- •5 План – график реализации проекта 136
- •6 Капиталовложения в строительство 143
- •7 Оценка экономической эффективности 149
- •8 Заключение 169
- •9 Приложения и чертежи 172
- •1Общие положения и исходные данные
- •2Существующее состояние Томской тэц-3
- •2.1Краткая характеристика и основные показатели тэц
- •2.2Котельное оборудование
- •2.2.1Котел бкз-500-140-1 (ст. № 1а, 1б)
- •2.2.2Котел е-160-2,4-бт (ст. №№ ка-1, ка-2, ка-3, ка-4, ка-5)
- •2.3Турбинное оборудование
- •2.4Тепловая схема тэц
- •2.5Теплофикационная установка тэц
- •2.6Система технического водоснабжения
- •2.6.1Описание системы циркуляционного техводоснабжения
- •2.7Топливно-транспортное хозяйство
- •2.8Электротехническое оборудование
- •2.9Режимы работы тэц
- •3Существующее состояние Томской прк
- •3.1Краткая характеристика и основные показатели прк
- •3.2Котельное оборудование прк
- •3.2.1Котел кв-гм-140-150н (ст. № 1)
- •3.2.2Котел птвм-100 (ст. №№ 2, 3)
- •3.2.3Котел птвм-180 (ст. №№ 4, 5, 6)
- •3.2.4Котел де 25-14 гм (ст. № 7)
- •3.3Теплофикационная установка прк
- •3.4Система технического водоснабжения
- •3.5Топливно-транспортное хозяйство
- •3.5.1Характеристика сжигаемого топлива
- •3.5.2Мазутное хозяйство
- •3.5.3Газовое хозяйство
- •3.6Электротехническое оборудование
- •3.7Режимы работы прк
- •4Концепция развития тэц и прк. Перспективные тепловые и электрические нагрузки тэц
- •4.1Перспективные электрические нагрузки
- •4.2Перспективные тепловые нагрузки
- •4.3Перечень предлагаемых вариантов развития
- •4.4Установка паровой турбины №2 на тэц-3 для использования паровой мощности существующих энергетических котлов
- •4.4.1Предлагаемая концепция расширения Томской тэц-3 строительством паровой турбины т-60/65-130
- •4.4.2Основные технические характеристики турбины т-60/65-130
- •4.4.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.4.4Тепловая схема станции
- •4.4.5Выбор вспомогательного оборудования
- •4.4.6Система технического водоснабжения
- •4.4.7Водоподготовительные установки
- •4.4.8Строительная часть
- •4.4.9Электротехническая часть
- •4.4.10Генеральный план
- •4.5Установка пгу-220 на Томской тэц-3
- •4.5.1Газотурбинная установка (гту) гтэ-160 оао «Силовые машины»
- •4.5.2Горизонтальный котел-утилизатор двух давлений для работы за газовой турбиной типа гтэ-160 «Силовые машины»
- •4.5.3Турбина паровая теплофикационная для пгу-220 по типу т-60/73-7,8/0,04
- •4.5.4Компоновочные решения
- •4.5.5Тепловая схема пгу-220
- •4.5.6Система технического водоснабжения
- •4.5.7Водоподготовительные установки
- •4.5.8Газоснабжение
- •4.5.9Дожимная компрессорная станция
- •4.5.10Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.5.11Строительная часть
- •4.5.12Электротехническая часть
- •4.6Установка гту-тэц 110 мВт
- •4.6.1Газотурбинная установка гтэ-110
- •4.6.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гтэ-110
- •4.6.3Газоснабжение
- •4.6.4Дожимная компрессорная станция
- •4.6.5Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.6.6Водоподготовительная установка
- •4.6.7Электротехнические решения
- •4.7Установка двух гту-тэц 110 мВт каждая
- •4.7.1Газоснабжение
- •4.7.2Водоподготовительные установки
- •4.7.3Дожимная компрессорная станция
- •4.7.4Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.7.5Электротехнические решения
- •4.8Расширение Томской тэц-3 строительством турбины типа т-185/220-130 и котла типа е-500-140
- •4.8.1Паровая турбина Тп-185/220-130-2
- •4.8.2Котлоагрегат типа е-500-13,8
- •4.8.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.8.4Выбор вспомогательного оборудования
- •4.8.5Тепловая схема станции
- •4.8.6Система технического водоснабжения
- •4.8.7Водоподготовительные установки
- •4.8.8Электротехническая часть
- •4.9Перевод оборудования тэц-3 на уголь
- •4.9.1Основные предпосылки для перевода тэц-3 с газа на уголь
- •4.9.2Перевод существующих котлов 2×е-500-140 на уголь
- •4.9.3Вариант 2 – перевод существующего оборудования тэц-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлов пвк
- •4.9.4Топливно-транспортное хозяйство
- •4.10Установка гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/ с дожиганием (порядка 100 Гкал/ч) на прк в рамках дпм
- •4.10.1Мощность и режим работы гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/с дожиганием
- •4.10.2Технологические решения
- •4.10.2.1Газотурбинная установка
- •4.10.2.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гт
- •4.10.3Генеральный план
- •4.10.4Компоновочные решения
- •4.10.5Тепловая схема
- •4.10.6Топливное хозяйство
- •4.10.7Система технического водоснабжения
- •4.10.8Водоподготовительные установки (впу)
- •4.10.9Архитектурно-строительные решения
- •4.10.10Электротехническая часть
- •4.11Оптимизация состава оборудования прк с учетом проекта по дпм, предпочтительных вариантов развития тэц-3 и имеющихся тепловых нагрузок
- •4.12Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура)
- •5План – график реализации проекта
- •6Капиталовложения в строительство
- •7Оценка экономической эффективности
- •7.1Основные технико-экономические показатели
- •7.2Нормативно-методическая база
- •7.3Макроэкономическое окружение
- •7.4Система налогообложения
- •7.5Ставка дисконтирования
- •7.6Инвестиции в строительство
- •7.7Источники финансирования
- •7.8Общие данные для расчета экономической эффективности
- •7.8.1Амортизационные отчисления
- •7.8.2Затраты на ремонт
- •7.8.3Стоимости и тарифы
- •7.8.4Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
- •7.9Экономическая эффективность проекта строительства турбины т-60
- •7.11Экономическая эффективность проекта установки пгу-220
- •7.12Экономическая эффективность проекта строительства гту-тэц с газовой турбиной 110 мВт
- •7.13Экономическая эффективность проекта строительства двух гту-тэц с газовыми турбинами 110 мВт и тепловой магистрали
- •7.14Выводы по окупаемости проектов установки нового генерирующего оборудования
- •7.15Экономическая эффективность проектов по переводу Томской тэц-3 с газа на сжигание угля
- •7.16Анализ чувствительности
- •8Заключение
- •9Приложения и чертежи
7.11Экономическая эффективность проекта установки пгу-220
Режим работы устанавливаемого блока ПГУ-220 предполагает загрузку его по тепловому графику. К моменту начала эксплуатации ПГУ будут иметь место следующие положительные экономические эффекты, определяемые при дальнейшем расчете экономической эффективности проекта как его доходная часть:
дополнительная выработка электроэнергии (по теплофикационному циклу);
увеличение установленной мощности станции.
Так же, в связи с существенным увеличением отпуска электрической энергии при реализации данного проекта имеется увеличение расхода топлива на станции при сравнении вариантов «без реализации проекта» и «с реализацией». Расчет величины дополнительного отпуска электроэнергии, связанного с реализацией проекта, а также определение увеличения расхода топлива представлено в таблице 7.14.
Таблица 7.14 – Расчет изменений расходов топлива, отпусков электрической и тепловой энергии на станции и ПРК
Наименование |
Ед. изм. |
2018 |
2019 |
2020 |
С проектом |
||||
Удельный расход топлива на станции |
|
|
|
|
на ээ |
г/кВтч |
265,3 |
265,3 |
265,3 |
на тэ |
кг/Гкал |
116,5 |
116,5 |
116,5 |
Удельный расход топлива на тэ на ПРК |
кг/Гкал |
160 |
160 |
160 |
Суммарный расход топлива по системе ТЭЦ-3+ПРК |
т.у.т. |
894 889 |
898 078 |
901 267 |
Отпуск электроэнергии |
тыс.кВтч |
1 900 977 |
1 900 977 |
1 900 977 |
Отпуск тепла всего |
Гкал |
3 031 208 |
3 051 137 |
3 071 066 |
в том числе от ТЭЦ |
Гкал |
2 168 766 |
2 168 766 |
2 168 766 |
от ПРК |
Гкал |
862 441 |
882 371 |
902 300 |
Без проекта |
||||
Удельный расход топлива на станции |
|
|
|
|
на ээ |
г/кВтч |
274,0 |
274,0 |
274,0 |
на тэ |
кг/Гкал |
134,4 |
134,4 |
134,4 |
Удельный расход топлива на тэ на ПРК |
кг/Гкал |
160 |
160 |
160 |
Суммарный расход топлива по системе ТЭЦ-3+ПРК |
т.у.т. |
643 481 |
646 670 |
649 859 |
Отпуск электроэнергии |
тыс.кВтч |
723 645 |
723 645 |
723 645 |
Отпуск тепла всего |
Гкал |
3 031 208 |
3 051 137 |
3 071 066 |
в том числе от ТЭЦ |
Гкал |
1 552 855 |
1 552 855 |
1 552 855 |
от ПРК |
Гкал |
1 478 353 |
1 498 282 |
1 518 211 |
Дополнительный отпуск электроэнергии |
тыс.кВтч |
1 177 332 |
1 177 332 |
1 177 332 |
Дополнительный расход топлива |
т.у.т. |
251 408 |
251 408 |
251 408 |
Помимо положительных эффектов имеют место и дополнительные затраты, связанные с реализацией проекта – это затраты на техническое обслуживание и ремонты нового оборудования, затраты на заработную плату персонала ПГУ, а также прочие производственные затраты.
Затраты на ремонты и технической обслуживание и амортизационные отчисления определяются согласно пунктам 7.8.2 и 7.8.1 соответственно. Прочие затраты составляют 15% от суммарных условно-постоянных затрат.
Затраты на ремонт по проекту установки ПГУ-220 представлены в таблице 7.15.
Таблица 7.15 – Затраты на ремонт по проекту ПГУ-220
Наименование |
Величина затрат, млн. руб. без НДС |
||
I этап эксплуатации |
II этап эксплуатации |
III этап эксплуатации |
|
ГТУ |
88,4 |
88,4 |
88,4 |
Прочее основное оборудование |
35,8 |
23,9 |
41,7 |
Всего по статье «ремонты» |
124,2 |
112,2 |
130,1 |
Заработная плата персонала составляет 28 374 руб. в месяц. Численность дополнительного персонала на ПГУ-220, учитывающая максимально возможный прирост – 75 человек. При этом окончательная численность персонала определяется при составлении штатного расписания на следующих стадиях проектирования. Фонд оплаты труда на станции рассчитывается с учетом указанных в пункте 7.4 начислений.
Показатели экономической эффективности реализации проекта установки ПГУ-220, определенные в соответствии с указанными выше основными подходами, представлены в таблице 7.16.
Таблица 7.16 – Показатели окупаемости по проекту установки ПГУ-220
Наименование показателя |
Величина показателя |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб. |
3 545,8 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
20,8 |
Простой срок окупаемости (РР), лет |
7,2 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
11,2 |
Индекс доходности (PI) |
0,68 |
Рисунок 7.3 – График окупаемости проекта строительства ПГУ-220