Оценка проекта реконструкции турбины с производственным отбором пара

Целью работы является рассмотрение возможных вариантов реконструкции теплофикационной турбины ПТ-135-130/13, а также оценка экономической целесообразности их реализации.

В ходе работы были решены следующие задачи:

выполнены технико-экономическая оценка и анализ характеристик производственных результатов возможных вариантов реконструкции;

дана коммерческая оценка эффективности капитальных затрат возможного варианта реконструкции;

выполнен анализ показателей экономической эффективности возможного варианта реконструкции.

Комбинированная выработка электрической энергии и теплоты с помощью теплофикационных турбин дает значительную экономию топлива по сравнению с раздельной выработкой этих видов энергии. Экономия топлива увеличивается при понижении параметров отбираемого пара и с ростом количества отбираемого пара и снижается с увеличением параметров отбираемого на производство пара.

Работа турбин с регулируемым промышленным отбором пара в современных условиях вследствие отсутствия или снижения тепловой нагрузки характеризуется ухудшенными технико-экономическими показателями и, как следствие, перерасходом топлива. С целью улучшения показателей режимов работы таких установок необходимо проведение их реконструкции. Одним из возможных вариантов реконструкции турбины ПТ-135/165-130/15 можно рассматривать вариант с увеличением мощности турбоагрегата за счет замены цилиндра низкого давления существующей турбины на цилиндр среднего давления турбины Т-175/210-130 [1].

На турбине ПТ-135/165-130-15 (ст. 4) Красноярской ТЭЦ-2 в расчетном режиме предусмотрен производственный отбор пара в количестве 320 т/ч. Однако из-за малой фактической промышленной нагрузки турбина работает с номинальным расходом пара в производственный отбор только в периоды, когда температура наружного воздуха опускается ниже -20 оС. Пар из производственного отбора поступает на пиковые бойлеры. Вывод же из работы пиковых бойлеров приводит к сокращению расхода пара из производственного отбора и, следовательно, уменьшению нагрузки турбины из-за ограничения пропускной способности цилиндра среднего давления (ЦСД) турбины. Существующая максимальная нагрузка пиковых бойлеров составляет не более 20% нагрузки отопительного периода. В остальное время года давление греющего пара на пиковый сетевой подогреватель снижается дросселированием с 13 до 2,5 кгс/см2, что, конечно же, вызывает ухудшение экономичности работы электростанции.

Расчет тепловой схемы турбоустановки для существующего и номинального режимов обнаружил ухудшение показателей экономичности. Снижение расхода производственного пара в отбор с 320 до 100 т/ч увеличивает удельные расходы топлива как на выработку электрической энергии, так и на производство тепла. Надо отметить также, что при полной загрузке пиковых бойлеров максимальный расход пара в производственный отбор составляет 220 т/ч, что гораздо меньше, чем в номинальном режиме. Результаты расчета тепловой схемы представлены в таблице 1.

Таблица 1 Технико-экономические показатели режимов работы

Показатель	Режим работы
	существующий	номинальный
Расход пара в производственный отбор, т/ч	100	320
Мощность, снимаемая с шин генератора, кВт	133322	135000
Полный расход топлива на энергоблок, кг/с	37,80	37,80
Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт ч	0,56	0,53
Удельный расход топлива на производство тепловой энергии, кг/ГДж	61,63	59,94

В случае реализации данного варианта реконструкции ожидается снижение удельного расхода топлива установки как на отпуск электрической, так и на отпуск тепловой энергии.

Ожидаемые показатели режимов работы установки после реализации проекта реконструкции представлены в таблице 2.

Найденные показатели приняты в качестве исходных данных для экономической оценки проекта.

Выполненная экономическая оценка проекта реконструкции основывается на сопоставлении затрат на его осуществление с достигаемым благодаря этому проекту экономическим результатом, т.е. через изменение годовых результатов деятельности предприятия. Расчет выполнен согласно методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов [2].

Первоначальные затраты на реализацию проекта рассчитаны по следующим позициям: стоимость оборудования (без монтажа);

стоимость строительно-монтажных работ (с учетом расходов на непредвиденные и прочие затраты).

Для определения стоимости цилиндра среднего давления турбины Т-175/210-130 цена оборудования определялась по показателям удельных затрат на единицу параметра (массы). Стоимость ЦСД турбины Т-175/210-130, принятая в расчетах, составила 473,62 млн. руб.

Таблица 2

Ожидаемые показатели

Показатель	Значение показателей
	до реконструкции			1     после реконструкции
	температура наруж			ного воздуха, оС
	-10	-20	-40	-10	-20	-40
Установленная электрическая мощность Nэуст , кВт	118782,00	133433	134619	164857	151495	134898
Число часов использования установленной мощности Tуст , ч	1400,00	3500	720	1400,00	3500	720
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии bэ отп , кг/кВт ч	0,58	0,559	0,542	0,582	0,515	0,541
Установленная тепловая мощность Qотп, кВт	156279,20	308813,9	317006,3	156279,2	308813,9	317006,3
Удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии bт отп , кг/ГДж	66,03	61,34	61,03	69,86	58,57	61,02
Изменение установленной электрической мощности, ΔNэуст , кВт	-	-	-	46075,00	18062	279

Капитальные вложения включают инвестиционные затраты на строительно-монтажные работы, приобретение технологического оборудования, а также прочие затраты, связанные с реализацией проекта. Размер капитальных затрат проекта составляет 481,09 млн. руб. с НДС.

Расчет затрат на реализацию проекта выполнен с использованием программного продукта Гранд-Смета 3.0. Результаты расчета представлены в виде таблицы 3.

Расчетный срок выполнения проекта, включая проектные и изыскательские работы, оценен в один год.

Таблица 3

Сметный расчет на проведение строительно-монтажных работ

Вид работ	Значение, млн. руб.
Строительные работы	0,200
Монтажные работы	1,499
Прочие затраты	4,629
Итого	6,329
Всего с НДС	7,468
Стоимость оборудования	473,620
Итого по смете	481,090

Эффективность проекта определена по следующим основным показателям:

чистая текущая стоимость;

внутренняя норма доходности;

индекс доходности;

срок окупаемости инвестиций;

дисконтированный срок окупаемости.

В результате реализации проекта снижается расход топлива на производство электрической и тепловой энергии. Сокращается выработка электроэнергии, величина тепловой энергии остается на прежнем уровне. Согласно сценарным условиям развития электроэнергетики Российской Федерации на 2009–2020 гг. качестве базовой была принята цена на 2013 г. в размере 1,103 руб./кВт ч [4]. Ожидаемые результаты представлены в таблице 4.

При расчете производственных издержек учитывались изменение затрат на топливную составляющую, величина амортизационных отчислений, отчисления в ремонтный фонд и прочие расходы. Плата за пользование водными объектами, предельно допустимые выбросы, размещение отходов от технического перевооружения изменяются незначительно, вследствие чего данные затраты в проекте не учитывались.

Ожидаемые производственные результаты

Таблица 4

Показатель	Значение
Изменение расхода топлива на производство электроэнергии, т/г.	23128,03
Изменение расхода топлива на производство тепловой энергии, т/г.	7769,75
Изменение выработки электроэнергии, млн. кВт ч/г.	127,92
Доля собственных нужд, о.е.	0,06
Изменение отпуска электроэнергии, млн. кВт ч/г.	120,25

Расчет экономической привлекательности инвестиционного проекта произведен с использованием ставки дисконтирования в 11 %.

Показатели экономической эффективности проекта представлены в таблице 5.

Показатели экономической эффективности проекта

Таблица 5

Показатель	Значение
Чистая текущая стоимость, млн. руб.	187,44
Чистая текущая стоимость нарастающим итогом, млн. руб.	206,01
Индекс доходности, ед.	1,43
Внутренняя норма доходности, %	18,60
Срок окупаемости, лет	5
Дисконтированный срок окупаемости, лет	7

Анализ показателей экономической эффективности проекта позволяет считать его экономически привлекательным, поскольку:

капитальные затраты на модернизацию составляют 481,09 млн. руб.;

чистая текущая стоимость проекта больше нуля и составляет 91,56 млн. руб.

внутренняя норма доходности проекта равна 18,60 %;

индекс доходности проекта составил величину 1,43;

срок окупаемости затрат менее нормативного срока эксплуатации и составляет 5 лет, дисконтированный срок окупаемости 7 лет.

В целом рассматриваемый вариант реконструкции турбины можно рекомендовать к практической реализации, что требует дополнительных расчетов при более точных значениях стоимости работ, выполняемых в рамках проекта.