- •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
7.14Выводы по окупаемости проектов установки нового генерирующего оборудования
В таблице 7.23 представлены сводные данные по эффективности проектов на Томской ТЭЦ-3.
Таблица 7.23 – Сводная таблица эффективности проектов, предлагаемых к реализации на Томской ТЭЦ-3
Наименование показателя |
Проекты |
||||
Т-60 |
Т-185 |
ПГУ-220 |
ГТУ-ТЭЦ |
2хГТУ-ТЭЦ |
|
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб. |
1 239,2 |
869,9 |
3 545,8 |
2 067,7 |
3 768,6 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
23,7 |
15,0 |
20,8 |
21,8 |
20,7 |
Простой срок окупаемости (РР), лет |
6,2 |
9,3 |
7,2 |
6,6 |
7,1 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
9,0 |
21,4 |
11,2 |
10,0 |
11,0 |
Индекс доходности (PI) |
0,98 |
0,13 |
0,68 |
0,71 |
0,64 |
В результате анализа полученных в п. 7.9-7.13 показателей экономической эффективности различных проектов предлагаемых к реализации на Томской ТЭЦ-3 можно сделать следующие выводы:
Все рассматриваемые проекты в целом окупаемы и могут быть реализованы на станции (чистый дисконтированный доход положителен, внутренняя норма доходности больше принятой нормы дисконта, срок окупаемости меньше срока нормальной эксплуатации оборудования)
Несмотря на то, что проекты строительства ПГУ-220 и двух ГТУ-ТЭЦ (с учетом строительства новой тепломагистрали) имеют наибольшие значения ЧДД, по остальным показателям эти проекты не являются наиболее оптимальными с экономической точки зрения среди рассматриваемых.
Проект строительства турбоагрегата Т-60 имеет наибольшее значение внутренней нормы доходности, наименьшие сроки окупаемости, а также наилучшее соотношение «выгоды-затраты».
Проект строительства нового оборудования в составе турбины Т-185 и котла Е-500 имеет наименьший чистый дисконтированный доход и наибольшие сроки окупаемости, и может считаться наименее предпочтительным для реализации среди рассматриваемых мероприятий.
Сравнение проектов с целью принятия правильных инвестиционных решений необходимо осуществлять с учетом влияния большого количества как внутренних (в том числе наличие финансовых ресурсов), так и внешних факторов, общей стратегии предприятия, развития энергосистемы и экономики региона в целом.
7.15Экономическая эффективность проектов по переводу Томской тэц-3 с газа на сжигание угля
В финансово-экономическом блоке рассматривается два варианта перевода ТЭЦ-3 с газа на сжигание угля:
Вариант 1б – перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на Березовский бурый уголь;
Вариант 2 – перевод существующего оборудования ТЭЦ-3 на сжигание Березовского бурого угля, в том числе котлов ПВК.
Экономический эффект перевода станции с газа на сжигание угля достигается за счет снижения топливных издержек при переходе на более дешевое топливо.
В таблице 7.24 представлены основные технико-экономические показатели по варианту перевода с газа на сжигание угля.
Таблица 7.24 – Основные технико-экономические показатели
п/п |
Наименование показателя |
Ед.изм. |
Вариант 1б (2×Е-500-140) |
1 |
Годовой расход условного топлива |
т.у.т |
389 797 |
2 |
Годовой расход газа (Qнр =8329 ккал/м3) |
тыс.м3 |
327 600 |
3 |
Годовой расход Березовского угля (Qнр =3740 ккал/кг) |
т.н.т. |
729 567 |
4 |
Стоимость газа (в текущих ценах) |
руб./ тыс.м3 (без НДС) |
2 610,811 |
5 |
Стоимость Березовского угля (в текущих ценах) |
руб./т.н.т. (без НДС) |
711,862 |
6 |
Затраты на газ (в текущих ценах) |
тыс.руб. (без НДС) |
855 301 |
7 |
Затраты на уголь (в текущих ценах) |
тыс.руб. (без НДС) |
519 350 |
8 |
Стоимость реконструкции, в т.ч строительство ж/д путей (в текущих ценах) |
тыс.руб. (без НДС) |
9 527 625 |
9 |
Стоимость реконструкции без строительства ж/д путей (в текущих ценах) |
тыс.руб. (без НДС) |
2 317 625 |
Примечания: 1 – Стоимость газа принята для расчета на основании данных заказчика;
2 – стоимость Березовского угля для ТЭЦ-3 не была предоставлена заказчиком, поэтому принималась исходя из стоимости на разрезе с учетом тарифа на ж/д доставку.
Начало реализации проекта запланировано на 2015 год, полный срок выполнения работ по переводу станции на уголь составит 4 года.
В таблице 7.25 представлены дополнительные производственные издержки, возникающие при реализации проектов перевода станции с газа на сжигание угля.
Таблица 7.25 – Производственные издержки, млн. руб.
Наименование показателя |
Вариант 1б 2×Е500-140 (с учетом ж/д) |
Вариант 1б 2×Е500-140 (без учета ж/д) |
|
Топливная составляющая издержек |
537,3 |
537,3 |
|
Расходы на зарплату с учетом ЕСН |
45,6 |
45,6 |
|
Отчисления в ремонтный фонд |
19,9 |
19,9 |
|
Амортизация |
649,7 |
328,0 |
|
Прочие расходы |
37,3 |
37,3 |
|
Итого, млн.руб. |
1 289,8 |
968,2 |
|
Дополнительные топливные издержки представляют собой расходы на Березовский уголь, расход и стоимость топлива приведены в таблице 7.24. В таблице 7.2 приведены прогнозные темпы инфляции на Березовский уголь в период до 2030 года, принятые в расчетах на основании Сценарных условий развития электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 г.
Потребность в трудовых ресурсах рассчитана на основе «Нормативов численности промышленно-производственного персонала тепловых электростанций», утверждённых РАО ЕЭС «России» от 03.12.2004 года.
Дополнительная численность промышленно-производственного персонала необходимого для обслуживания угольного склада, топливно-транспортного цеха, пылеприготовительного оборудования и пр. составляет 100 человек.
При определении затрат на оплату труда учтены отчисления на социальные нужды в соответствии с п. 7.4. Среднемесячная заработная плата промышленно- производственного персонала принята в размере 28 374 руб./мес.
Таблица 7.26 – Показатели эффективности проектов
Наименование |
Вариант 1б 2×Е500-140 (с учетом ж/д) |
Вариант 1б 2×Е500-140 (без учета ж/д) |
Чистая приведенная стоимость (NPV), тыс.руб. |
-6 053 647 |
- 407 098 |
Внутренняя норма рентабельности (IRR), % |
нет |
10,3 |
Индекс доходности (PI) |
-0,87 |
-0,24 |
Простой срок окупаемости (PB), лет |
нет |
15,78 |
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет |
нет |
нет |
Проведенный расчет показателей экономической эффективности инвестиционного проекта по варианту перевода двух котлов Е-500-140-1 с газа на сжигание угля показал, что, при строительстве железнодорожных подъездных путей к территории Томской ТЭЦ-3 за счет собственных средств заказчика, проект не окупается. Выполненный анализ чувствительности показал, что при заданных сценарных условиях и допущениях проект начинает окупаться при расходе топлива ~1 700 000 т.у.т.
Вариант перевода котлов Е-500-140-1 на уголь при возможном участии в финансировании строительства подъездных путей государственных институтов (в виде субсидий или государственных программ) или заинтересованных организаций (ОАО «РЖД») также имеет отрицательное значение NPV, равное - 407 098 тыс. руб., но данный результат позволяет сделать вывод о целесообразности данного проекта в случае дальнейшего расширения станции угольными энергоблоками.