Модернизация турбины Т-55/60-130 на Т-60/65-130 ст. №4 на Сакмарской ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Инвестиционный проект ОАО «Оренбургская ТГК»

«Модернизация турбины Т-55/60-130 на Т-60/65-130 ст. №4» на Сакмарской ТЭЦ»

1. Цели и задачи проекта

Основная задача проекта - замена турбины ст. № 4 типа Т-55/60-130 в связи с выработкой паркового ресурса на турбину Т-60/65-130. При этом решаются следующие задачи:

1) повышается надёжность и безопасность работы электростанции;

2) повышается экономичность работы электростанции, сокращается удельный расход топлива на выработку 1 кВтч электроэнергии и отпуск 1 Гкал тепла;

3) сокращается количество выбросов вредных веществ и парниковых газов на единицу отпускаемой энергии;

4) продляется парковый ресурс работы турбоустановки, сокращаются затраты на ремонтно-восстановительные работы;

5) внедряется автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП), улучшаются условия труда обслуживающего персонала;

6) увеличивается установленная мощность электростанции, что необходимо в условиях приближающегося дефицита мощности Оренбургской энергосистемы.

Сакмарская ТЭЦ с установленной электрической мощностью 450 МВт и тепловой - 1560 Гкал/ч расположена в г. Оренбурге является основным источником централизованного теплоснабжения города (обеспечивает 70 % суммарных тепловых нагрузок основной части города).

Согласно разработанной ОАО «УРАЛВНИПИЭНЕРГОПРОМ» «Схеме теплоснабжения г. Оренбурга на период до 2010 года» доля Сакмарской ТЭЦ в покрытие тепловых нагрузок в общей потребности жилищно-коммунального сектора основной части города будет расти. Основное перспективное жилищное строительство предусматривается в Северной части города в зоне действия Сакмарской ТЭЦ.

Поэтому модернизация турбины Т-55/60-130 ст. № 4 приведет к уменьшению удельных расходов на отпущенные кВтч и Гкал, снижению затрат на техническое обслуживание и ремонт турбоагрегатов.

2. Обоснование строительства

В связи с тем, что на Сакмарской ТЭЦ не планируется ввод новых котельных агрегатов, основным направлением при реконструкции и модернизации ТЭЦ являются внедрение новых технологических решений по увеличению эффективности работы турбоагрегатов. Поэтому принято решение технического совещания по увеличению пропуска пара в цилиндр высокого давления турбины, и частичной замене основного оборудования турбины ст. №4.

Модернизация турбины Т-55/60-130 ст. № 4 фактически представляет собой замену данной турбины на турбину Т-60/65-130 без замены вспомогательного оборудования и генератора. Новая турбина имеет модернизированную проточную часть с применением прогрессивных профилей лопаток, усовершенствованных бандажей рабочих колёс, более экономичного способа парораспределения. За счёт этого турбина имеет более высокий коэффициент полезного действия и меньший удельный расход топлива. Применение альтернативного варианта - замена на ПГУ не даст значительного эффекта, т.к. среднегодовой коэффициент использования топлива на СТЭЦ составляет 70%.

Применение ПГУ наиболее эффективно в конденсационном режиме, а СТЭЦ работает с минимальной конденсационной нагрузкой. Увеличение энергоэффективности до 80-85% за счёт внедрения ПГУ на СТЭЦ не сможет компенсировать увеличение капитальных затрат на её строительство в стеснённых условиях главного корпуса станции. С учётом достаточно низкого ресурса ГТУ (около 100 тысяч часов работы) и значительно более высоких капитальных затрат на сооружение ПГУ по сравнению с модернизацией (модернизация - 106 у.е./кВт, ПГУ - 900 у.е./кВт), общие экономические показатели (ЧДД, ВНД, срок окупаемости) оказываются хуже, чем аналогичные показатели при модернизации.

Кроме этого следует учитывать, что Сакмарская ТЭЦ несёт в отопительный сезон почти полную нагрузку. Модернизация пройдёт за более короткий срок, чем реконструкция. Поэтому вывод мощностей на СТЭЦ на длительный период реконструкции возможен только после создания в г. Оренбурге других (компенсирующих) тепловых и генерирующих источников энергии.

Проект соответствует требованиям Концепции технической политики ОАО РАО «ЕЭС России».

Проектом предполагается провести модернизацию турбины в течение тёплого периода года с включением в сеть к отопительному сезону. Разработку проекта и поставку комплектующих выполнит энергоремонтная корпорация ОАО «Теплоэнергосервис». Услуги по выполнению строительно-монтажных работ, поставку оборудования осуществляет Самарское ПРП.

3. Стоимость строительства

План затрат по модернизации турбины Т-55/60-130 на Т-60/65-130 ст.№4 на Сакмарской ТЭЦ ОАО «Оренбургская теплогенерирующая компания» с разбивкой по годам представлен в таблице.

2006 г. - разработка ТЭО, поставка оборудования;

2007 г. - поставка оборудования;

2008 г. - поставка оборудования, строительно-монтажные работы, ввод в эксплуатацию.

4. Топливо, экология

Сакмарская ТЭЦ сжигает в среднем за год 1'030 тыс. т.у.т. и, при этом, выбрасывает в атмосферу 1'740 тн вредных веществ. Приведённое отпущенное тепло за 1 год приблизительно 5'121'000 Гкал. На существующее положение Сакмарская ТЭЦ имеет в соответствии с природоохранным законодательством согласованные нормативы выбросов, сбросов, отходов. Воздействие на компоненты природной среды в пределах допустимого.

Увеличение установленной мощности электростанции на 5 МВт приведёт к увеличению выбросов вредных веществ на 90 тн в год, но удельные выбросы в расчёте на одну отпущенную приведённую Гкал сократятся. Удельные выбросы вредных веществ за счёт реализации проекта снизятся в расчёте на приведённую отпущенную 1 Гкал с 0,339 кг/Гкал пр. до 0,338 кг/Гкал пр. Сокращаются также выбросы парниковых газов. Данный проект можно использовать для торговли на мировом рынке квотами на парниковые газы согласно Киотскому протоколу.

5. Ожидаемый эффект

эффективность проект замена турбина

Оценка коммерческой эффективности проекта рассчитана в автоматизированной программе «Альт-инвест», которая рекомендована к применению ОАО РАО «ЕЭС России».

Основные показатели коммерческой эффективности проекта:

1) Ставка сравнения - 13 %.

2) Чистый дисконтированный доход 452,181 млн. руб.

3) Внутренняя норма доходности 25 %.

4) Срок окупаемости проекта 6,9 года.

5) Дисконтированный срок окупаемости 10,3 года.

Парковый ресурс турбины составляет 220 тыс. часов или ориентировочно 28 лет.

Отсюда видно, что ВНД более 13%, ЧДД положительный, срок окупаемости не превышает срок эксплуатации (службы) оборудования, что соответствует требованиям положения об инвестиционной деятельности ОАО РАО «ЕЭС России» для проектов рекомендованных к реализации.

Размещено на Allbest.ru