ОБОРУДОВАНИЕ В ЭКСПЛУАТАЦИИ
Ремонт, ретрофит или полная замена?

Алексей Пищур, к.т.н., директор по сбыту ЗАО «РК Таврида Электрик», г. Москва

В условиях нехватки ресурсов – финансов, квалифицированных специалистов, времени – обостряется проблема обновления парка оборудования. Российским энергетикам постоянно приходится решать, что более целесообразно в данный момент – отремонтировать старое устройство или приобрести новое?
Одинаковых рецептов для всех компаний и любого оборудования, конечно, нет, но, как отмечает Алексей Павлович Пищур, есть универсальные факторы, которые нужно учитывать, принимая соответствующее управленческое решение.

Сейчас энергетические компании в политике управления активами всё чаще опираются на два основных фактора:

• получение максимальной прибыли на каждый инвестированный в активы рубль ежегодно и до конца срока службы оборудования,
• минимизация эксплуатационных издержек при сохранении высокого уровня надежности работы оборудования и непрерывного производственного процесса.

Энергокомпании, решая эти задачи, сталкиваются с очень серьезными проблемами, обладая разнообразной номенклатурой оборудования. К примеру, в России эксплуатируются до 150 типов ячеек КРУ разных типоисполнений, категорий размещения и т.д. отечественного и зарубежного производства.

Большинство электротехнического оборудования сейчас находится на последней фазе своего жизненного цикла, поскольку пик ввода новых мощностей и оборудования пришелся на 60–70-е годы прошлого столетия. Такая картина характерна не только для России, но и для большинства стран Европы и Америки. Средний возраст оборудования в Европе в распределительных сетях – около 40 лет, в США – 37 лет [1].

Износ оборудования в сетях Холдинга МРСК составляет сегодня 69% [2], из которых 52% уже отработало свой нормативный срок, а 7,4% отслужило два и более сроков службы.

В сетях ФСК картина немногим лучше – физическое и моральное старение оборудования составляет более 50%. Около 47% от общего количества подстанционного оборудования и 67% всех линий электропередачи сегодня отработали более 25 лет. 17% подстанций и 26% ЛЭП перешли в стадию аварийного срока эксплуатации (более 35 лет для подстанций и 40 лет для воздушных линий) [3].

В таких условиях вопрос о том, ремонтировать или менять зачастую морально устаревшее оборудование, встает как нельзя остро. Ставки очень высоки, когда речь идет о дорогом оборудовании, которое участвует в процессе генерации, передачи и распределения энергии миллионам потребителей.

ДОВОДЫ В ПОЛЬЗУ ЗАМЕНЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Ряд факторов, на мой взгляд, однозначно говорит в пользу применения нового оборудования.

Человеческий фактор. Поскольку за 30–35 лет службы оборудования персонал успевает полностью смениться несколько раз, новые работники не знают старого оборудования, и потому не могут качественно его обслуживать и ремонтировать. Предприятию необходимо искать эффективные методы решения вопроса замены или ремонта с учетом этого фактора.

Экологический фактор. Новое оборудование имеет меньшее пагубное влияние на окружающую среду.

Инфраструктурный фактор. Новое оборудование, благодаря улучшенным техническим характеристикам, позволяет удовлетворить растущие потребности в электроэнергии, а также дает возможность построить более эффективную энергосистему, в том числе smart-сети.

Репутационный фактор. От безаварийной работы оборудования зависит репутация компании и соответственно гудвилл (разница между ценой акций фирмы и стоимостью по бухгалтерскому балансу всех ее активов и обязательств). Аварии влияют на имидж компании. В случае какого-либо негативного события стоимость её акций на бирже может значительно упасть. Еще большему снижению котировок может способствовать также «спекулятивная» составляющая (публикации в СМИ, различного рода слухи). Большинство российских компаний уже прошли процедуру публичного размещения своих акций на различных биржевых площадках, так что этот фактор для них немаловажен.

ФИНАНСОВЫЙ АНАЛИЗ И ОЦЕНКА РИСКОВ

Цена вопроса, связанного с авариями в электросетях и перерывами в электроснабжении, крайне важна и высока. К примеру, по оценке национальной лаборатории Лоуренса Беркли, перерывы в электроснабжении и аварии только для экономики Америки стоят около $ 80 млрд ежегодно [4].

Потери конкретной электроснабжающей организации, связанные с аварией оборудования, могут достигать очень больших сумм. Допустим, в России приблизительная стоимость внеплановой замены трансформатора 110 кВ может составить до $ 3 млн в дополнение к потере репутации (табл. 1).

Таблица 1.
Приблизительная стоимость внеплановой замены трансформатора 110 кВ

Затраты предприятия включают в себя издержки на капитальный, средний и текущий ремонты. Обычно компания, получая новое оборудование, должна капитализировать его (поставить на баланс предприятия). Это позволяет отчислять в амортизационный фонд определенный процент за каждый год службы оборудования. Амортизационный фонд в свою очередь может являться источником средств для модернизации техники. Однако если оборудование уже отработало большую часть своего срока эксплуатации, амортизационные отчисления очень невелики. Поэтапное введение нового оборудования позволяет равномерно формировать в будущем источники программ модернизации оборудования.

Есть много факторов, которые нужно учитывать при выборе решения о замене или модернизации оборудования, например: продолжительность вывода актива из эксплуатации в случае ремонта или полной замены; доступность заменяемых частей; безопасность.

Полная замена оборудования может занять недели, и даже месяцы, что означает разрывы в денежном потоке предприятия и выпадающие доходы от продажи энергии. Модернизация же оборудования может занять заметно меньшее время.

К примеру, ожидание нового трансформатора может занять от 15 до 18 месяцев, в то время как ремонт и модернизация существующего отнимет около 6 месяцев. Новое КРУ может быть поставлено в течение 10–16 недель (плюс 2–3 недели на монтаж и пусконаладочные работы). А ремонт и частичную модернизацию КРУ на одной секции возможно завершить за 4–6 недель, при этом не обесточивая всех потребителей, ведь работа может вестись либо на одном присоединении, либо посекционно. Для полной замены ячеек вся подстанция выводится из работы на время строительных и пусковых работ.

Однако ремонт может быть выполнен быстрее только в случае наличия запасных деталей. Но что делать, если они уже не выпускаются? Тогда ремонт, к примеру, старых выключателей становится экономически неэффективным, ведь в такой ситуации стоимость изготовления уже нестандартной детали может приблизиться к цене нового выключателя.

Приведем всё сказанное выше в сравнительной сводной таблице оценки критериев выбора для подстанций (табл. 2).

Таблица 2.
Оценка выбора вариантов переоснащения подстанций среднего напряжения

Замена старого оборудования на новое означает еще и высвобождение строительного места. Новые ячейки КРУ благодаря применению новых изоляционных материалов имеют габариты на 20–30% меньше по сравнению со старыми. Это означает возможность увеличения количества присоединений до 30%, что особенно важно в условиях мегаполиса, где земля стоит очень дорого. Появляется дополнительный экономический эффект за счет платы за подключение новых потребителей и дальнейшего снабжения их энергией.

СТОИМОСТЬ ВЛАДЕНИЯ

При выработке решения также необходимо иметь в виду такой важный показатель, как полная стоимость владения оборудованием. Первоначальные инвестиции в покупку могут составлять лишь небольшую часть от общей стоимости владения оборудованием, которая потребуется в результате.

Базовая стоимость закупки оборудования и строительства объекта рассчитывается как:

где S – стоимость земли подстанции и строительства объекта;
A – стоимость закупки КРУ;
L – срок службы КРУ;
M – интервал между ремонтами;
C – стоимость ремонта, включая запасные детали и транспортировку;
I – процентная ставка депозита в банке либо инфляция.\

Cтоимость первого ремонта:

Стоимость второго ремонта:

И так до тех пор, пока L – (n · M) = 0, где n – количество плановых ремонтов за весь срок службы.

Полная стоимость владения оборудованием:

где D – стоимость утилизации.

Зная все упомянутые расходы и учитывая банковский процент, можно рассчитать полную стоимость владения активом, что является достаточно точным расчетом при принятии решения о замене или ремонте.

Замечу, что такой подход касается не только оборудования, уже находящегося в эксплуатации, но и новой продукции.

Например, стоимость владения КРУ с элегазовой изоляцией оказывается в среднем на 10–15% дороже, чем КРУ с вакуумной или твердой изоляцией [5]. Если затраты по приобретению и обслуживанию этого оборудования практически равны, то стоимость утилизации первых существенно больше, что связано с необходимостью выполнения специальных условий при утилизации элегаза как вредного и опасного газа. Причем затраты на утилизацию элегазовых КРУ придутся на конец срока эксплуатации, хотя их необходимо учитывать уже на этапе проектирования и выбора оборудования.

А имея в эксплуатации масляные выключатели, предприятию необходимо учитывать затраты на содержание масляного хозяйства, ремонтного участка, затраты на последующую утилизацию масла.

ЦЕЛОСТНЫЙ ПОДХОД

Существующая в России система планово-предупредительных ремонтов в энергетике несовершенна и не может обеспечивать надежность электрооборудования при возрастающих темпах его износа. Однако анализ методов и средств диагностики электрооборудования показывает, что их современный уровень открывает реальные возможности применения методов управления активами и стратегии технического обслуживания и ремонта (ТОиР) на основе текущего технического состояния. Чем меньше время между моментами ожидаемого отказа и выполнением профилактического ремонта, тем эффективнее стратегия ТОиР.

Основным принципом системы ТОиР на основе текущего технического состояния является наблюдение за параметрами оборудования в процессе эксплуатации [6]. Необходимо:

• оценивать в режиме реального времени техническое состояние оборудования;
• формировать базы данных на основе этих оценок;
• проводить сравнительный анализ технического состояния оборудования во времени, выявляя элементы с деградирующими характеристиками;
• планировать ремонт и замену оборудования с учетом его реального технического состояния.

Исследования СИГРЭ показали, что постоянный мониторинг технического состояния трансформаторов может снизить риск аварий до 50% [1]. Было доказано что раннее выявление проблем может снизить стоимость ремонтных работ до 75% и сократить потенциальные убытки, связанные с аварией, на 60%.

При формировании ремонтных и инвестиционных программ предприятие первым делом должно расставить приоритеты: где вложение средств наиболее рентабельно?

Традиционные методы ремонтных программ, основанных на периодических ремонтах, опираются на статистические данные о поведении оборудования, но прогнозирование ошибок в этом случае очень усложнено.

Исследования, проведенные в распределительных сетях группой норвежских ученых [7], показали, что очень сложно получить точные данные, позволяющие сделать однозначные выводы и найти жесткие связи между текущим состоянием и вероятностью аварий и отказов оборудования. В 2002 году в Норвегии сильная гроза вывела из строя 140 силовых трансформаторов. Причиной аварий явилась слабая система заземления трансформаторов на этом участке сети. Поскольку таких аварий в прошлом не происходило, риск недостаточного заземления не был заранее предвиден и нейтрализован.

Компании должны понимать реальное состояние каждого отдельного объекта. Одно и то же оборудование может иметь разную степень износа в зависимости от времени нахождения в эксплуатации, условий обслуживания, интенсивности использования и окружающей среды.

Предварительная оценка элементов сети позволяет определить наиболее важные объекты, относительно которых необходимо принять управленческие решения. Специалисты итальянской компании ENEL выделили и сгруппировали оборудование среднего напряжения по следующим основным типам: разъединители; ограничители перенапряжений; высоковольтные выключатели; аккумуляторные батареи; терминалы релейной защиты; устройства компенсации реактивной мощности; реакторы; измерительные трансформаторы тока и напряжения; силовые трансформаторы тока нулевой последовательности; щиты постоянного тока; силовые трансформаторы; переключатели выходных обмоток трансформатора.

Каждый элемент был оценен по четырем основным факторам, исходя из 5-балльной шкалы:

• частота и вероятность аварий;
• влияние на надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей;
• среднее время ремонта;
• стоимость работ по восстановлению.

Оказалось, что наиболее критичными элементами сети, по оценке ENEL, являются силовые трансформаторы и высоковольтные выключатели (рис. 1) [8]. Можно с уверенностью сказать, что похожие результаты будут получены и в российских сетях.

Рис. 1.
Многофакторный анализ наиболее критичного электрооборудования, установленного на ПС

В качестве иллюстрации приведем табл. 3, которая может помочь при решении вопроса «менять или ремонтировать» по трем группам оборудования: выключатели, комплектные распределительные устройства и трансформаторы.

Таблица 3.
Факторы, которые необходимо учитывать при принятии решения «менять или ремонтировать»

ВЫВОДЫ

Подведем итог. В пользу решения о замене устаревшего оборудования говорят, на мой взгляд, интересы компании в области персонала, экологии, инфраструктурного развития и имиджа.

В свою очередь такие факторы, как полная стоимость владения оборудованием, финансовый анализ и оценка рисков вариантов решения вопроса могут говорить как в пользу замены оборудования, так и в пользу его ремонта.

Необходим целостный подход к оценке парка оборудования, а также разумная ремонтная программа с учетом его текущего состояния. Если ежегодные затраты на ремонты сравнимы с бюджетом небольшой корпорации, пора задуматься о переходе на систему ремонтов по техническому состоянию. Но необходимо учитывать, что эффективная реализация такого подхода требует больших инвестиций в первую очередь в инструменты управления бизнес-процессами.

Литература

1. Guide on economics of transformer management // CIGRE Technical Brochure. № 248. 2004.
2. Оклей П.И. Доклад на конференции «Распределительный сетевой комплекс России: состояние, проблемы, пути решения». СПб., 2010.
3. Бударгин О.М. Доклад на заседании круглого стола Санкт-Петербургского международного экономического форума. 17–19 июня 2010 г.
4. White Paper / Sierra Energy Group. The Research & Analysis Division of Energy Central. 2010.
5. Stewart S. Distribution Switchgear / The Institution of Electrical Engineers. London, 2004
6. Назарычев А.Н., Таджибаев А.И., Андреев Д.А. Совершенствование системы проведения ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций. СПб.: ПЭИПК, 2004.
7. Catrinu M. D., Nybo A., Istad M. K. Methods for maintenance and reinvestment strategy making in distribution systems / SINTEF Energy Research. 2009.
8. Galati A., Chelli S., Tuninetti P., Maddaluno M. Сondition based maintenance on mv circuit breakers / ENEL Distribuzione. 2009.