Разработка обоснования инвестиций в реализацию

ЗАО «СибЭНТЦ» ИФ
институт «СибВНИПИэнергопром»
представляет:
Разработка обоснования инвестиций в
реализацию приоритетного
инвестиционного проекта по
строительству Артемовской ТЭЦ
Содержание
Раздел
№ слайда
Основание выполнения работ
3
Рассматриваемые варианты обоснования инвестиций
4
Площадка размещения ТЭЦ
5,6
Схема выдачи электрической мощности ТЭЦ
7,8
Схема выдачи тепловой мощности
9,10
Топливоснабжение ТЭЦ
11-13
Система Внешнего водоснабжения ТЭЦ
14,15
Система внешнего золошлакоудаления
16,17
Состав основного оборудования по вариантам проекта
18-22
Экологические последствия реализации вариантов проекта
23,24
Основные Технико-экономические показатели вариантов проекта
25-27
Основные показатели экономической эффективности вариантов проекта
28-30
Сроки и стоимость реализации вариантов проекта
Выводы
31
32,33
2
Основание выполнения работ
 Комплексная программа развития электроэнергетики ДФО на период
до 2025 г., утвержденная приказом Минэнерго России № 257 от 16
мая 2012 года.
 Государственная программа Российской Федерации «Социальноэкономическое развитие дальнего Востока и Байкальского региона»,
утверждённая Распоряжением Правительства Российской Федерации
от 29.03.2013 г. № 466-р.
 Договор № 13-237/231-П от 29.10.2013 г. «Разработка обоснования
инвестиций в реализацию приоритетного инвестиционного проекта
по строительству Артемовской ТЭЦ», Заказчик ООО «ЭФ-ТЭК».
 Техническое задание на разработку обоснования инвестиций в
реализацию приоритетного инвестиционного проекта по
строительству и реконструкции объектов генерации в рамках
разработки Программы перспективного развития энергетического
комплекса на территории ДФО в зоне ответственности холдинга ОАО
«РАО Энергетические системы Востока» до 2025 года.
3
Рассматриваемые варианты обоснования инвестиций
Вариант 1. Реконструкция
существующей
Артемовской ТЭЦ .
Установленная мощность –
460 МВт
Вариант 2. Дальнейшее
развитие существующей
ТЭЦ с установкой двух
энергоблоков по 150 МВт
каждый. Установленная
мощность – 760 МВт
Вариант 3.1. Строительство
новой угольной станции в
три этапа. Способ сжигания
– котлы с ЦКС.
Вариант 3.2. Строительство
новой угольной станции в
три этапа. Способ сжигания
– камерные топки.
Установленная мощность –
700 МВт
Установленная мощность –
670 МВт
Вариант 3.3. Строительство
новой газовой станции в
один этап. Установленная
мощность – 658 МВт
Вариант 3.4. Строительство
новой угольной станции в
три этапа. Способ сжигания
– камерные топки.
Установленная мощность –
710 МВт
4
Выбор площадки размещения ТЭЦ
В данном районе предполагаемого
строительства рассмотрено 6 вариантов
месторасположения площадок.
Среди многочисленных факторов, при рассмотрении вариантов по
размещению площадок, учитывались такие, как рельеф местности,
транспортные связи, обеспечивающие организованное, безопасное
движение железнодорожного транспорта по доставке угля на ТЭЦ, и
соединяющие площадку с внешней сетью автомобильных и железных
дорог, условия водоснабжения, условия складирования золошлаковых
отходов, выдача электрической мощности, охрана окружающей среды,
инженерно-геологические условия площадок. Для каждой из выбранных
площадок, проектом предусматривается санитарно-защитная зона
радиусом равным 1000 м.
Из всех рассмотренных вариантов площадок наиболее
целесообразным по условиям, перечисленным выше, является
вариант расположения площадки №1.
5
Оптимальное планировочное решение площадки
размещения Артемовской ТЭЦ
6
Оптимальный выбор схемы выдачи электрической
мощности ТЭЦ
Электрическую
мощность
проектируемой
электростанции
предлагается выдавать
на напряжении 220 кВ
с площадки № 1
7
Оптимальная схема выдачи мощности
электростанции на напряжении 220 кВ при
размещении станции на площадке №1
8
Выбор схемы выдачи тепловой
мощности.
Общая протяженность проектируемых и перекладываемых
участков теплотрассы составит 19,87 км.
Из них:
Новое строительствостроительство- 14,07 км.
Реконструкция существующих тепловых сетей – 5,8 км.
Весь объем реконструкции системы теплоснабжения
города и других населенных пунктов, в связи с
переводом на теплоснабжение от новой ТЭЦ, будет
осуществляться по отдельному титулу «Схема
теплоснабжения г. Артема».
9
Проектная схема выдачи тепловой мощности
Артемовской ТЭЦ
10
Выбор топливоснабжения ТЭЦ
Твердое топливо
Исходя из условий обеспеченности
топливными запасами и приемлемости
топлив по техническим характеристикам
были рассмотрены 4 месторождения с
удаленностью от Артемовского
поселения до 200 километров
Бикинское
По результатам анализа полученной
информации наиболее
оптимальным топливом был
определен уголь Павловского
месторождения . В качестве
растопочного топлива – Мазут
М100
Павловское
Раковское
Суражевское
В ходе анализа топлив и определения
сравнительных характеристик были
направлены запросы на подтверждение
прогнозных балансов топлив, а также на
техническую возможность их извлечения
По результатам
Природный газ
Для варианта 3.3 в качестве топлива
выбран природный газ месторождений
Однако
Сахалин-1, Сахалин-2. Аварийное топливо дизельное З-0,2 по ГОСТ 305-82
В Приморском крае активно развивается направление газификации
региона. Однако, после заявления российского президента о том, что
внутренний рынок угольной промышленности нуждается в развитии и
поддержке, госкорпорации, работающие в сфере энергетики, в авральном
режиме начали проработку проектов, которые могли бы дать развитие
угольной сфере.
11
Выбор твердого топлива. Павловское месторождение.
Наличие
подтвержденных
необходимых
запасов топлива
и потребность в
их сбыте
Выгодное
географическое
расположение
месторождения (200
км от ТЭЦ)
Развитие
угледобывающей
отрасли региона
расположения
станции
Павловское
месторождение
12
Выбор твердого топлива. Нерюнгри.
Невыгодное
географическое
расположение
месторождения
(2000 км от ТЭЦ)
Отсутствие
подтверждения
необходимых
запасов топлива
возможности
сбыта
требуемых
объёмов
Снижение развития
угледобывающей
отрасли
Приморского Края
Нерюнгринское
месторождение
13
Выбор системы внешнего водоснабжения
Артемовской ТЭЦ
 Хозяйственно-питьевое водоснабжение
предусматривается от городских сетей
водопровода г. Артем.
 В качестве источника водоснабжения новой
ТЭЦ на данном этапе рассматривается
использование морской воды с опреснением.
 Для уменьшения количества требуемой
добавочной воды на ТЭС, в качестве
охладителей принимаются сухие градирни с
пиковыми охладителями (воздушноконденсационные установки (ВКУ) системы
Геллера).
14
Внешнее водоснабжение Артемовской ТЭЦ
В качестве опреснительных установок рассматриваются
дистилляцинно-опреснительные установки ДОУ-350/ГП ОАО
«СвердНИИхиммаш»
Опреснительный комплекс
сухие градирни с
пиковыми
охладителями
(воздушноконденсационные
установки (ВКУ)
системы Геллера).
Выбор системы внешнего золошлакоудаления
В качестве основного топлива принят уголь Павловского разреза
Выходы золы и шлака
• часовой от 6 котлоагрегатов – 180,6 т/час;
• годовой от 6 котлоагрегатов – 1173900 т/год.
На ТЭЦ принято сухое золоулавливание с установкой
электрофильтров. Предусмотрен отбор сухой золы
потребителям
Система гидрозолоудаления – оборотная. Шлакоудаление - твердое. При
наличии потребителей, возможность отбора сухого шлака может быть
рассмотрена на последующих стадиях проектирования
16
Выбор системы внешнего золошлакоудаления,
золошлакоотвал
На данном этапе принимается
совместная, гидравлическая,
оборотная система
транспортирования золошлаковых
остатков на золошлакоотвал
(ЗШО)
Оптимальное размещение
площадки ЗШО расположена
между поселками Светлое и Ясное
17
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 1. Реконструкция существующей ТЭЦ
В настоящее время на Артемовской ТЭЦ
установлено следующее основное
оборудование:
Паровые турбины:
2 х КТ-115-8,8 (№№5,6); 2 х К-100-90-6
(№№7,8)
Паровые котлы:
4х БКЗ-220-100Ф (№№6,7,8,9);4 х БКЗ-220100Ф (№№ 10,11,12,13).
в данном варианте предусматривается демонтаж
следующего основного оборудования:
Паровые турбины:
2 х К-100-90-6 (№№7,8)
Паровые котлы:
4 х БКЗ200-100Ф (№№ 10,11,12,13).
Взамен демонтированного предусматривается
монтаж следующего основного оборудования:
Паровые турбины:
2 х КТ-120/140-12,8
Паровые котлы:
5 х БКЗ 210—130/550
18
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 2. Дальнейшее развитие существующей ТЭЦ
Основное оборудование по
Варианту 1
Паровые турбины:
2 х КТ-120/140-12,8
Паровые котлы:
5 х БКЗ 210—130/550
в данном варианте
предусматривается расширение
здания главного корпуса и
установка двух энергоблоков по
150 МВт
Паровые турбины 2 х K-150-12,8
Паровые котлы 5 х БКЗ-210130/550.
19
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 3.1. Строительство новой угольной ТЭЦ 700 МВт
Тепломеханическими решениями на станции предполагается
установка 5-и паровых турбин типа КТ
КТ--120/140 суммарной
электрической мощностью 700 МВт и 6-и котлов типа Е-500 с ЦКС.
1-й пусковой комплекс:
•два турбоагрегата
(ст. №№1,2);
•два паровых котла
(ст. №№1,2);
•вспомогательные
здания и
сооружения,
необходимые для
ввода указанных
агрегатов.
2-й пусковой
комплекс:
•два турбоагрегата
(ст. №№3,4);
•два паровых котла
(ст. №№3,4);
•вспомогательное
оборудование,
необходимое для
ввода указанных
агрегатов.
3-й пусковой
комплекс:
•один турбоагрегат
(ст. №5);
•два котла (ст.
№№5,6);
•вспомогательное
оборудование,
необходимое для
ввода указанных
агрегатов
20
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 3.2. Строительство новой угольной ТЭЦ 670 МВт
Тепломеханическими решениями на станции предполагается
установка паровой турбины типа Т-185
185, 3-х паровых турбин
типа К-150
150, 5-и паровых котлов типа Е-500 с камерными
топками и 3-х водогрейных котлов типа КВГМ-116.
1-й пусковой
комплекс:
• турбоагрегат (ст.
№1 Т-185+ТЗФП220);
• два паровых котла
(ст. №№1,2);
• три водогрейных
котла;
• вспомогательные
здания и
сооружения,
необходимые для
ввода указанных
агрегатов.
2-й пусковой
комплекс:
•два турбоагрегата (ст.
№№2,3 в составе 2хК150+2хТЗФП-160);
•два паровых котла (ст.
№№3,4);
•вспомогательное
оборудование,
необходимое для ввода
указанных агрегатов
3-й пусковой
комплекс:
•один турбоагрегат (ст.
№4 в составе К150+ТЗФП-160);
•паровой котел (ст. №5);
•вспомогательное
оборудование,
необходимое для ввода
указанных агрегатов
21
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 3.3. Строительство новой газовой ТЭЦ 658 МВт
Тепломеханическими решениями на станции предполагается
установка двух блоков ПГУ-325 суммарной электрической мощностью
658 МВт и двух пиковых водогрейных котлов типа КВГМ-116.
Состав блока ПГУ-235
ГТД-110
Котел-утилизатор
22
Состав основного оборудования по вариантам
Вариант 3.4. Строительство новой угольной ТЭЦ 710 МВт
Тепломеханическими решениями на станции предполагается
установка двух паровой турбины типа Т-120/140
120/140, 2-х паровых
турбин типа К-215
215, 2-х паровых котлов типа Е-500 с
камерными топками, 2-х паровых котлов Е-670 и 2-х паровых
котлов Е-50
3-й пусковой
комплекс:
1-й пусковой комплекс:
2-й пусковой
комплекс:
• турбоагрегаты (ст.
№1,2 Т-120/14012,8 (2шт.));
• два паровых котла
(ст. №№1,2 Е500);
• два паровых котла
(ст. №№3,4 Е-50);
• вспомогательные
здания и
сооружения,
необходимые для
ввода указанных
агрегатов.
• Турбоагрегат К215;
• паровой котёл (ст.
№№5 Е-670);
• вспомогательное
оборудование,
необходимое для
ввода указанных
агрегатов
•Турбоагрегат К-215;
•паровой котёл (ст.
№№5 Е-670);
•вспомогательное
оборудование,
необходимое для
ввода указанных
агрегатов
23
Экологические последствия реализации вариантов
проекта
С экологической точки зрения строительство ТЭЦ по вариантам
3.1, 3.2, 3.3,3.4 будет практически равнозначным так как:
- предполагаемое строительство ТЭЦ на рассматриваемых
участках не противоречит природоохранному законодательству;
- земельные участки планируемого строительства ТЭЦ на новой
площадке в настоящее время свободны от застройки
капитальными зданиями и сооружениями;
-градостроительные требования к размещению сооружений ТЭЦ
по отношению к существующей застройке и инженерным
коммуникациям будут соблюдены полностью;
- имеется возможность организации СЗЗ (1000м) для объекта, в
соответствии с действующими на период разработки материалов
обоснования инвестиций санитарно-гигиеническими нормативами.
При реализации проекта по вариантам 1 и
2 с учетом фонового загрязнения
загрязнение воздуха превысит
допустимые нормы на границе жилой
зоны,, расположенной на расстоянии 250м
зоны
от территории существующей Артемовской
ТЭЦ
24
Технико-экономические показатели вариантов
проекта.
Полезный годовой отпуск электрической энергии,
Млн. кВт*ч
Вариант 1;
1692
Вариант 3.4;
4291
Вариант 3.3;
3977
Вариант 2;
3222
Вариант 3.1;
4231
Вариант 3.2;
4050
25
Технико-экономические показатели вариантов проекта
Полезный годовой отпуск тепловой энергии,
Тыс. Гкал
Вариант 3.4;
1121
Вариант 1;
368 Вариант 2;
368
Вариант 3.1;
993
Вариант 3.3;
1390
Вариант 3.2;
1012
26
Показатели экономической эффективности
вариантов проекта.
Миллионы рублей
Чистая приведенная стоимость (NPV),
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3.1
Вариант 3.2
Вариант 3.3
Вариант 3.4
20297
18214
14843
14753
14489
13282
10502
8564
9732
7794
6119
2843
Заменые средства 50%
Заменые средства 100%
27
Показатели экономической эффективности
вариантов проекта.
Внутренняя норма доходности, IRR
14,7
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3.1
Вариант 3.2
Вариант 3.3
Вариант 3.4
15,1
13,8
14,3
12,7
13,5
14,2 14,5
%
12
12,8
13,7 14
Заемн. 50%
Заемн. 100%
28
Показатели экономической эффективности
вариантов проекта.
Дисконтированный срок окупаемости полных инвест.
затрат
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3.1
Вариант 3.2
Вариант 3.3
Вариант 3.4
29,16
29,16
Годы
23,85
17,97
19,05
18,98
14,53
Собственные средства
23,85
18,98
17,97
19,05
14,53
Заемные средства
29
Сроки и стоимость реализации вариантов проекта
2015-2019гг.
1
2018-2024гг.
2
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
2015-2021гг.
22144 млн.руб
65207 млн.руб
90 667 млн.руб
2015-2021гг.
81816 млн.руб
2015-2021 гг.
52708
2708 млн.руб
2015--2022 гг.
2015
75001 млн. руб.
30
Выводы
 Всесторонний анализ вариантов проекта Артемовской
ТЭЦ изложен в 16 томах «Разработка обоснования
инвестиций в реализацию приоритетного
инвестиционного проекта по строительству Артемовской
ТЭЦ»
 По результатам анализа состояния и перспектив
развития энергетики Приморского края, социальносоциальноэкономической ситуации в регионе, сопоставления
технико--экономических показателей вариантов проекта,
технико
учитывая тенденции развития ресурсодобывающих
отраслей региона и РФ в целом как оптимальный объект
инвестирования к дальнейшему рассмотрению
предлагается Вариант 3.4. на площадке №1.
31
Благодарим за
внимание
Ваш проектный институт…
СибВНИПИэнергопром
Адрес: 664017, г. Иркутск, ул. Помяловского, д. 1
Телефон/факс 8 (3952) 56-37-10
E-mail: sibvep@energosib.irk.ru
32