- •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
7.8.3Стоимости и тарифы
Стоимости и тарифы, принятые в расчетах в соответствии с согласованными сценарными условиями, представлены в таблице 7.6.
Таблица 7.6 – Стоимости и тарифы
Наименование |
Значение (без НДС) |
Стоимость газа, руб./тыс.м3 |
2 610,8 |
Регулируемый тариф на мощность, тыс. руб./МВт в месяц |
168 837,0 |
Нерегулируемая цена на мощность, тыс. руб./МВт в месяц |
167 892,0 |
Регулируемый тариф на электроэнергию, руб./тыс.кВтч |
622,5 |
Свободная цена на электроэнергию, руб./кВтч |
601,1 |
7.8.4Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
Степень либерализации оптового рынка принимается на уровне 83% на весь период реализации проекта. Стоимость мощности в регулируемом секторе составляет 168,8 тыс. руб./МВт в месяц. Нерегулируемая цена на мощность принимается в размере фактической ежемесячной обоснованной платы за единицу мощности, утвержденной на конкурентном отборе мощности 2010 г. для новой мощности ОАО «ТГК-11» - 597 тыс. руб. в месяц. При этом рассматриваемая в настоящее время концепция долгосрочного рынка мощности предусматривает постепенное сближение стоимости «новой» и «старой» мощности на рынке. «Старая» мощность продается по цене 167,9 тыс.руб./МВт в мес. Таким образом, инфляция на цену мощности должна обеспечивать сравнение стоимости «новой» и «старой» мощности к 2020 году, а также учитывать прогнозные темпы изменения нерегулируемых цен на мощность. Темпы роста цен на мощность представлены в таблице 7.7.
Таблица 7.7 – Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
Показатель |
2011г |
2012г |
2013г |
2014г |
2015г |
2016г |
2017г |
2018г |
2019г |
2020г |
Рост нерегулируемой цены на мощность, % |
4,7 |
4,2 |
4,8 |
5,0 |
17,6 |
8,2 |
6,7 |
5,3 |
3,5 |
2,1 |
7.9Экономическая эффективность проекта строительства турбины т-60
В соответствии с рекомендациями методической литературы расчет экономической эффективности производится, сопоставляя варианты проекта развития предприятия «с проектом» и «без проекта».
Режим работы устанавливаемого оборудования предполагается по тепловому графику. Основными экономическими эффектами от реализации проекта являются дополнительный отпуск электроэнергии по сравнению с вариантом «без проекта», а также прирост располагаемой мощности станции на 60 МВт. При этом возникает дополнительный расход топлива в системе ТЭЦ-3 + ПРК.
Сравнительный расчет основных технико-экономических показателей на станции для вариантов работы «без проекта» и «с проектом» представлен в таблице 7.8.
Таблица 7.8 – Расчет изменений основных технико-экономических показателей
Наименование |
Ед. изм. |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
С проектом |
|||||
Удельный расход топлива на станции |
|
|
|
|
|
на ээ |
г/кВтч |
273,0 |
273,0 |
273,0 |
273,0 |
на тэ |
кг/Гкал |
130,7 |
130,7 |
130,7 |
130,7 |
Удельный расход топлива на тэ на ПРК |
кг/Гкал |
160 |
160 |
160 |
160 |
Суммарный расход топлива по системе ТЭЦ-3+ПРК |
т.у.т. |
663 610 |
666 799 |
669 988 |
673 177 |
Отпуск электроэнергии |
тыс. кВтч |
885 079 |
885 079 |
885 079 |
885 079 |
Отпуск тепла всего |
Гкал |
3 011 278 |
3 031 208 |
3 051 137 |
3 071 066 |
в том числе от ТЭЦ |
Гкал |
2 043 451 |
2 043 451 |
2 043 451 |
2 043 451 |
от ПРК |
Гкал |
967 827 |
987 756 |
1 007 686 |
1 027 615 |
Без проекта |
|||||
Удельный расход топлива на станции |
|
|
|
|
|
на ээ |
г/кВтч |
274,0 |
274,0 |
274,0 |
274,0 |
на тэ |
кг/Гкал |
134,4 |
134,4 |
134,4 |
134,4 |
Удельный расход топлива на тэ на ПРК |
кг/Гкал |
160 |
160 |
160 |
160 |
Суммарный расход топлива по системе ТЭЦ-3+ПРК |
т.у.т. |
640 292 |
643 481 |
646 670 |
649 859 |
Отпуск электроэнергии |
тыс. кВтч |
723 645 |
723 645 |
723 645 |
723 645 |
Отпуск тепла всего |
Гкал |
3 011 278 |
3 031 208 |
3 051 137 |
3 071 066 |
в том числе от ТЭЦ |
Гкал |
1 552 855 |
1 552 855 |
1552855 |
1552855 |
от ПРК |
Гкал |
1 458 423 |
1 478 353 |
1 498 282 |
1 518 211 |
Дополнительный отпуск электроэнергии |
тыс. кВтч |
161 434 |
161 434 |
161 434 |
161 434 |
Дополнительный расход топлива |
т.у.т. |
23 318 |
23 318 |
23 318 |
23 318 |
Кроме того, в связи с реализацией проекта возникают и дополнительные затраты – это затраты на техническое обслуживание и ремонты нового оборудования, затраты на заработную плату персонала, а также прочие производственные затраты.
При расчете экономической эффективности учитывается возможный прирост численности персонала для обслуживания новой турбины – 15 человек. Заработная плата принята на уровне средней заработной платы филиала на 2010 год (без учета выплат из прибыли) – 28 374 руб. в месяц. Начисления на заработную плату определяются в соответствии с п. 7.4.
Величины ремонтных затрат, определенные для каждого характерного периода работы нового оборудования в соответствии с п. 7.8.2, представлены в таблице 7.9.
Таблица 7.9 – Затраты на ремонт по проекту
Наименование |
Величина затрат, млн. руб. без НДС |
||
I этап эксплуатации |
II этап эксплуатации |
III этап эксплуатации |
|
Затраты по статье «ремонты» |
16,3 |
10,9 |
19,0 |
Так же в связи с постановкой на баланс станции нового оборудования увеличивается размер ежегодных амортизационных отчислений. Величина ежегодных амортизационных отчислений определяется в соответствии с п. 7.8.1.
Прочие неучтенные производственные издержки составляют 15% от величины условно-постоянных затрат отнесенных на новое оборудование.
Эффективность проекта характеризуется системой показателей, отражающих соотношение затрат и результатов, применительно к интересам участников реализации проекта, и позволяющих судить об экономических преимуществах инвестиций.
Для оценки привлекательности того или иного проекта используются следующие показатели эффективности инвестиций:
Период (срок) окупаемости, PP;
Дисконтированный период окупаемости, DPP;
Чистый дисконтированный доход, NPV;
Внутренняя норма доходности, IRR
Индекс доходности, PI.
В таблице 7.10 представлены показатели эффективности реализации проекта установки турбины Т-60 на Томской ТЭЦ-3 при принятых условиях.
Таблица 7.10 – Показатели окупаемости по проекту установки Т-60
Наименование показателя |
Величина показателя |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб. |
1 239,2 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
23,7 |
Простой срок окупаемости (РР), лет |
6,2 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
9,0 |
Индекс доходности (PI) |
0,98 |
Рисунок 7.1 – График окупаемости проекта строительства турбины Т-60
7.10Экономическая эффективность проекта строительства нового оборудования в составе Т-185 + Е-500 и тепломагистрали
Расчет экономической эффективности проводится по аналогичному для турбины Т-60 принципу (см. п. 7.9).
Основными экономическими эффектами от реализации проекта являются дополнительный отпуск электроэнергии по сравнению с вариантом «без проекта», а также прирост располагаемой мощности станции на 185 МВт. При этом возникает дополнительный расход топлива в системе ТЭЦ-3 + ПРК.
Сравнительный расчет основных технико-экономических показателей на станции для вариантов работы «без проекта» и «с проектом» представлен в таблице 7.11.
Таблица 7.11 – Расчет изменений основных технико-экономических показателей
Наименование |
Ед.изм. |
2018 |
2019 |
2020 |
С проектом |
||||
Удельный расход топлива на станции |
|
|
|
|
на ээ |
г/кВтч |
271,1 |
271,1 |
271,1 |
на тэ |
кг/Гкал |
129,1 |
129,1 |
129,1 |
Удельный расход топлива на тэ на ПРК |
кг/Гкал |
160 |
160 |
160 |
Суммарный расход топлива по системе ТЭЦ-3+ПРК |
т.у.т. |
779 720 |
782 908 |
786 097 |
Отпуск электроэнергии |
тыс.кВтч |
1 403 157 |
1 403 157 |
1 403 157 |
Отпуск тепла всего |
Гкал |
3 031 208 |
3 051 137 |
3 071 066 |
в том числе от ТЭЦ |
Гкал |
2 777 378 |
2 777 378 |
2 777 378 |
от ПРК |
Гкал |
253 829 |
273 759 |
293 688 |
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 |
679 512 |
679 512 |
679 512 |
Дополнительный расход топлива |
т.у.т. |
136 239 |
136 239 |
136 239 |
Кроме того, в связи с реализацией проекта возникают и дополнительные затраты – это затраты на техническое обслуживание и ремонты нового оборудования, затраты на заработную плату персонала, а также прочие производственные затраты.
В расчете учитывается, что численность персонала для обслуживания нового оборудования составит до 100 человек. Заработная плата принята на уровне средней заработной платы филиала на 2010 год (без учета выплат из прибыли) – 28 374 руб. в месяц. Начисления на заработную плату определяются в соответствии с п. 7.4.
Величины ремонтных затрат, определенные для каждого характерного периода работы нового оборудования в соответствии с п. 7.8.2, представлены в таблице 7.12.
Таблица 7.12 – Затраты на ремонт по проекту
Наименование |
Величина затрат, млн. руб. без НДС |
||
I этап эксплуатации |
II этап эксплуатации |
III этап эксплуатации |
|
Затраты по статье «ремонты» |
69,8 |
46,6 |
81,5 |
В связи с постановкой на баланс станции нового оборудования увеличивается размер ежегодных амортизационных отчислений. Величина ежегодных амортизационных отчислений определяется в соответствии с п. 7.8.1.
Прочие неучтенные производственные издержки составляют 15% от величины условно-постоянных затрат отнесенных на новое оборудование.
В таблице 7.13 представлены показатели эффективности реализации проекта установки турбины Т-185 на Томской ТЭЦ-3 при принятых условиях.
Таблица 7.13 – Показатели окупаемости по проекту установки Т-185
Наименование показателя |
Величина показателя |
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб. |
869,9 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
15,0 |
Простой срок окупаемости (РР), лет |
9,3 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
21,4 |
Индекс доходности (PI) |
0,13 |
Рисунок 7.2 – График окупаемости проекта строительства турбины Т-185