- •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
7.16Анализ чувствительности
Эффективность любого инвестиционного проекта зависит от большого количества входных технико-экономических параметров анализируемого объекта.
Обязательным условием проведения расчетов по оценке коммерческой эффективности инвестиционного проекта является оценка чувствительности показателей экономической эффективности проектов энергообъектов. В качестве факторов, отражающих изменение внешних условий реализации и способных оказать наиболее существенное влияние на эффективность проекта рассматриваются инвестиционные затраты, тарифы на электрическую энергию и мощность, и стоимость топлива. Изменение указанных параметров рассматривается в диапазоне «плюс», «минус» 30% с шагом 10%.
Анализ чувствительности проводится для проекта, имеющего наилучшие показатели окупаемости.
Результаты анализа чувствительности по основным анализируемым параметрам для проекта установки турбины Т-60 представлены в таблицах 7.24 - 7.27.
Таблица 7.24 – Влияние изменения стоимости строительства на показатели эффективности проекта Т-60
Изменение стоимости строительства |
-30% |
-20% |
-10% |
0 |
+10% |
+20% |
+30% |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб. |
1 568,2 |
1 458,1 |
1 348,1 |
1 239,2 |
1 131,9 |
1 024,9 |
919,4 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
30,7 |
27,8 |
25,5 |
23,7 |
22,1 |
20,7 |
19,6 |
Простой срок окупаемости, лет |
5,2 |
5,5 |
5,9 |
6,2 |
6,5 |
6,8 |
7,2 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
6,6 |
7,4 |
8,2 |
9,0 |
9,9 |
10,9 |
12,0 |
Таблица 7.25 – Влияние изменения стоимости топлива на показатели эффективности проекта Т-60
Изменение цены топлива |
-30% |
-20% |
-10% |
0 |
+10% |
+20% |
+30% |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб. |
1 328,0 |
1 298,4 |
1 268,8 |
1 239,2 |
1 209,9 |
1 180,5 |
1 151,1 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
24,3 |
24,1 |
23,9 |
23,7 |
23,4 |
23,2 |
23,0 |
Простой срок окупаемости, лет |
6,1 |
6,1 |
6,1 |
6,2 |
6,2 |
6,3 |
6,3 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
8,7 |
8,8 |
8,9 |
9,0 |
9,2 |
9,3 |
9,4 |
Таблица 7.26 – Влияние изменения цен на электроэнергию на показатели эффективности проекта Т-60
Изменение стоимости электроэнергии |
-30% |
-20% |
-10% |
0 |
+10% |
+20% |
+30% |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб. |
1 036,9 |
1 104,3 |
1 171,8 |
1 239,2 |
1 307,1 |
1 375,0 |
1 442,9 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
22,1 |
22,7 |
23,2 |
23,7 |
24,2 |
24,6 |
25,1 |
Простой срок окупаемости, лет |
6,5 |
6,4 |
6,3 |
6,2 |
6,1 |
6,0 |
5,9 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
9,9 |
9,6 |
9,3 |
9,0 |
8,8 |
8,6 |
8,4 |
Таблица 7.27 – Влияние изменения цены на мощность на показатели эффективности проекта Т-60
Изменение стоимости мощности |
-30% |
-20% |
-10% |
0 |
+10% |
+20% |
+30% |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн.руб. |
616,7 |
822,5 |
1 030,5 |
1 239,2 |
1 449,3 |
1 659,9 |
1 871,1 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
18,8 |
20,5 |
22,1 |
23,7 |
25,2 |
26,7 |
28,2 |
Простой срок окупаемости, лет |
7,4 |
6,9 |
6,5 |
6,2 |
5,9 |
5,7 |
5,4 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
12,8 |
11,2 |
10,0 |
9,0 |
8,3 |
7,7 |
7,3 |
Проект устойчив к изменению всех основных внешних условий. Анализ чувствительности показал, что наибольшее влияние на показатели эффективности проекта оказывает стоимость мощности.