close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Ассоциация спортивного танца украины;doc

код для вставкиСкачать
Обоснование инвестиций
Строительство ТЭЦ в г. Билибино
Москва, май 2014 г.
Разработка ОИ Строительство ТЭЦ в г. Билибино
Цель работы:
Определение технико-экономических
показателей проектов строительства новых объектов.
Обоснование:
- выбора площадки строительства;
-выбора
установленной
электрической
и
тепловой мощности, иных основных параметров
объекта;
- выбора единичной мощности агрегатов;
- выбора основного топлива.
Получение
принципиальных
технических
решений, технологии производства и объемнопланировочных решений по объектам.
Оценка строительства новых объектов
Установленные Техническим заданием характеристики:
Предварительные параметры ТЭЦ в г. Билибино:
•
•
Установленная электрическая мощность 40 МВт;
Сроки реализации: 2015-2018 гг.
2
Место расположение
г. Билибино (ЧАО, Россия)
3
Существующее положение г. Билибино
4
Существующее положение
Административно-территориальное деление Чукотского автономного округа.
Карта-схема энергосистемы Чукотского АО.
5
Существующее положение
В настоящее время электроснабжение потребителей Чукотского автономного округа
осуществляется от централизованных и автономных энергоисточников, рассредоточенных по
территории округа. Централизованное электроснабжение обеспечивается в трех
изолированных энергоузлах: Анадырском, Эгвекинотском и Чаун-Билибинском.
В составе этих узлов работают 5 электростанций, в том числе 3 ОАО «Чукотэнерго»
(Анадырская ТЭЦ, Эгвекинотская ГРЭС и Чаунская ТЭЦ), Анадырская газомоторная ТЭЦ
(ГМТЭЦ), а также Билибинская АЭС, входящая в структуру ФГУП концерн «Росэнергоатом».
Суммарная установленная мощность перечисленных электростанций составляет 195,2 МВт, в
том числе:
- Чаунская ТЭЦ – 34,5 МВт (в том числе 4,5 МВт ДЭС);
- Билибинская АЭС – 48,0 МВт.
В г. Билибино расположена Билибинская АЭС:
48,0 МВт, 67 Гкал/ч. Начиная с 2019г.
«РОСЭНЕРГОАТОМ»
планирует
поэтапный
вывод из эксплуатации Билибинской АЭС.
6
Топливо
Топливоснабжение потребителей
округа осуществляется по сложной
транспортной схеме, что связано с
географическим положением,
низкой степенью освоенности
территории, неразвитой
транспортной инфраструктурой.
Зырянский уголь на Чаунскую ТЭЦ
поставляется с разреза Зырянский
Надеждинского месторождения
Республики Саха (Якутия).
Завоз угля на станцию осуществляется в навигацию морским путем, сначала от разреза Зырянский
автотранспортом доставляется до речного порта, где происходит погрузка на речной флот, далее по реке до
устья Колымы, затем с барж перегружается на морские суда, следующие в морской порт г. Певек
(расстояние – 350-375 км). Морской порт г. Певека относится к портам с ограниченными сроками навигации
(июль – сентябрь).
Отказ от завоза беринговского и анадырского угля в Чаунский район объясняется тем, что Берингов
пролив практически круглый год заполнен льдами и для проводки судов необходим ледокол, заказ
которого существенно влияет на стоимость перевозки угля.
7
Сценарные условия
В результате анализа перспективного спроса на электрическую энергию Чаун-
Билибинского энергоузла и тепловую энергию в зоне влияния энергоисточника в составе
обоснования инвестиций были рассмотрены несколько вариантов возможных сценарных
условий (СцУ) реализации проекта. Предложенные к рассмотрению сценарные условия
были разработаны с учетом:
•
строительства и ввода в эксплуатацию ПАЭС в г. Певек (70 МВт, 2019 г.);
•
повышения уровня надежности электрических и энергетических режимов ЧаунБилибинского энергоузла;
•
обеспечения потребности в электрической энергии потребителей Чаун-Билибинского
энергоузла;
•
отсутствия или наличия необходимости вывода из эксплуатации существующей
Чаунской ТЭЦ (окончательное решение по необходимости вывода станции из
эксплуатации будет принято по результатам обследования специализированной
организацией ЧТЭЦ. Обследование запланировано на 2014 год);
•
обеспечения потребности в тепловой энергии потребителей г. Билибино (53,8 Гкал/ч);
•
вывода из эксплуатации Билибинской АЭС в г. Билибино (48 МВт, 2019-2020 гг.).
8
Сценарные условия
СцУ 1
• Строительство в г. Билибино угольной ТЭЦ электрической мощностью 48 МВт Вариант
Б1 (альтернативный вариант ПГУ-ТЭЦ 58 МВт– Вариант Б4);
• Строительство в г. Певек угольной ТЭЦ электрической мощностью 48 МВт – Вариант П1
(альтернативный вариант ПГУ-ТЭЦ 58 МВт – Вариант П3);
• Строительство (реконструкция) линии электропередачи Певек-Билибино 110 кВ.
СцУ 2
• Строительство электрокотельной в г. Билибино (Вариант Б2);
• Строительство в г. Певек угольной ТЭЦ электрической мощностью 120 МВт – Вариант
П2 (альтернативный вариант ПГУ-ТЭЦ 120 МВт – Вариант П4);
• Строительство (реконструкция) линии электропередачи Певек-Билибино 110 кВ,
включая ПС.
СцУ 3
• Строительство угольной котельной в г. Билибино (Вариант Б3)
• Строительство в г. Певек угольной ТЭЦ электрической мощностью 120 МВт – Вариант
П2 (альтернативный вариант ПГУ-ТЭЦ 120 МВт – Вариант П4);
• Строительство (реконструкция) линии электропередачи Певек-Билибино 110 кВ,
включая ПС.
9
Вариант строительства ТЭЦ
№
п/п
Наименование
1.
2.
3.
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная тепловая мощность, Гкал/ч
Тип паровой турбины
4.
Производитель
5.
6.
Количество турбин, шт
Тип котла
7.
Производитель
8.
9.
Количество котлов, шт
Тип генератора
10. Производитель
11. Количество генераторов, шт
12. Тип ГТУ
13. Производитель
14. Количество ГТУ, шт
15. Вид основного/резервного топлива
16. Вид аварийного/растопочного топлива
Вариант Б1
Значение
Вариант Б2
Вариант Б3
Вариант Б4
СцУ1
СцУ2
СцУ3
СцУ1
48
57,6
86,4
54,86
87,93
40
Т-12-3,4/0,12
П-6-3,4/1,0
ОАО «Калужский
ОАО «Калужский
турбинный
турбинный
завод»
завод» (г. Калуга)
4
2
Е-65-3,9-440КТ ЭКНК-2500/10 КЕ-25-14-225С
КУ-16-3,5-435
Новосибирское
ОАО «Подольский
ОАО
ОАО «Бийский
предприятие
машиностроитель
«Сибэнергомаш
котельный
завода ЗАО
ный завод»
»
завод» (г. Бийск)
«ЭСТМ»
(«ЗиО»)
26
6
6
5
Т-12-2УЗ
Т-6-2УЗ
ОАО «Привод» (г.
ОАО «Привод»
Лысьва) или
(г. Лысьва)
ОАО «ЭЛСИБ» (г.
Новосибирск)
4
2
«Темпест» (SGT300)
Siemens
6
Зырянский
Зырянский
Природный газ
каменный уголь
каменный уголь
Диз. топливо
Дизельное топливо
10
Технико-экономические показатели ТЭЦ
№ п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Наименование
Уст. эл.мощность , МВт
Уст. тепловая мощность, Гкал/ч
Количество паровых турбин
Полезный отпуск электрической
энергии, тыс.кВт*ч/год
Выработка электрической энергии,
тыс.кВт*ч/год
Полезный отпуск тепловой энергии
ТЭЦ, Гкал
Выработка тепловой энергии ТЭЦ
Число часов использования
эл.установленной мощности,
час/год
Число часов использования
тепловой мощности, час/год
Вариант Б1
ТЭЦ 48 МВт
Вариант Б2
Электрокотельные
Вариант Б3
Котельная на
угле
СцУ 1
СцУ 2
СцУ 3
48
86,4
4
54,86
87,93
170 400
170 400
170 400
179 368
154 737
185 217
3 270
2 106
213 365
254 400
5 300
2 076
11
Финансово-экономические показатели
№
1
В том числе:
1.1
1.2
1.3
2
3
Наименование
Величина капитальных
затрат с НДС, млн. руб.
стоимость ЛЭП, млн. руб
стоимость ПС, млн. руб.
стоимость
энергоисточника в
г. Билибино
Внутренняя норма
рентабельности (IRR)*, %
Простой срок
окупаемости*, лет
СцУ 1
СцУ 2
СцУ 3
25 073
25 797
28 804
6 661
Вариант Б1
7 138
1 952
Вариант Б2
7 138
1 952
Вариант Б3
9 673
251
3 258
6,5
3,9
6,4
15,73
18,72
16,03
*Примечание: параметры экономической эффективности определены при следующих условиях:
- использование 100% собственных средств;
-ставка дисконтирования принята на уровне 11,6%.
В результате полученных результатов технико-экономического и финансового сравнения
рассмотренных вариантов реализации энергоисточников в Чаун-Билибинском энергоузле,
наиболее эффективным является вариант реализации проекта по СцУ1.
- строительство в г. Билибино угольной ТЭЦ электрической мощностью 48 МВт Вариант Б1;
- строительство (реконструкция) линии электропередачи Певек-Билибино 110 кВ.
12
ОТР. Ситуационная схема размещения ТЭЦ
13
ОТР. Ситуационный план размещения ТЭЦ
14
ОТР. Схема планировочной организации земельного участка
ТЭЦ
15
ОТР. Компоновка главного корпуса. План
16
ОТР. Компоновка главного корпуса. Разрез
17
ОТР. Техническое водоснабжение
Проектируемая система охлаждения основного и вспомогательного оборудования ТЭЦ
принимается оборотной с охлаждением воды в вентиляторных градирнях радиаторного типа
(сухие градирни). Данный выбор обусловлен отсутствием достаточного количества воды для
проектирования систем охлаждения испарительного типа.
Техническое водоснабжение предусмотрено с подачей воды из существующего
водохранилища.
Техническая вода на подпитку котлов и подпитку цикла ТЭЦ подается из существующего
водохранилища, построенного для нужд города Билибино и Билибинской АЭС. В акватории
существующего водохранилища устанавливается затопленный водозаборный оголовок
кассетного типа с заполнением фильтрующим материалом с самотечно-сифонными
водоводами диаметром 325×7 мм для подачи воды в насосную станцию технической воды
максимальной производительностью 170 м3/ч. В насосной станции технической воды
устанавливаются четыре насоса технической воды, из них 2 рабочих, 2 резервных.
18
ОТР. Золошлакоудаление
Удаление золошлаковых отходов от ТЭЦ в
г.
Билибино
раздельное,
золы
-
пневматическое от котельного отделения ТЭЦ
до силосного склада по пневмопроводам от
электрофильтров каждого котла. Далее на
площадку
сухого
складирования
автотранспортом.
Шлак удаляется от котлов транспортерной
лентой MAGALDI с погрузкой для накопления
в
промежуточную
емкость,
и
далее
автосамосвалами грузоподъемностью 10 тонн
с отапливаемыми кузовами доставляется на
площадку сухого складирования.
19
ОТР. Система сухого шлакоудаления
Решение для безводного золошлакоудаления на ТЭЦ.
Система для сухого отбора, охлаждения, транспортировки и обработки золошлаковых отходов
из паровых котлов с твердым топливом.
20
ОТР. Выдача мощности ТЭЦ
Выдача тепловой мощности ТЭЦ предусматривается подключением к существующим
тепловым сетям.
21
График строительства
№
п/п
1
2
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
3
Наименование этапов
2
3
4
5
6
7
2015
8
9
Предварительный график строительства ТЭЦ 120 МВт
2016
2017
2018
2019
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64
Предпроектные работы (5 мес.)
Проектно-изыскательские работы (45 мес.)
Изыскания (7 мес.)
Проект (9 мес.)
Согласование проектной документации (4
мес.)
Рабочая документация по котлоагрегату ст.
№1, 2 и турбоагрегату ст. №1 (18 мес.)
Рабочая документация по котлоагрегату ст.
№ 3 и турбоагрегату ст. № 2 (16 мес.)
Рабочая документация по котлоагрегату ст.
№ 4 и турбоагрегату ст. № 3 (14 мес.)
Рабочая документация по котлоагрегату ст.
№ 5 и турбоагрегату ст. № 4 (12 мес.)
Общая продолжительность строительства (41
мес.)
Строительство котлоагрегата ст. №1, 2 и
3.1
турбоагрегата ст. №1 (30 мес.)
3.1.1 Подготовительный период (6 мес.)
3.1.2 Выполнение строительных работ (25 мес.)
Изготовление и поставка оборудования (18
3.1.3
мес.)
Монтаж тепломеханического оборудования
3.1.4
(10 мес.)
Выполнение электромонтажных работ (5
3.1.5
мес.)
ПНР, испытания, ввод в эксплуатацию,
3.1.6
обучение персонала (7 мес.)
Строительство котлоагрегата ст. № 3 и
3.2
турбоагрегата ст. № 2 (26 мес.)
3.2.1 Выполнение строительных работ (21 мес.)
Изготовление и поставка оборудования (16
3.2.2
мес.)
Монтаж тепломеханического оборудования
3.2.3
(8 мес.)
Выполнение электромонтажных работ (4
3.2.4
мес.)
ПНР, испытания, ввод в эксплуатацию,
3.2.5
обучение персонала (7 мес.)
Строительство котлоагрегата ст. № 4 и
3.3.
турбоагрегата ст. № 3 (26 мес.)
3.3.1 Выполнение строительных работ (21 мес.)
Изготовление и поставка оборудования (16
3.3.2
мес.)
Монтаж тепломеханического оборудования
3.3.3
(8 мес.)
Выполнение электромонтажных работ (4
3.3.4
мес.)
ПНР, испытания, ввод в эксплуатацию,
3.3.5
обучение персонала (7 мес.)
3.4.
2014
1
1-ый пуск
2-ой пуск
3-ий пуск
Строительство котлоагрегата ст. № 5 и
турбоагрегата ст. № 4 (26 мес.)
3.4.1 Выполнение строительных работ (21 мес.)
Изготовление и поставка оборудования (16
3.4.2
мес.)
Монтаж тепломеханического оборудования
3.4.3
(8 мес.)
Выполнение электромонтажных работ (4
3.4.4
мес.)
ПНР, испытания, ввод в эксплуатацию,
3.4.5
обучение персонала (7 мес.)
4-ый пуск
22
Эффективность проекта
Показатели финансовой эффективности по СцУ 1 для Варианта Б1 + ЛЭП
Наименование
№ строки
Капитальные затраты в ценах 2014 года, млн. руб.
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб.
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %
Простой срок окупаемости, лет
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет
1.
ТЭЦ 48 МВт в
г. Билибино
Вариант Б1
1
9 673
-4 854
3,6
18,33
не опр.
ЛЭП
Итого 1+2
2
6 661
-6 449
не опр.
не опр.
3
16 334
-11 051
не опр.
не опр.
Для обеспечения окупаемости проекта строительства пылеугольной ТЭЦ 48 МВт в
г.Билибино и строительства (реконструкции) линии электропередачи Билибино-Певек 110 кВ
необходимо увеличить существующий тариф на э/э на 76% до 14,5 руб./кВт*ч.
2.
Для обеспечения окупаемости проекта строительства пылеугольной ТЭЦ 48 МВт в
г.Билибино необходимо увеличить существующий тариф на э/э на 34% до 11 руб./кВт*ч.
23
Повышение эффективности проекта
Одним из возможных способов повышения экономических параметров проекта с
сохранением уровня существующих тарифов является применение оптимизированной схемы
финансирования
1. Строительство пылеугольной ТЭЦ 48 МВт в г. Билибино:
- 20% - собственных средств с нормой доходности 11,6%;
- 40% - средства из ФНБ под 5,25%;
- 40% - средства из Федерального бюджета РФ 0%.
средневзвешенная ставка дисконтирования 4,42%.
Показатели финансовой эффективности по СцУ 1 для Варианта Б1-ТЭЦ 48 МВт
(оптимизированная схема финансирования)
Наименование
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб.
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %
Простой срок окупаемости, лет
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет
ТЭЦ 48 МВт в г. Билибино
Вариант Б1
3398
8,7%
13,43
16,47
24
Повышение эффективности проекта
Одним из возможных способов повышения экономических параметров проекта с
сохранением уровня существующих тарифов является применение оптимизированной схемы
финансирования
2. Строительство пылеугольной ТЭЦ 48 МВт в г. Билибино и ЛЭП Билибино-Певек:
- 15% собственные средства под 11,6%;
- 15% средства ФНБ под 5,25%;
- 70% средства Федерального бюджета.
средневзвешенная ставка дисконтирования 2,53%.
Показатели финансовой эффективности по СцУ 1 для Варианта Б1-ТЭЦ 48 МВт + ЛЭП
(оптимизированная схема финансирования)
Наименование
Чистая приведенная стоимость (NPV), млн. руб.
Внутренняя норма рентабельности (IRR), %
Простой срок окупаемости, лет
Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет
ТЭЦ 48 МВт в г. Билибино
Вариант Б1 +ЛЭП
1 153
3,4
19,00
22,9
25
Выводы
1. Проработаны технические решения и подтверждена техническая возможность строительства
пылеугольной ТЭЦ 48 МВт в г. Билибино.
2.
Применение в проекте современных технологий золошлакоудаления, химводоочистки и
очистки дымовых газов позволят обеспечить соответствие ТЭЦ современным экологическим
требованиям.
3.
Строительство ТЭЦ-48 МВт в г. Билибино в том числе и при выполнении строительства
(реконструкции) линии электропередачи Певек-Билибино 110 кВ является экономически
эффективным проектом и не приводит к росту тарифов на тепловую энергию в г. Билибино и
электрическую энергию в Чаун-Билибинском энергоузле в случае финансирования данного
проекта из собственных средств ОАО «Чукотэнерго» (ОАО «РАО Энергетические системы
Востока»), бюджетных средств и средств Фонда национального благосостояния.
26
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа