Разработка методики оценки стоимости и эффективности модернизации асу тп на электростанциях
На правах рукописи
Асланян Андраник Шаваршович
Разработка методики оценки стоимости и эффективности модернизации АСУ ТП на электростанциях
Специальность 05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в энергетике)
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва, 2009г.
Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные системы управления тепловыми процессами» Московского энергетического института (технического университета).
Научный руководитель кандидат технических наук, профессор
Панько Марк Андреевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук,
Солдатов Виктор Владимирович
кандидат технических наук,
Тарасов Дмитрий Викторович
Ведущая организация: ОАО «НИИТеплоприбор»
Защита диссертации состоится “11” февраля 2009 г. в 14 ч. в аудитории Б-205 на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., дом 17.
Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим присылать по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., дом 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).
С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).
Автореферат разослан «____» ______________2009 г.
Ученый секретарь
Диссертационного совета Д 212.157.14
к.т.н., доцент Зверьков В.П.
Общая характеристика работы
Актуальность темы исследования. Уровень автоматизации электростанции на современном этапе – один из основополагающих показателей эффективности производства тепловой и электрической энергии и конкурентоспособности на рынке электроэнергии и мощности. Несмотря на довольно большой объем внедрения современных программно-технических комплексов (ПТК) при модернизации старых и создании новых АСУТП, в технической литературе отсутствуют данные по оценке технико-экономической эффективности АСУТП на их базе.
Появление ОГК и ТГК, как новой формы хозяйствования в энергетике, привело к более жестким требованиям к обоснованию необходимости внедрения полномасштабных АСУ ТП на базе современных ПТК при строительстве новых энергоблоков и модернизации старых. Связано это с тем, что в условиях недостаточности внешних инвестиций, особенно при реализации проектов модернизации устаревших АСУ ТП, управляющие компании вынуждены реализовать эти проекты за счет собственных средств. Это повышает их заинтересованность в экономической эффективности таких проектов.
Доля конденсационных энергоблоков, отработавших более 200 тыс. часов, в настоящее время оценивается на уровне 60%. В ближайшие 12-15 лет, в связи с отсутствием крупных инвестиций в энергетику, вывода таких блоков из эксплуатации не ожидается. Поэтому проблема модернизации их АСУ ТП с целью обеспечения надежной эксплуатации имеет особую актуальность.
В годовой выработке электроэнергии значительная доля принадлежит конденсационным энергоблокам, и от их надежной и экономичной работы во многом зависит эффективность функционирования энергетической системы страны в целом. В общем числе конденсационных энергоблоков более 70% блоков с турбинами К-200 и К-300. Модернизированными АСУТП оснащены 13 % блоков 200 МВт и 54 % блоков 300 МВт. Годовое число часов использования установленных мощностей этих блоков в настоящее время находится на уровне 3000-4000 часов, что свидетельствует об их работе в режиме регулирования нагрузки и подтверждает актуальность модернизации их АСУТП. Соответственно, актуально и проведение дальнейших исследований, направленных на усовершенствование методических положений по оценке технической и экономической эффективности модернизации АСУТП конденсационных энергоблоков.
Цель и основные задачи. Целью диссертационной работы является разработка методических положений оценки технико-экономической эффективности модернизации АСУ ТП с учетом особенностей работы электростанций на рынке электроэнергии и мощности.
Для достижения этой цели решались следующие задачи:
- разработка методических положений по оценке объемов капиталовложений при модернизации АСУТП на базе ПТК и дополнительных годовых затрат на эксплуатацию модернизированной АСУТП в зависимости от объемов функций и задач АСУ ТП;
- разработка методических положений по оценке составляющих технического и экономического эффекта при модернизации АСУТП с учетом особенностей и условий работы электростанций на рынке электроэнергии и мощности;
- оценка технико-экономической целесообразности модернизации АСУ ТП энергоблоков К-200 и К-300;
- разработка методических положений по оценке технико-экономической эффективности внедрения функции автоматизированного пуска.
Научная новизна работы заключается в следующем:
- усовершенствована методика оценки капиталовложений и эксплуатационных затрат при модернизации существующих АСУТП, с учетом рыночных условий работы электростанций;
- разработаны методические положения по оценке технического и экономического эффектов модернизации АСУТП энергоблока с учетом годовых режимов работы, объема функций и задач АСУТП, выполняемых ПТК, и рыночных условий их работы;
- впервые разработаны методические положения по оценке технико-экономической эффективности разработки и внедрения функции автоматизированного пуска энергоблока.
Конкретное и личное участие автора в полученных результатах заключается в следующем:
- усовершенствование методических положений оценки стоимости и эффективности реализации модернизации АСУТП на электростанциях;
- разработка методических положений по выбору основных составляющих технического и экономического эффекта при модернизации АСУТП и получение расчетных выражений по их оценке с учетом годовых режимов работы энергоблоков и условий их работы на рынке электроэнергии и мощности;
- разработка алгоритмов и проведение расчетов эффективности, анализ полученных результатов;
- организация и участие в обсуждении полученных результатов с экспертами-специалистами.
Достоверность полученных результатов обеспечивается:
- применением современных методов оценки технико-экономической эффективности;
- привлечением известных специалистов для экспертной оценки полученных впервые данных по эффективности внедрения функции автоматизированного пуска;
- совпадением полученных впервые результатов расчета с экспертной оценкой известных специалистов в области проектирования и эксплуатации АСУТП на базе ПТК.
Практическая ценность выполненной работы заключается в том, что были выполнены:
- расчет капиталовложений и дополнительных эксплуатационных затрат при модернизации АСУТП энергоблока;
- выбор основных составляющих технического и экономического эффекта при модернизации АСУТП для сравнения с базовым вариантом без модернизации;
- оценка необходимого экономического эффекта при известной величине капиталовложений для обеспечения заданного срока окупаемости;
- оценка технико-экономической эффективности разработки и внедрения функции автоматизированного пуска.
Апробация работы. Научные результаты и положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных
семинарах и заседаниях кафедры АСУ ТП МЭИ (ТУ), на XIII Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов “Радиоэлектроника, электротехника и энергетика”, 1-2 марта 2007 г. и на XIV Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов “Радиоэлектроника, электротехника и энергетика”, 28-29 февраля 2008 г.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано три печатные работы.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении описаны состав и структура, приведено краткое содержание глав диссертационной работы, обоснована актуальность и практическая значимость темы исследования.
В первой главе рассмотрено современное состояние проблемы оценки технико-экономической эффективности разработки и внедрения АСУТП. Приведена методика сравнения показателей технико-экономической эффективности различных мероприятий, в том числе по созданию и совершенствованию АСУТП, выполнен обзор критериев оценки инвестиционных проектов, рассмотрены особенности работы электростанций на оптовом рынке электроэнергии и мощности, определены цель диссертационной работы и задачи, решаемые в рамках поставленной цели.
На основе анализа существующих методов оценки технико-экономической эффективности АСУ ТП, выявлена необходимость проведения дальнейших исследований по их усовершенствованию известных методов с учетом расширенных возможностей ПТК и особенностей рыночных отношений в энергетике.
На основании обзора литературы дана характеристика проблемы:
1) Методические положения по оценке технической и экономической эффективности АСУ ТП (АСУ) энергоблоков и электростанций разрабатывались в 80-е годы прошлого века, базируются на критерии народно-хозяйственной эффективности и не учитывают особенности современных рыночных отношений в энергетике и особенностей построения новых и модернизации действующих АСУТП на базе ПТК;
2) Несмотря на достаточно широкое внедрение основной группы ПТК отечественных и зарубежных производителей при модернизации старых и строительстве новых энергоблоков ТЭС и АЭС, проблемы оценки технико-экономической эффективности АСУ ТП на их базе остаются нерешенными.
3) В настоящее время полномасштабная АСУ ТП на базе ПТК при строительстве новых энергоблоков рассматривается наравне с основным оборудованием как составная и необходимая часть энергоблока, и при расчете технико-экономической эффективности энергоблока в целом должна быть проведена оценка эффективности АСУ;
4) Особую актуальность представляет оценка технико-экономической эффективности модернизации устаревших АСУ ТП на базе современных ПТК;
Вторая глава посвящена постановке задачи технико-экономической эффективности модернизации АСУТП, разработке методических положений по оценке капиталовложений и эксплуатационных затрат при модернизации АСУТП. Так же дана оценка срока окупаемости при упрощенном подходе и решение обратной задачи – оценки требуемой величины годового экономического эффекта от модернизации АСУТП для обеспечения заданного срока окупаемости при известных затратах.
Простейшим критерием технико-экономической эффективности АСУТП на базе ПТК является срок окупаемости капиталовложений. Критерий для поставленной задачи с учетом особенностей АСУТП принимает следующий вид:
= 
,
где 
– суммарные капиталовложения на проектирование, разработку, пуск и освоение ПТК в целом в 
– м году; 
– капитальные вложения при i-ой замене вычислительной техники и базового ПО; 
– суммарный годовой эффект от внедрения АСУ ТП; 
- годовые затраты на эксплуатацию ПТК; 
- средние годовые издержки на амортизацию вычислительной техники (ВТ) и базового программного обеспечения (БПО); 
– порядковый номер года в период до расчетного; 
– порядковый номер года в период после расчетного (To); 
– расчетный период; 
– число лет, предшествующих расчетному году To.
Для оценки стоимости ПТК при наличии данных о числе каналов ввода/вывода рекомендуются:
метод “суммарных затрат” 
, где 
– удельная стоимость суммарных затрат на 1 канал (сигнал), руб/канал; 
– суммарное число каналов;
метод “удельных” затрат 
где 
– число составляющих затрат в (1); 
– удельные затраты по отдельным составляющим, руб./канал;
комбинированный метод 
= (
) 
+ 
, где 
– число составляющих, рассчитываемых методом “удельных” затрат; 
– число составляющих, рассчитываемых по абсолютной величине.
На основе обобщения нормативных данных выведено уравнение для определения нормативной численности подразделения, обслуживающего АСУТП.
Получена оценка необходимой годовой экономии при заданном сроке окупаемости капиталовложений на АСУ ТП. Из проведенных расчетов следует, что для окупаемости инвестиций в АСУ ТП мощного энергоблока за 
лет годовая экономия должна находится в пределах 20-30% от объема капиталовложений.
Третья глава посвящена разработке методических положений по оценке технического и экономического эффекта модернизации АСУТП энергоблоков с учетом объема функций АСУТП, выполняемых ПТК, годовых режимов работы энергоблоков и форм участия их на рынке электроэнергии и мощности.
Технико-экономическая целесообразность модернизации АСУ ТП на базе ПТК определяется в два этапа: первый – это определение технического эффекта (ТЭ), т.е. положительного изменения технических показателей функционирования энергоблока, вызывающих повышение эффективности и надежности; второй – определение экономического эффекта (ЭЭ), как денежного выражения ТЭ. В работе рассматриваются следующие составляющие технического эффекта от модернизации АСУТП:
1) снижение среднего уровня отклонения регулируемых параметров энергоблока от их расчетных значений; 2) повышение среднего уровня разряжения в конденсаторе; 3) повышение среднего значения КПД котла; 4) повышение КПД блока при работе его на пониженных нагрузках и в переходных режимах за счет применения скользящего регулирования пара на пониженных нагрузках и поддержания оптимальных скоростей изменения нагрузки в процессах разгружение-нагружение блока; 5) снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии за счет оптимизации состава генерирующего оборудования; 6) снижение расхода топлива за счет оптимального распределения нагрузки между генерирующим оборудованием; 7) изменение числа аварийных остановов блока по технологическим причинам; 8) изменение числа аварийных остановов блока по вине оперативного персонала; 9) оптимизация сроков проведения восстановительных ремонтов и технического обслуживания; 10) увеличение среднегодовой мощности и отпуска электроэнергии при участии энергоблока на рынке электроэнергии и мощности «на сутки вперед»; 11) то же при участии энергоблока на балансирующем рынке; 12) участие энергоблока в регулировании частоты в системе.
Для базового варианта, в качестве которого рассматривается сценарий работы энергоблока без модернизации АСУТП, принимается, что отсутствие ТЭ («упущенный» технический эффект) приводит к снижению годовой балансовой прибыли станции.
Для варианта с модернизацией АСУ ТП реализация технического эффекта приводит к экономическому эффекту, за счет: снижения затрат на топливо (п.п. 1-6); снижения эксплуатационных затрат (п. 7-9); увеличения прибыли станции (п.п.10-12).
Предлагается следующая методика оценки экономического эффекта от модернизации АСУТП:
1) составляется перечень параметров, изменение которых зависит от качества контроля управления – технический эффект
;
2) рассматривается сценарий работы энергоблока в базовом варианте, оценивается среднегодовое изменение каждого параметра 
в течение рассматриваемого периода времени – 
, (
– индекс текущего года);
3) вычисляются значения дополнительных затрат и снижение годовой балансовой прибыли за каждый год, как функций от 
; 
;
4) рассчитывается суммарное снижение дисконтированного дохода (прибыли) станции за рассматриваемый период по 
-му параметру и по совокупности “n” параметров:
5) рассматривается сценарий работы этого же энергоблока за тот же период времени с модернизацией АСУТП. Принимается, что в результате модернизации АСУ ТП происходит снижение отклонения параметра 
до значения 
, при этом:
,
где 
– коэффициент, учитывающий степень улучшения качества контроля и управления по 
-му параметру при модернизации АСУТП (
означает, что модернизация не дала эффекта, а 
– модернизация позволила полностью исключить изменение данного параметра).
6) рассчитываются остаточные значения изменения дополнительных затрат 
и годовой балансовой прибыли станции 
, как функция от 
,
7) рассчитывается экономический эффект модернизации АСУТП по каждому из рассматриваемых параметров;
8) рассчитывается суммарный экономический эффект по совокупности параметров, дисконтированный доход, чистый дисконтированный доход (ЧДД) за рассматриваемый период и срок окупаемости по критерию ЧДД = 0.
Исходными данными для оценки технического и экономического эффекта в условиях функционирования рынка электроэнергии и мощности являются: среднегодовые показателями работы энергоблока в зависимости от режима его работы; себестоимость и тариф отпущенной электроэнергии и их среднегодовые значения; стоимость условного топлива; среднегодовые ценовые характеристики электроэнергии в различных секторах рынка электроэнергии; нормативные показатели, необходимые для расчета себестоимости и тарифа.
Прогнозирование (оценка) среднегодовых показателей работы энергоблоков проводится на основе планируемых режимов их работы. В качестве исходных данных для текущего года для такой оценки задаются: установленная (номинальная) мощность - 
; число часов использования установленной мощности - 
; число часов работы блока - 
; число остановов в резерв - 
; число остановов (на техническое обслуживание, мелкие ремонты) - 
; доля собственных нужд - 
, удельный расход условного топлива при номинальной нагрузке 
и др.
Исходя из этих показателей, производится оценка годовых характеристик блока: годовая выработка и отпуск электроэнергии, среднегодовая нагрузка блока, расход условного топлива и рассчитываются:
- среднегодовое значение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии
,
- среднегодовой тариф на отпущенную электроэнергию
,
- годовая балансовая прибыль станции от продажи электроэнергии
.
В этих выражениях:
– средняя приведенная стоимость топлива; k – удельные капитальные вложения на блок; 
– среднегодовая зарплата.
При участии энергоблоков на конкурентном рынке прибыль станции рассчитывается по двум составляющим:
- балансовая прибыль от продажи всего годового объема отпущенной электроэнергии;
- балансовая прибыль от продажи по ценам конкурентного рынка дополнительного объема электроэнергии на этом рынке.
Для учета роста стоимости топлива и средней заработной платы принимается, что
где 
, 
- коэффициенты, определяющие удорожание топлива и повышение зарплаты в 
-м году по отношению к предыдущему году, отн. ед.
Составляющие технического и экономического эффекта определяются по изложенной ниже методике.
Изменение среднегодовой величины отклонений регулируемых параметров блока, определяющих экономичность работы оборудования и качество ведения технологического процесса, приводит к соответствующему изменению удельного расхода топлива на выработку и отпуск электроэнергии.
В базовом варианте отсутствие качественного регулирования приводит к увеличению средней величины отклонений этих параметров от их заданных значений и росту удельного расхода топлива.
Для базового варианта увеличение удельного расхода топлива за счет отклонения технологических параметров от их номинальных значений представляется в виде:
,
где 
, 
, 
, 
, 
- повышение удельного расхода топлива на блоке за счет отклонений температуры и давления острого пара, температуры пара после промежуточного перегрева, температуры питательной воды, температуры уходящих газов.
Увеличение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии за счет отклонения фактических значений регулируемых параметров от их оптимальных значений:
,
где 
- увеличение удельного расхода топлива на блоке за счет отклонения КПД котла; 
- увеличение удельного расхода топлива на блоке за счет отклонения давления пара в конденсаторе турбины от его оптимального значения.
В варианте с модернизацией качественное управление приводит к уменьшению средней величины отклонений влияющих параметров от их заданных значений (см. табл.) и соответствующему снижению удельного расхода топлива. Кроме этих составляющих, учитывается возможность получения дополнительного снижения удельного расхода топлива за счет применения скользящего регулирования давления пара и выбора оптимальных скоростей в процессах разгружения-нагружения.
Расчетные значения указанных отклонений в сравниваемых вариантах и значение коэффициента 
приведены в табл.1.
Таблица 1.
| № п/п | Регулируемый параметр | Размерность | Вариант без модернизации | Коэффициент  | Вариант с модернизацией | ||
| 1 | Температура свежего пара и пара после промперегрева |  | -3,0 | 0,67 | -1,0 | ||
| 2 | Давление свежего пара | МПа | -4,0 | 0,75 | -1,0 | ||
| 3 | Температура питательной воды |  | -3,0 | 0,67 | -1,0 | ||
| 4 | Температура уходящих газов |  | +6,0 | 0,67 | +2,0 | ||
| 5 | Давление пара в конденсаторе | % от Ропт | +0,75 | 0,70 | +0,2 | ||
| 6 | КПД котла | % | -0,4 | 0,75 | -0,1 | ||
Для оценки изменения удельного расхода топлива на блоке при отклонении технологических параметров от их номинальных значений используется выражение
,
где 
- поправка на удельный расход топлива на выработку электроэнергии в % на единицу изменения 
-го параметра; 
- расчетное значение изменения 
-го параметра.
В базовом варианте дополнительные “режимные” потери, связанные с переходными и нестационарными процессами в котле (из-за некачественного регулирования “топливо-воздух”, несоблюдения оптимальных скоростей изменения нагрузки и др.), составляют в среднем 
для газомазутных и 
для пылеугольных энергоблоков независимо от их мощности.
В варианте с модернизацией принимается, что поддержания оптимальных параметров и режимов работы элементов блока и блока в целом, в том числе при работе его на пониженных нагрузках позволяет полностью исключить указанные потери, т. е. 
=1.
Снижение прибыли станции в базовом варианте из-за увеличения удельного расхода топлива рассчитывается по выражению:
где 
- суммарное изменение удельного расхода условного топлива.
Экономический эффект по этому пункту в варианте с модернизацией рассчитывается с учетом того, что 
- суммарное снижение удельного расхода условного топлива в 
-ом году за счет снижения среднего уровня отклонения регулируемых параметров энергоблока от их расчетных значений с учетом коэффициента 
.
Возможность снижения расхода топлива при решении комплексной задачи выбора состава генерирующего оборудования и оптимального распределения заданной электрической нагрузки между генерирующим оборудованием обусловлена значительной неравномерностью суточных графиков электрической нагрузки и рыночными условиями работы электростанций. Экономия топлива и электроэнергии при решении задачи выбора состава генерирующего оборудования достигается за счет минимизации вынужденных потерь топлива и электроэнергии при прохождении провалов графика нагрузки и может составить 
от суммарного расхода топлива за этот период.
Экономия топлива при решении задачи оптимального распределения нагрузки в оперативном режиме при заданном составе генерирующего оборудования обусловлена возможностью учета фактического технического состояния каждого энергоблока. Размер экономии топлива при этом зависит от многих факторов (тип агрегатов, величина текущей нагрузки, вид энергетической характеристики и др.) и может составить от 0,5 до 1,2 %.
Число аварийных остановов блока в течение года зависит от текущего технического состояния энергоблока, качества ремонтного и технического обслуживания, квалификации оперативного персонала, режима работы оборудования и ряда других факторов. Определяющими факторами при этом являются: наработка блока до последнего капитального ремонта – 
; число текущих и средних ремонтов в период после последнего капитального ремонта и рассматриваемого года – 
, 
; наработка блока в период между последним капитальным ремонтом и текущим временем – 
; число остановов блока в резервное в период между последним капитальным ремонтом и текущим временем –
:
.
Для расчета числа аварийных остановов блока по этому выражению в работе использованы результаты исследований, имеющихся в технической литературе.
Принято, что в варианте без модернизации произойдет увеличение годового числа аварийных остановов на величину
,
где 
- прирост числа аварийных остановов, как следствие увеличения числа остановов в резерв; 
- прирост числа аварийных остановов из-за ухудшения качества управления технологическими процессами: 
- прирост числа аварийных остановов по причине ухудшения технического и ремонтного обслуживания; 
- увеличение числа аварийных остановов по вине оперативного персонала. Для каждой из этих составляющих в диссертации приведены расчетные выражения.
В варианте с модернизацией АСУ ТП снижение числа аварийных остановов блоков обусловлено выполнением эксплуатационных инструкций по пуску блока из различных тепловых состояний, повышением общей культуры эксплуатации и т.д. По экспертной оценке число аварийных остановов при этом сокращается на 30 %.
Снижение балансовой прибыли станции в базовом варианте из-за изменения числа аварийных остановов по технологическим причинам и по вине оперативного персонала оценивается по выражению
,
где 
- снижение прибыли за счет увеличения годовых затрат на топливо, необходимое на пуски после аварийных остановов; 
– снижение прибыли от недоотпуска электроэнергии в период восстановительных работ, необходимых для ликвидации аварий блока; 
– снижение прибыли за счет увеличения затрат на ремонтные работы по ликвидации аварий.
Экономия средств в варианте с модернизацией рассчитывается по выражению:
,
где первая составляющая – стоимость сэкономленного пускового топлива; вторая составляющая – увеличение прибыли за счет отсутствия финансовых потерь на оптовом рынке от недоотпуска электроэнергии; третья составляющая – увеличение прибыли за счет отсутствия платы за отклонение от планового отпуска электроэнергии.
Изменение затрат на ремонтное и техническое обслуживание обусловлено двумя факторами: изменением затрат на плановые ремонты, связанные с восстановлением технических показателей энергоблока; изменением затрат на восстановительный ремонт оборудования после аварийных остановов энергоблока.
Первая составляющая обусловлена ухудшением технико-экономических показателей оборудования энергоблока в период между очередными ремонтами. В базовом режиме отсутствие систем мониторинга и технической диагностики может привести к несвоевременному проведению технического и ремонтного обслуживания. Это приводит в периоды между очередными плановыми ремонтами к ухудшению условий теплообмена в теплообменных аппаратах, появлению отложений на внутренних и внешних поверхностях нагрева котла, заносу проточной части турбины, увеличению зазоров уплотнений турбины и регенеративных воздухоподогревателей и т.д. Следствием указанных изменений является нарушение оптимальных условий работы оборудования, чем и обусловлено ухудшение эффективности их работы. При проведении капитального ремонта часть указанных причин увеличения удельного расхода топлива устраняется.
Для оценки роста удельного расхода топлива в периоды между очередными капитальными ремонтами в базовом режиме в работе использованы имеющиеся в технической литературе оценочные данные, в соответствии с которыми рост удельного расхода топлива может составить 
%.
В варианте с модернизацией принимается, что наличие такой системы позволит уменьшить влияние этого фактора и снизить рост удельного расхода топлива до уровня 
% (
= 0,6).
Реализация мероприятий системного характера определяется возможностями прикладного программного обеспечения ПТК. К ним относятся: обеспечение выполнения диспетчерского графика без нарушений по мощности и отпуску электроэнергии, участие блока в балансирующем рынке электроэнергии и других системных услугах, участие блока в регулировании частоты и мощности в энергосистеме. В диссертационной работе приведены расчетные соотношения для оценки указанных составляющих.
Четвертая глава посвящена оценке технико-экономической эффективности модернизации АСУ ТП конденсационных энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт.
В соответствии с разработанной методики проведены расчеты ТЭ и ЭЭ для базового и модернизированного вариантов. Принимались следующие предпосылки и исходные условия расчетов ( в числителе для блоков 200, в знаменателе – для блоков 300 МВт):
- энергоблоки не полностью исчерпали расчетный (проектный) ресурс и без замены (или с частичной заменой) основного и вспомогательного оборудования могут работать еще как минимум 10 -12 лет (жизненный цикл АСУТП после ее модернизации);
- число часов использования установленной мощности – 2600/3200 ч.;
- число часов работы в течение года – 5500/6000 ч;
- удельный расход условного топлива при номинальной нагрузке – 0,328/0,324 кг/кВт.ч;
- удельный расход условного топлива при среднегодовой нагрузке – 0,348/0,338 кг/кВт.ч;
- число плановых остановов в течение года – 8-10;
- ремонтное обслуживание в рассматриваемый период проводится в соответствии с планом;
- математическое ожидание среднегодовых пусковых потерь топлива при аварийном останове блока рассчитывается по выражению
,
, 
, 
– вероятности пусков из холодного, полуостывшего и горячего состояний;
, 
, 
– потери (затраты) топлива при пусках из соответствующих тепловых состояний; 
– коэффициент, учитывающий потери топлива при останове блока.
- расчет потерь топлива определяется по выражению
,
где 
– удельные потери топлива для 
-го этапа пуска, т у. т/ч; 
– длительность 
-го этапа пуска, ч.; 
– этапы пуска; 
– вид пуска (из какого теплового состояния).
Для оценки влияния режима работы энергоблоков на уровень снижения прибыли станции были рассмотрены три сценария: оптимистический, когда годовое число часов использования установленной мощности остается на исходном уровне, средний и пессимистический - со снижением годового числа часов использования установленной мощности ежегодно на 50 и 100 часов соответственно. Принято допущение, что энергоблоки в рассматриваемом периоде работают по двусторонним договорам без участия на конкурентном рынке и на рынке системных услуг.
Анализ итогового снижения годовой балансовой прибыли ТЭС за счет рассматриваемых причин ухудшения финансово-производственной деятельности станций без модернизации АСУТП показывает, что снижение балансовой прибыли станции с блоками 200 и 300 МВт в процентном отношении примерно одинаковы. В зависимости от прогнозируемого режима работы блоков снижение балансовой прибыли станции может составить в среднем от 20 до 40%.
Расчет затрат на модернизацию АСУТП производится при следующих исходных положениях:
- нормальная эксплуатация модернизированной АСУТП начинается через 3 года после начала работ (проектные работы, закупка оборудования, полигонные испытания – 10 месяцев; монтаж оборудования на блоке, пуск и наладка – 4 месяцев; опытно-промышленная эксплуатация и сдача системы в промышленную эксплуатацию – 10 месяцев; освоение системы в ходе эксплуатации – 12 месяцев);
- распределение капитальных затрат на разработку и внедрение АСУТП: первый год – 70%, второй год – 30% от всего объема.
Принимается следующий режим использования мощности блоков в период проведения монтажно-наладочных работ и дальнейшей эксплуатации: в период проведения проектных работ и полигонных испытаний (10 месяцев) блок работает в соответствии с диспетчерским графиком (мощность принята за 1,0); в период монтажа и наладки (4 месяца) блок не работает (мощность равна нулю); в периоды опытно-промышленной эксплуатации и освоения мощность блока составляет 70 и 90%, соответственно, при этом учитывается снижение прибыли станции в 
-м году из-за недоотпуска электроэнергии
,
где 
– доля годовой выработки электроэнергии (по отношению к началу работ по внедрению АСУ ТП).
Потеря прибыли станции от недоотпуска электроэнергии в периоды монтажа, наладки и освоения АСУ ТП рассчитывается из условия работы станции по двусторонним договорам; среднегодовой тариф на отпускную электроэнергию соответствует его значениям для оптимистического сценария базового варианта. Как правило, монтаж, пуск и наладка АСУТП в целом проводятся в период планового капитального ремонта блока, и, следовательно, за этот период ущерб от недоотпуска электроэнергии не рассчитывается.
Расчет капиталовложений на модернизацию и дополнительные эксплуатационные затраты рассчитывались по методике, изложенной в гл. 2. Для учета неопределенности в дальнейших расчетах приняты 3 варианта объема капиталовложений: для блока К-200 – 200, 240, 280 млн. руб.; для блока К-300 – 240, 270, 300 млн. руб.
Расчет составляющих технического и экономического эффекта произведен в соответствии с методикой, изложенной выше. В качестве «базового» варианта для их расчета принят «оптимистический» сценарий работы энергоблоков без модернизации.
Для удобства расчетов и анализа полученных результатов составляющие экономического эффекта (ЭЭ) за счет модернизации АСУТП объединены в следующие группы:
П.1. Снижение затрат на топливо (п.п.1- 6 ТЭ);
П.2. Cнижение годовых эксплуатационных затрат (п.п.7-9 ТЭ):
П.3. Повышения прибыли станции (п.п.10-12 ТЭ).
ЭЭ по П.1 обусловлен повышением качества регулирования и управления технологическим процессом при работе энергоблока под нагрузкой, по П. 2 – оптимизацией пусковых операций и ремонтного обслуживания, по П.3 – участием энергоблока на рынке электроэнергии и в системных услугах.
Расчет годовой прибыли от продажи отпущенной электроэнергии на рынке производится в виде двух составляющих: первая – от реализации всей отпущенной электроэнергии по двусторонним договорам с гарантированной прибылью 12% от себестоимости (или 10,7% от тарифа на электроэнергию); вторая - от продажи части электроэнергии на конкурентном рынке по свободным ценам и от участия на балансирующем рынке.
При расчете дополнительной прибыли за счет участия энергоблоков на конкурентном рынке и на рынке системных услуг приняты следующие условия:
- среднегодовая величина доли продажи электроэнергии на конкурентном рынке остается постоянной по годам рассматриваемого периода и составляет 10 %, а превышение цены единицы электроэнергии на конкурентном рынке составляет 20 % по отношению к среднегодовым тарифам на отпуск электроэнергии;
- доля участия блоков на балансирующем рынке составляет 5 % от годового объема отпуска электроэнергии, а превышение цены единицы электроэнергии по отношению к предыдущему пункту составляет 20 %;
- принято, что блоки участвуют в нормированном первичном и автоматическом вторичном регулировании частоты сети, при этом надбавка к тарифу за отпускаемую электроэнергию для этих станций составляет 2 %.
Чистые дисконтированные затраты рассчитаны при коэффициенте дисконтирования 10 и 15 % и при ставке налога 25 и 36 %.
Анализ полученных данных показывает, что срок окупаемости (по критерию ЧДД = 0) составляет около 15 лет для блока 200 МВт и около 11 лет для блока 300 МВт (рис.1). Для вариантов с более высокими капиталовложениями срок окупаемости блоков выходит за пределы жизненного цикла.
Оценочные расчеты показывают, что если в качестве базового варианта принимать «пессимистический» сценарий работы энергоблоков без модернизации АСУТП, срок окупаемости сокращается на 1,5-2 года.
Проведен анализ составляющих экономического эффекта при модернизации АСУ ТП, показывающий, что наибольший эффект (свыше 40% от общего эффекта) обусловлен возможностью качественного выполнения системных обязательств станции при участии энергоблоков на конкурентном рынке электроэнергии и регулирования частоты системы.
В главе рассматривается также технико-экономическая эффективность разработки и внедрения функции автоматизированного пуска при модернизации энергоблоков при следующих условиях:
- принимается, что функция автоматизированного пуска (ФАП) реализуется на тех же технических средствах, что и АСУТП.
- алгоритм автоматизированного пуска базируется на эксплуатационных инструкциях пуска оборудования;
- как правило, при освоении модернизированной АСУТП в первую очередь персонал осваивает простые функциональные задачи контроля и управления, а затем только (через 2-3 года) более сложные опции АСУТП, в том числе ФАП, поэтому принимается, что нормальная эксплуатация ФАП начинается через 2 года после освоения ПТК.
В качестве критерия оценки технико-экономической эффективности принимается приведенный чистый дисконтированный доход, т.е.
,
где 
- затраты на разработку и внедрение ААП; 
- годовые эксплуатационные затраты; 
- экономия средств в 
-ом году.
Затраты на разработку и внедрение ААП:
,
где 
, 
- длительность разработки и освоения (опытно промышленной эксплуатации) ФАП; 
- число специалистов, задействованных в указанных этапах; 
- средняя годовая зарплата; 
- коэффициент учитывающий материальные затраты; 
- коэффициент сложности.
В качестве составляющих ТЭ при внедрении ФАП приняты:
П.1 - сокращение нормативной длительности пусковых операций;
П.2 – снижение числа пусков с превышением фактической длительности пусковых операций по отношению к их нормативной длительности;
П.3 - снижение числа аварийных остановов при проведении пусков.
Экономический эффект от реализации ФАП представляется в виде трех составляющих:
где 
- снижение затрат на топливо и увеличение прибыли станции за счет сокращения нормативной длительности этапов пуска; 
- то же за счет сокращения фактической длительности пусковых операций по сравнению с их нормативной длительностью; 
- то же за счет уменьшения числа аварийных остановов при проведении пусков.
Расчет проводился при следующих условиях и допущениях:
- нормативная длительность при реализации ФАП по экспертной оценке специалистов может быть сокращена на 15 % для подготовительных этапов и 10 % для этапа набора нагрузки, при этом экономический эффект составит:
где 
- общее годовое число пусков, 
- величина снижения пусковых потерь топлива для усредненного пуска; 
- дополнительный среднегодовой отпуск электроэнергии при усредненном пуске.
Экономический эффект при автоматизированном пуске за счет сокращения фактической длительности пусковых операций по сравнению с их нормативной длительностью оценивается как:
,
где 
- число автоматизированных пусков, для которых длительность пусковых операций соответствует нормативным; 
- дополнительный отпуск электроэнергии;
Сокращение числа аварийных пусков в результате внедрения ФАП по отношению к базовому варианту и с учетом того, что при рассмотрении эффекта от модернизации АСУТП без реализации ФАП учтено частичное снижение аварийного останова блока в размере 30 % от годового числа аварийных остановов по указанным составляющим, представляется в виде:
,
где 
- снижение числа аварийного останова блока по вине оперативного персонала; 
- то же по технологическим причинам; 
- коэффициент учитывающий снижение эффекта внедрения ФАП по причине возможного отказа программного обеспечения ФАП.
Результаты расчетов обобщены на рис.2. Из приведенных данных видно, что срок окупаемости ФАП составляет 5-6 лет для рассматриваемых блоков.
Основные выводы по работе
- Разработаны методические положения и алгоритмы:
- оценки объемов капиталовложений при модернизации АСУТП и дополнительных годовых затрат на эксплуатацию модернизированной АСУТП в зависимости от объема функций АСУ ТП;
- исследования технических и экономических последствий эксплуатации энергоблоков с морально и физически устаревшей АСУТП;
- оценки технико-экономической эффективности модернизации АСУТП и внедрения функции автоматизированного пуска энергоблоков;
2. Получены оценки необходимой годовой экономии средств от разработки и внедрения АСУТП в зависимости от требуемого срока окупаемости инвестиций. Показано, что эта величина находится в пределах 20-30 % от объема капиталовложений при сроке окупаемости инвестиций 
лет.
3. При модернизации АСУТП составляющие технического и экономического эффекта предложено разделить на следующие группы:
- снижающие расход топлива за счет: снижения дисперсии (отклонения) регулируемых параметров котла и турбины от их номинальных значений; выбора и поддержания оптимальных значений ряда технологических параметров на котле и турбине, в том числе при их работе на пониженных нагрузках; выбора оптимальных скоростей разгружения и последующего нагружения; выбора оптимального состава генерирующего оборудования и оптимального распределения электрической нагрузки между генерирующим оборудованием;
- снижающие годовые эксплуатационные затраты за счет: сокращения числа аварийных остановов блока по технологическим причинам и по вине оперативного персонала; уменьшения затрат на техническое и ремонтное обслуживание блока;
- увеличивающие прибыль станции за счет увеличения среднегодовой мощности и отпуска электроэнергии при участии энергоблока на рынке электроэнергии и мощности «на сутки вперед» и на балансирующем рынке, а также за счет его участия в регулировании частоты в системе.
4. Для каждого из указанных составляющих п.п. 3,4 получены расчетные выражения и проведены расчеты по оценке снижения или увеличения прибыли станции с учетом возможных вариантов участия энергоблоков конденсационного типа ( 200 и 300 МВт) на рынке электроэнергии и мощности.
5. Впервые разработаны методические положения по оценке технико-экономической эффективности разработки и внедрения функции автоматизированного пуска энергоблоков; показано, что ТЭ и ЭЭ ее внедрения обусловлены возможностью сокращения: нормативной длительности пусковых операций; фактической длительности пусковых операций по сравнению с их нормативной длительностью; числа аварийных остановов при проведении пусков. Получены расчетные выражения для оценки указанных составляющих, проведены оценочные расчеты, показывающие, что срок окупаемости внедрения этой функции АСУ ТП по критерию приведенного чистого дисконтированного дохода может составить 5-6 лет.
6. Показано, что возможный срок окупаемости инвестиций на модернизацию АСУ ТП на базе ПТК по критерию чистого дисконтированного дохода может составлять для блока 200 МВт 14-16 лет без дополнительной опции по автоматизированному пуску и около 13-14 лет с ее учетом, а для блока 300 МВт – 9-11 и 9-10 лет соответственно.
7. Анализ составляющих экономического эффекта при модернизации АСУ ТП показал, что наибольший ЭЭ (свыше 40% от общего эффекта) обусловлен возможностью качественного выполнения системных обязательств станции при участии энергоблоков на конкурентном рынке электроэнергии и регулирования частоты системы.
Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:
1. Асланян А.Ш, Аракелян Э.К., Панько М.А. // К оценке технико-экономической эффективности разработки и внедрения АСУ ТП ТЭС, реализованных на базе программно-технических комплексов// Вестник МЭИ – М., - 2009, № 1, С. 99-106.
2. Асланян А.Ш., Аракелян Э.К. Проблемы оценки технико-экономической эффективности внедрения АСУТП на базе программно-технических комплексов// Х11-ая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. // Тез. докл..- М.,2007. – Т.3, С. 182-183.
3. Асланян А.Ш., Аракелян Э.К.// Проблемы оценки объема капитальных вложений на разработку и внедрение АСУТП реализованных на базе программно-технических комплексов // XI11-ая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. // Тез. докл. – М., 2008. – Т.3, С. 174-175.
