москва).

Таблица 3.3. Стоимость проекта модернизации [ссылка на сайт]

Название	Цена, руб.
ПТК с базовым программным обеспечением	2 134556
Наладка и монтаж ПТК с проверкой всех информационных связей	88 189720
Работы по проектированию и разработке АСУТП	2 088760
Обучение оперативного и ремонтного персонала	8 22500
Итого	93 235536

Расходы на модернизацию АСУТП энергоблока №16 210 МВт складываются из затрат на приобретение оборудования, затрат на транспортировку и затрат на монтаж оборудования:

где К_пр – затраты на приобретение оборудования, руб.,

К_трансп – затраты на транспортировку оборудования, руб.,

К_монт – затраты на монтаж оборудования, руб.

Затраты на приобретение оборудования включают в себя стоимость ПТК базовым программным обеспечением, работы по проектированию и разработке АСТП и обучение оперативного и ремонтного персонала:

Затраты на транспортировку составляют 20% от затрат на приобретение оборудования:

Таким образом, общие расходы на модернизацию АСУТП энергоблока №16 210 МВт:

Время простоя котла в ремонте со старой схемой автоматизации:

где Т_раб – время работы котла, час/год;

Т_год – число рабочих часов в году (Т_год = 4763 ч).

Новая система регулирования позволяет сократить время простоя на 4%(. Определяем время простоя в новом варианте:

Рассчитаем КПД энергоблока до модернизации АСУТП, зная расход условного топлива на выработку электроэнергии

где – КПД котла до модернизации;

– удельный расход топлива на выработку электроэнергии до модернизации. [ссылка на отчет]

Переведем удельный расход топлива из г у.т./кВт∙ч в т у.т./МВт∙ч

КПД котла до модернизации составляет:

КПД котла после модернизации АСУТП

где – прирост КПД в результате модернизации.

В результате модернизации АСУТП КПД энергоблока повысится на 2%: (ссылка на сайт)

Количество выработанной и отпущенной электроэнергии

где – количество выработанной электроэнергии;

– установленная мощность станции;

– число часов использования оборудования;

– количество отпущенной электроэнергии;

затраты электроэнергии на собственные нужды

Затраты станции на собственные нужды составляют 3,9% от общей выработанной электроэнергии (ссылка)

Рассчитаем расход условного топлива после модернизации АСУТП, а также годовую экономию топлива

где – удельный расход топлива на выработку электроэнергии после модернизации;

– КПД энергоблока после модернизации

Годовой расход топлива, требуемый на отпуск электроэнергии:

Годовая экономия топлива после модернизации составит:

Экономия по топливной составляющей:

где Ц_топл – цена топлива, руб./т у.т.

Цена топлива составляет 2400 руб. за тонну условного топлива:

(Ссылки на отчет по станции)

Амортизационные отчисления на вновь введенное оборудование:

где ΔS_ам – амортизационные отчисления, тыс. руб./год,

Н_ам – норма амортизации, %, для средств автоматизации энергоблока принимаем Н_ам = 25%.

К – капитальные затраты, тыс. руб.,

Отчисления в ремонтный фонд:

где коэффициент отчислений в ремонтный фонд.

Суммарный экономический эффект включает:

Денежные поступления (ДП) от модернизации АСУТП энергоблока

где Э – экономический эффект, руб./год;

t_пр – налог на прибыль, %, t_пр = 20%

Простой срок окупаемости проекта модернизации АСУТП

где К – капитальные затраты, руб.,

ДП – денежные поступления, руб./год

Так как простой срок окупаемости PP < Т_н = 4 лет, проект является выгодным.

? Приняла Т_н = 4 лет , так как Гарантийный срок службы оборудования составляет 4 года (за весь период использования).

Гарантийный срок службы оборудования электростанций принимается в размере 10% от срока службы. Срок службы энергоблока составляет 40 лет (ссылка на паспорт оборудования)

Этот метод является наиболее простым, но он не учитывает изменение покупательной способности поступающих денежных средств во времени.

Для учета изменения покупательной способности поступающих денежных средств во времени определим дисконтированные денежные потоки и дисконтированный скор окупаемости.

Для дисконтирования применяется ставка, учитывающая влияние времени – норма дисконта d.

В качестве метода обоснования ставки дисконтирования выберем учет инфляции (i) и риски (r): .

Примем величину инфляции равной 10%. (для 2015года ссылка на сайт)

В качестве рисков будем рассматривать возможный выход из строя оборудования при нарушении условий ведения технологического процесса и возможное увеличение цены на топливо

Гарантийный срок службы оборудования составляет 4 года (за весь период использования).

Гарантийный срок службы оборудования электростанций принимается в размере 10% от срока службы. Срок службы энергоблока составляет 40 лет.

Дисконтированный срок окупаемости

проект является выгодным.

Рассчитаем следующие показатели эффективности проекта модернизации: чистый дисконтированный доход (NPV), индекс прибыльности (PI), ставка внутренней рентабельности (IRR).

Чистый дисконтированный доход - это разность между дисконти­рован­ными денежными потоками и дисконтированными инвестициями. Инвестиции осуществляются в начале реализации проекта, поэтому они не дисконтируются.

За весь период использования NPV > 0, значит, модернизация целесообразна.

Индекс прибыльности PI позволяет оценить относительную меру возрастания экономического потенциала фирмы, то есть размер дохода на 1 рубль инвестиций.

Проект является экономически выгодным, так как индекс прибыльности больше 1.

Внутренняя ставка рентабельности - значение ставки дисконтирования, при которой величина чистого дисконтированного дохода равна нулю:

Внутреннюю ставку рентабельности рассчитаем с помощью двух методов:

- аналитическим методом;

- методом итераций.

Расчет проводиться за срок окупаемости проекта модернизации.

За какой срок мне следует проводить расчет, если срок окупаемости 0,24 года? За 1 год?