18	Электрические станции, 2001, ¹ 11

По поводу статьи Славиной Н. А., Косматова Э. М., Барыкина Е. Е. “О методах распределения затрат на ТЭЦ”

Денисов В. И., доктор эконом. наук

ЭНИН им. Г. М. Кржижановского

В статье рассматриваются два вопроса: о рас­ пределении расхода топлива между электрической и тепловой энергией при ее производстве комбинированным способом на ТЭЦ и о методах форми­ рования тарифов для ТЭЦ, применяемых в ряде стран Западной Европы и США.

По первому вопросу дана характеристика 12 методов распределения топлива и по шести из них выполнено сравнение получаемых по этим мето­ дам удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии. Содержащаяся по этому вопросу информация представляет определенный интерес. Вывод же, сделанный на осно­ ве сравнения, сводится лишь к констатации оче­ видного и общеизвестного факта о существенном влиянии метода распределения топлива на результаты расчетов.

Из краткого обзора подходов к формированию тарифов для ТЭЦ за рубежом следует, что методы, применяемые в разных странах, имеют существенные различия, в том числе используются методы, основанные на распределении расхода топли­ ва между электрической и тепловой энергией. Это свидетельствует о том, что зарубежный опыт ис­ пользования рыночных отношений в электроэнер­ гетике не отвергает методов формирования тари­ фов для ТЭЦ, основанных на распределении рас­ хода топлива между электрической и тепловой энергией.

В заключительной части статьи авторы предла­ гают “устанавливать тарифы на энергию ТЭЦ с учетом конъюнктуры, складывающейся на рынках электрической и тепловой энергии”. С такой реко­ мендацией трудно не согласиться. Однако данная рекомендация является всего лишь пожеланием, не раскрывающим существа задачи.

При исследовании конкурентоспособности ТЭЦ на рынке электрической и тепловой энергии следует рассматривать три разновидности конку­ ренции.

Первая – это конкуренция проектов комбини­ рованной и раздельной схем энергоснабжения. Эта разновидность возникает в двух случаях:

при разработке схем энергоснабжения вновь проектируемого объекта (промышленного пред­ приятия или нового города), требующего значите­ льного количества тепловой энергии, но не имею­ щего источников теплоснабжения;

при невозможности обеспечения прироста по­ требности в тепловой энергии действующими ис­ точниками тепла в районе их расположения.

В этих случаях возникает необходимость про­ ведения конкурса проектов энергоснабжения, в числе которых могут участвовать и проекты стро­ ительства или расширения ТЭЦ.

Вторая разновидность конкуренции – это кон­ куренция действующей ТЭЦ с действующими котельными, работающими на общую тепловую сеть, при условии, что и ТЭЦ, и котельные имеют недогруженные тепловые мощности.

Третья разновидность конкуренции – конку­ ренция действующей ТЭЦ с вновь сооружаемым источником тепловой энергии, в качестве которого может выступать котельная или установка, испо­ льзующая вторичные энергоресурсы.

Методы оценки конкурентоспособности ТЭЦ на рынке электрической и тепловой энергии должны прорабатываться с учетом особенностей, характерных для каждой разновидности конкурен­ ции.

Так, при первой разновидности конкуренции необходимо оценивать и сравнивать в полном объ­ еме две схемы энергоснабжения: с комбинированным и раздельным способами производства элект­ рической и тепловой энергии. При этом в качестве критерия вполне может применяться минимум суммарных дисконтированных затрат за расчетный период, в качестве которого может принима­ ться либо продолжительность жизненного цикла варианта, имеющего наименьший срок службы, либо заданный срок возврата вкладываемого капи­ тала.

При второй разновидности конкуренция орга­ низуется на ценовой основе. Ценовая конкуренция в данном случае должна быть организована по четко отработанным правилам, не допускающим недобросовестной конкуренции. Это означает, что должен быть установлен контроль за обоснован­ ностью цен конкурирующих источников тепла. Для котельных необходимо разработать порядок обоснования и контроля минимально допустимой цены (тарифа) на вырабатываемое тепло. Для ТЭЦ ограничивающим условием является цена (тариф) на рынке электроэнергии. В рамках этих ценовых ограничений и должна осуществляться конкурен­ ция действующих ТЭЦ и котельных.

Третья разновидность конкуренции возникает, когда теплоэнергию действующей ТЭЦ пытаются

Электрические станции, 2001, ¹ 11	19

вытеснить вновь сооружаемой котельной. Эта кон­ куренция характеризуется рядом особенностей.

Во-первых, для действующей ТЭЦ и вновь со­ оружаемой котельной по-разному будут формиро­ ваться ценовые показатели. В тариф на тепло, вырабатываемое вновь сооружаемой котельной, бу­ дет включаться, как правило, составляющая, учи- тывающая возврат капитала. Эта составляющая в тарифе действующей ТЭЦ в настоящее время от­ сутствует, что создает ей определенные преиму­ щества.

Во-вторых, непростая ситуация складывается с конкуренцией ТЭЦ и вновь создаваемым источни­ ком теплоэнергии на промышленном предприя­ тии. Суть вопроса сводится к следующему. Тариф на теплоэнергию от ТЭЦ может сравниваться с расчетным тарифом промышленной котельной. Но при таком подходе требуется некоторым образом определить прибыль или рентабельность, учитываемую в тарифе для котельной.

Однако может существовать и другой подход, при котором тариф на тепло от ТЭЦ сравнивается с себестоимостью тепла, вырабатываемого промышленной котельной. Возможность использова­ ния такого подхода связана со следующим обстоя­

тельством. Уменьшение затрат предприятия на оплату теплоэнергии при оценке ее по себестои­ мости производства в собственной котельной мо­ жет способствовать удешевлению основной про­ дукции промышленного предприятия и увеличе­ нию ее поставки на рынок, а как следствие, увели­ чению общей массы прибыли, обеспечивающей повышение рентабельности предприятия в целом.

Вопросы, которые необходимо решить при пе­ реходе ТЭЦ к работе в рыночных условиях, не ис- черпываются учетом рассмотренных особенно­ стей при оценке конкурентоспособности ТЭЦ. Пока что не так уж и много конкурентов, способных вытеснить действующие ТЭЦ с рынка тепло­ энергии. Вместе с тем, ТЭЦ могут оказываться неконкурентоспособными на рынке электроэнергии из-за низкой платежеспособности потребителей тепла, например, населения.

Таким образом, по мере формирования рыноч- ных отношений в электроэнергетике должны быть разработаны конкретные рекомендации по оценке конкурентоспособности ТЭЦ и правила работы ТЭЦ на рынках электрической и тепловой энер­ гии.

О ресурсе энергетических объектов

Кучеров Ю. Н., доктор техн. наук, Купченко В. А., Демкин В. В., инженеры

РАО “ЕЭС России” – АО “Фирма ОРГРЭС”

В последнее время в различных аналитических материалах по функционированию и развитию электроэнергетики присутствует мысль о скором выбытии из эксплуатации значительного числа энергетических мощностей из-за исчерпания ре­ сурса работы оборудования. В докладе “О мерах по совершенствованию топливной политики в электроэнергетике”, рассмотренном на расширенном пленарном заседании Научно-технического совета РАО “ЕЭС России” 28 III 2000 г., отмечено, что в настоящее время исчерпало свой ресурс око­ ло 20% энергетического оборудования, а к 2015 г. в составе действующего парка доля такого обору­ дования возрастет до 60%.

Однако такой подход является упрощенным и содержит ряд неточностей. В первую очередь, это связано с различным толкованием специалистами аспектов надежности объекта и различной трак­ товкой соответствующих терминов и определе­ ний.

Главным фактором, препятствующим дальнейшему использованию оборудования (объекта), яв­ ляется достижение им предельного состояния –

состояния, при котором дальнейшая эксплуатация

оборудования (объекта) недопустима или нецеле­ сообразна, либо восстановление работоспособно­ го состояния невозможно или нецелесообразно [1].

Отечественное энергомашиностроение исполь­ зовало практику, принятую в военной промышленности, когда срок службы объекта определялся назначенным ресурсом – суммарной наработкой, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. Дальнейшая эксплуатация была воз­ можна только после проведения восстановительных работ и назначения нового ресурса.

Учитывая тот факт, что в электроэнергетике использовалось единичное или мелкосерийное оборудование достаточно большой мощности и га­ баритов, проведение полномасштабных восстановительных работ объекта за пределами назначен­ ного ресурса требовало значительных затрат.

Вместе с тем, недостаточное научное обосно­ вание при назначении ресурса, завышенные коэффициенты запаса прочности, а также работа энер­ гетического оборудования с фактическими пара­ метрами (температура и давление пара), ниже рас- четных, привели к тому, что при выработке назна-

20	Электрические станции, 2001, ¹ 11

ченного ресурса и установленного срока службы техническое состояние оборудования было далеко от предельного состояния.

Чтобы не подвергать отрасль излишним финансовым и материальным затратам, было приня­ то решение отойти от понятия назначенный ресурс и определять исходя из статистических наблюде­ ний и обследований каждого вида оборудования (парка), так называемый, парковый ресурс.

Парковый ресурс (термин не гостовский, вве­ ден решением Минэнерго СССР от 28.05.85 [2]) – суммарная наработка однотипных по конструк­ ции, маркам стали и условиям эксплуатации эле­ ментов теплосилового оборудования, которая обеспечивает их безаварийную работу при соблю­ дении требований эксплуатации и планово-преду- предительных ремонтов (ППР). Парковый ресурс для ответственных элементов теплосилового обо­ рудования, работающего в условиях избыточного давления и температур, близких к пределу ползу­ чести металла, принимается в соответствии с ти­ повой инструкцией [3], распространяющей свое действие на оборудование и элементы, работаю­ щие при номинальном давлении выше 3,9 МПа.

Парковый ресурс определяется для следующих элементов теплосилового оборудования:

паровых котлов, включая барабаны, поверхно­ сти нагрева, опускные трубопроводы, коллекторы, пароперепускные паропроводы;

крепежных деталей турбин и арматуры; паропроводов 1 и 2 категорий, не входящих в

состав котла; паровых турбин, элементы которых работают в

условиях ползучести металла.

Парковый ресурс турбин различной мощности приведен в таблице.

Наименьший парковый ресурс в 100 тыс. ч имеют паровые турбины К-500-240 (АО ЛМЗ, ОАО “Турбоатом”), К-800-240, К-1200-240 (АО ЛМЗ), а также отдельные элементы трубопрово­ дов из стали 12Х1МФ.

Парковый ресурс для большинства элементов

не является предельным сроком эксплуатации. Парковый ресурс, порядок, периодичность и

объемы эксплуатационного контроля металла в

пределах паркового ресурса, определение мест проведения контроля, критерии оценки работо­ способности элементов теплоэнергетического оборудования и порядок продления сроков сверх паркового ресурса регламентирует [3].

Объект, который исчерпал свой парковый ре­ сурс, требует индивидуального обследования спе­ циализированной организацией, как правило, ве­ домственной принадлежности, с целью определе­ ния возможности его дальнейшей эксплуатации.

Дальнейшее увеличение ресурса работы, как правило, может быть осуществлено на основе:

расчетов индивидуального остаточного ресур­ са – суммарной наработки объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние или до момента следую­ щего обследования;

анализа опыта эксплуатации и результатов кон­ троля металла данного оборудования за весь срок службы;

результатов индивидуального контроля метал­ ла после исчерпания индивидуального ресурса.

Следует отметить, что понятие “ресурс” отно­ сится к объектам, имеющим в своем составе ответственные элементы, которые являются потенциальными источниками опасности, т.е. представ­ ляют угрозу для жизни и здоровья людей и окру­ жающей природной среды.

В иных случаях на объекты (прочее оборудова­ ние, здания и сооружения) распространяется тер­ мин “срок службы”. Срок службы – это суммарная календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновле­ ние после ремонта до перехода в предельное со­ стояние [1].

Срок службы устанавливается государственными стандартами и составляет:

для машин электрических вращающихся, тур­ богенераторов – 30 лет (ГОСТ 533-85);

для турбин гидравлических вертикальных, выпущенных до 01 II 1991 г., – не менее 30 лет, выпущенных с 01 I 1991 г., – не менее 40 лет (ГОСТ 27807-88);

	Давление	Мощность	Число турбин,		Парковый ресурс турбины
	свежего
Завод-изготовитель		турбины,
	ïàðà,		øò.
		ÌÂò		òûñ. ÷		ëåò		число пусков
	ÌÏà
ÀÎ ÒÌÇ	9 и менее	50 и менее	102	270		30		900
	13 – 24	50 – 250	288	220		25		600
	9 и менее	100 и менее	186	270		30		900
ÀÎ ËÌÇ	13 – 24	50 – 300	236	220		25		600
	24	500 – 1200	22	100		11		300
	9 и менее	50 и менее	31	270		30		900
ÎÀÎ	13	160	31	200		22		600
“Турбоатом”	24	300	25	170		20		450
	24	500	7	100		11		300

Электрические станции, 2001, ¹ 11	21

для гидрогенераторов электрических гидротурбинных (гидрогенераторов) – не менее 40 лет (ГОСТ 5616-81);

для систем возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов – не менее 25 лет (ГОСТ 21558-88);

для двигателей трехфазных асинхронных на­ пряжением свыше 1000 В – не менее 20 лет (ГОСТ 9630-80);

для трансформаторов силовых – не менее 25 лет (ГОСТ 11677-85);

для трансформаторов тока – 25 лет (ГОСТ 7746-89);

для трансформаторов напряжения – не менее 25 лет (ГОСТ 1983-77);

для выключателей переменного тока на напряже­ ние свыше 1000 В – не менее 25 лет (ГОСТ 687-78); для изоляторов линейных подвесных стержневых полимерных – не менее 25 лет (ГОСТ 28856-

90); для шинопроводов магистральных и распреде-

лительных переменного тока на напряжение до 1000 В – не менее 20 лет (ГОСТ 6815-79);

для кабелей маслонаполненных на переменное напряжение 110 – 500 кВ – не менее 35 лет и 25 лет

– на напряжение 380 и 500 кВ (ГОСТ 16441-78); для кабелей силовых для стационарной про­

кладки – 30 лет (с резиновой изоляцией – 25 лет) (ГОСТ 24183-80);

для муфт силовых кабелей – не менее 30 лет (ГОСТ 13781.0-86) и т.д.

Для оборудования, не имеющего специфиче­ ских условий эксплуатации, срок службы зависит только от видов этого оборудования. Однако срок службы зачастую не является технической харак­ теристикой объекта, а совмещен с понятием “срок амортизации”. Срок амортизации — это экономи­ ческая категория, показывающая, какая часть из­ держек должна быть отнесена на себестоимость продукции в виде амортизационных отчислений, чтобы сформировать средства на полную замену производственных сооружений или оборудования за рассматриваемый период (простое воспроиз­ водство).

Назначение срока амортизации часто подвер­ жено конъюнктурным соображениям. В развитых зарубежных странах, где цена на топливно-энерге­ тические ресурсы высока, моральное старение энергетического оборудования происходит быстрее физического износа. Поэтому и срок службы составляет 12 – 15 лет. В российской энергетике при низкой цене на топливо и высоких затратах на оборудование и строительно-монтажные работы срок амортизации может быть достаточно велик (хотя применяются и нормативы ускоренной амор­ тизации). В условиях острого недостатка финан­ сирования на модернизацию и техническое пере­ оснащение объекта может оказаться безальтерна­

тивной работа с пониженной эффективностью на морально устаревшем оборудовании.

При этом возрастает роль достоверной оценки технического состояния объекта и достаточность мероприятий по его восстановлению.

Так, например, нормативные сроки службы зданий и сооружений без учета специфики эксплу­ атации [5] составляют:

здание главного корпуса ТЭС – 60 лет; железобетонные резервуары для хранения неф­

тепродуктов – 50 лет; дымовые трубы железобетонные – 50 лет;

башенные градирни железобетонные – 36 лет; дымовые трубы металлические – 25 лет; башенные градирни металлические – 25 лет; металлические резервуары для жидкого топли­

âà – 25 ëåò.

Реальные сроки службы зданий и сооружений ТЭС значительно выше и зависят от качества ре­ монтно-эксплуатационного обслуживания, а также от их конструктивных особенностей.

Предельный фактический срок службы отдельных конструктивных элементов главного корпуса ТЭС по данным многолетних наблюдений состав­ ляет:

фундаменты главного корпуса – 100 лет; железобетонные каркасы зданий – 80 лет; металлические каркасы зданий – 70 лет; стены кирпичные – 70 лет; фундаменты оборудования – 70 лет;

перекрытия, воспринимающие статические на­ грузки, – 70 лет;

перекрытия, воспринимающие динамические нагрузки, – 50 лет;

стены железобетонные (стеновые панели) – 50 лет;

покрытия с железобетонными крупноразмерными плитами – 50 лет;

покрытия с железобетонными мелкоразмерными плитами – 35 лет;

покрытия с применением металлического про­ филированного настила (облегченные кровли) – 35 лет;

стены металлические (панели) – 35 лет. Анализ результатов оценки состояния главных

корпусов ТЭС России, проведенный ОРГРЭС, по­ зволяет сделать вывод о возможности их исполь­ зования до 2015 г. при проведении соответствую­ щей реконструкции. При этом общий износ главных корпусов будет составлять не более 60%. По­ требуется замена значительной части ограждаю­ щих конструкций (стеновых панелей и плит кровли) в связи с их неремонтопригодностью, частичный демонтаж фундаментов турбоагрегатов. Более 200 дымовых железобетонных труб и 40 градирен, достигнув к 2015 г. срока эксплуатации более 50 лет, если не будут реконструированы до 2010 г., также окажутся неремонтопригодными из-