WWW.NAUKA.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Книги, издания, публикации
 


Pages:   || 2 |

«Список исполнителей Зам.Заведующего ЛПРЭБ _ Лазарев М.В. Ведущий научный _ Авруцкий Г.Д. сотрудник ЛПРБ Главный конструктор ПКО _ Бочаров А.М Заведующая ЛАО _ Зорченко Н.В. Заведующий ...»

-- [ Страница 1 ] --

Список исполнителей

Зам.Заведующего

ЛПРЭБ ___________________ Лазарев М.В.

Ведущий научный ___________________ Авруцкий Г.Д.

сотрудник ЛПРБ

Главный конструктор

ПКО ___________________ Бочаров А.М

Заведующая ЛАО ___________________ Зорченко Н.В.

Заведующий ОПТ ___________________ Тугов А.Н.

Заведующая ОВХП ___________________ Кириллина А.В.

Заведующий ____________________ Иванов Е.Н.

лабораторией ОВХП Заведующий лабораторией ОТУ ____________________ Байбаков С.А Старший научный сотрудник ОЗА ____________________ Иванова А.А.

Нормоконтролер _____________________ Харитонова Г.А.

 2   Оглавление Уведомление об ограничении ответственности

Резюме отчета

Введение

1 Описание конкурентного окружения и объекта

2 Анализ инвестиционного проекта

2.1Общие замечания к проекту

2.2 Сравнение предлагаемых вариантов строительства

2.3 Дополнительный вариант строительства

2.4 Замечания по оценке экономичности

2.5 Замечания по системе теплофикации и выдаче тепловой мощности

2.6 Замечания по разделам охраны окружающей среды (ООС)

2.7 Анализ технических решений по проекту ОВХП расширения Владивостокской ТЭЦ-2

2.8 Результаты технологического и ценового аудита технических решений, принятых по АСУТП Владивостокской ТЭЦ-2

2.9 Общие замечания по презентации « Мосэнергопроекта»

2.10 Замечания по архитектуре модернизации

2.11 Анализ схемы выдачи электрической мощности

3 Идентификация основных рисков инвестиционного проекта

3.1 Риск увеличения сроков строительства

3.2 Риски не достижения запланированной рентабельности

3.3. Операционные риски

3.4 Риск не достижения плановых технико-экономических параметров

3.5 Технологические риски

Заключение

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Приложеие Д.

 3   РЕФЕРАТ  Страниц текста – 66, таблиц – 5, рисунков – 3.

Ключевые  слова:  ТЕПЛОВАЯ  ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ  СТАНЦИЯ,  ТУРБИНА,  КОТЕЛ,  ТУРБОГЕНЕРАТОР,  ТРАНСФОРМАТОР, 

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОН ОБОРУДОВАНИЯ, ЭКОНОМИЧНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ. 

Проведена экспертная оценка обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений по созданию в рамках инвестиционного проекта объекта капитального строительства на их соответствие лучшим отечественным и мировым технологиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом требований современных технологий производства, необходимых для функционирования объекта капитального строительства, а также эксплуатационных расходов на реализацию инвестиционного проекта в процессе жизненного цикла.

Главная цель настоящей работы повышение эффективности

– использования средств, снижение стоимости, сокращение сроков строительства, повышение конкурентоспособности, а также оптимизации эксплуатационных расходов в процессе жизненного цикла.

Аудитором предложены технические решения, которые позволяют несколько снизить стоимость выбранного варианта проекта.

 

–  –  –

Все данные, информация, выводы, оценки, характеристики и рекомендации, приведенные в данном Отчете, актуальны на период проведения проверки и основываются на информации, представленной работниками ОАО «РАО энергетические системы Востока».

Группа в составе:

руководителя – Лазарев М. В.

члены группы – Бочаров А.М., Зорченко Н.В., Авруцкий Г.Д., Тугов А.Н., Кирилина А.В., Иванов Е.Н., Иванова А.А., Байбаков С.А., Иванова А.А., Лебедева Н.А.

провела анализ инвестиционного проекта модернизации Владивостокской ТЭЦ-2.

Проверка проводилась на основании представленных документов, а также пояснений авторов проекта.

На проверку были представлены следующие материалы:

Состав анализируемого проекта

–  –  –

Основываясь на информации, полученной в результате проведенных исследований, Исполнитель констатирует наличие различных групп рисков, которые могут привести к возникновению существенных финансовых потерь.

–  –  –

ОЭС России Объединенная энергетическая система России ВПУ Водоподготовительная установка ДПМ Договор о предоставлении мощности КОМ Конкурентный отбор мощности ТЭП Технико-экономические показатели Финансово-экономическая модель инвестиционного ФЭМ проекта Агентство по прогнозированию балансов в АПБЭ электроэнергетике Министерства энергетики Российской Федерации  7  

Прочие сокращения и аббревиатуры, используемые в отчете: 

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом  БЩУ     – блочный щит управления  ВЛ         – высоковольтная линия (воздушная)  ВНД      – внутренняя норма доходности  ВПУ       – водоподготовительная установка ТЭС  ВСВ       – временно согласованный выброс в атмосферу  ВСС       – временно согласованный сброс в водоёмы  ГПК       – газовый подогреватель конденсата  ГТУ        –  газотурбинная установка  ГЩУ      – главный щит управления   ДКС      – дожимная компрессорная станция  ДПМ     – договор о предоставлении мощности  ЕУК       – единица установленного количества выбросов парниковых газов по государственным  обязательствам  ЗСП       – зона свободного перетока  ИД        – индекс доходности  ИП        – инвестиционный проект  КВОУ    – комплектное воздухоохладительное устройство  КИТ       – коэффициент использования теплоты топлива  КП         – Киотский протокол к Рамочной конвенции ООН об изменении климата  КПД      – коэффициент полезного действия  КРУ       – комплектное распределительное устройство  КРУЭ    – комплектное распределительное устройство элегазовое  КУ         – котёлутилизатор (паровой)  КУВ       – котёлутилизатор водогрейный  ЛЭП      – линия электропередачи   МГЭИК – Межправительственная группа экспертов по изменению климата  НДС      – налог на добавленную стоимость   НМУ     – неблагоприятные метеорологические условия  ОРУ      – открытое распределительное устройство  ОВОС   – оценка воздействия на окружающую среду   ОИ        – обоснование инвестиций  ПГУ       – парогазовая установка  ПДК      – предельно допустимая концентрация  ПИР      – проектноизыскательские работы  ПЗ         – пояснительная записка  ПСГ       – подогреватель сетевой воды горизонтальный  ППГ       – пункт подготовки газа  ПСУ      – паросиловая установка  ПТУ       – паротурбинная установка  РКИК    – Рамочная конвенция ООН об изменении климата  РСВ       – рынок «на сутки вперёд»  СМР     – строительномонтажные работы  СН         – собственные нужды  ТГ          – турбогенератор  ТЗ          – техническое задание  Тр         – трансформатор  ТЭЦ      – теплоэлектроцентраль 

–  –  –

В процессе выполнения работы предложен так же ряд замечаний и предложений к проекту, которые направлены на повышение качества, надежности и экономичности оборудования.

–  –  –

Согласно Постановлению правительства РФ от 30 апреля 2013 г. N 382 о проведении публичного технологического и ценового аудита крупных инвестиционных проектов с государственным участием, проводится экспертная оценка обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений по созданию в рамках инвестиционного проекта объекта капитального строительства на их соответствие лучшим отечественным и мировым технологиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом требований современных технологий производства, необходимых для функционирования объекта капитального строительства, а также эксплуатационных расходов на реализацию инвестиционного проекта в процессе жизненного цикла.

Главная цель настоящей работы повышение эффективности

– использования средств, снижение стоимости, сокращение сроков строительства, повышение конкурентоспособности производства путем проведения экспертной оценки обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений в рамках инвестиционного проекта на их соответствие лучшим отечественным и мировым технологиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным строительным материалам и оборудованию с учетом опыта ОАО "ВТИ", требований современных технологий производства, а также оптимизации эксплуатационных расходов в процессе жизненного цикла.

–  –  –

федеральный округ России, который занимает 36% всей ее территории.

Приморский край является одним из регионов, который входит в ДФО и занимает юго-восточную его окраину. Город Владивосток является административным центром и самым крупным городом Приморского края.

По размещению крупных источников тепла можно выделить четыре тепловых района г. Владивосток:

- теплорайон ТЭЦ-1, в который входят Западный район и часть Центрального;

- теплорайон ТЭЦ-2, в который входят Южный район, а также части Центрального и Северного;

- теплорайон ТЦ Северная-1, 2, в который входит Северный район;

- теплорайон котельной № 61 (Пивиндустрия Приморья), в который входят часть Курортного района и часть п. Трудовое.

Основными источниками централизованного теплоснабжения города являются теплоцентрали ОАО «Дальэнерго»: Владивостокская ТЭЦ-2 и ТЭЦ-1, теплоцентраль Вторая Речка, котельные «Северная» и «Снеговая».

В соответствии со СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»

г.Владивосток имеет следующие климатические характеристики:

- температура воздуха наиболее холодной пятидневки - 24 оС;

- максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца + 35 оС;

- средняя месячная температура воздуха:

- самого холодного (января) - 13,1 оС;

- самого теплого (август) +21 оС;

- величина расчетной скорости ветра – 6,9 м/с;

- преобладающее направление ветра — северное (зимнее время), - юговосточное (летнее время).

  11   Владивостокская ТЭЦ-2 занимает три промплощадки: тепловой электрической станции, золоотвала в бухте Промежуточная, золоотвала сухого складирования в бухте Горностай.

Промплощадка электростанции расположена в долине реки Объяснения, на юго-восточной окраине Ленинского района г. Владивостока, расположенного на сопках южной оконечности полуострова МуравьеваАмурского, омываемого водами заливов Амурского, Уссурийского и Петра Великого Японского моря.

Промплощадка ограничена с юго-запада и юга автодорогой, с севера подъездными железнодорожными путями, северо-восточная граница пересекает пойму реки Объяснения и примыкает к сопке, где располагаются сооружения базы «Росбакалея». Ближайшая жилая застройка микрорайона расположена на расстоянии 500 м к югу и 150-200 м к юго-западу от границ промплощадки.

Рельеф места расположения промплощадок мелкосопочный с перепадом высот 50-100 м на 1 км. Планировка промплощадки электростанции террасная с уклоном в северо-западном направлении (в сторону русла р. Объяснения).

Проектирование Владивостокской ТЭЦ-2 было начато Томским отделением Теплоэлектропроекта Минэнерго в марте 1962 года. Монтаж и ввод в эксплуатацию первых двух блоков был осуществлен в 1970 году. В настоящее время Владивостокская ТЭЦ-2 является структурным подразделение филиала «Приморская генерация» ОАО «ДГК».

Установленная электрическая мощность станции составляет 497 МВт, тепловая 1051 Гкал/ч. Станция обеспечивает до 80 % потребностей Владивостока в электрической энергии и до 63 % - в тепловой. На ВТЭЦ-2 в настоящее время около 70% электроэнергии производится по эффективному теплофикационному циклу.

Тепловая схема Владивостокской ТЭЦ-2 выполнена с поперечными связями по основным потокам пара и воды. Благодаря возможности   12   комбинированной выработки электрической и тепловой энергии теплоэнергетическое оборудование станции является наиболее экономичным в энергосистеме. Режим и загрузка станции по электрической энергии определяется в зависимости от заданного диспетчерского графика электрических нагрузок, по тепловой энергии определяется диспетчером тепловых сетей в зависимости от температуры наружного воздуха.

Коэффициент готовности генерирующего оборудования к несению нагрузки для Владивостокской ТЭЦ-2 находится в пределах от 95% (в период несения осенне-зимнего максимума), до 75% (в период летней ремонтной компании, когда большинство агрегатов находится в плановом текущем ремонте).

На берегу бухты Тихая, в 1 километре от промплощадки станции, расположена насосная станция технического водоснабжения для забора и подачи на станцию охлаждающей морской воды.

Горводопроводная вода закачивается насосами сырой воды, делится для подпитки котлов (50%) и подпитки теплосети (50%). Для подпитки котлов используется водоподготовительная установка производительностью 480 т/ч. Подпитка теплосети осуществляется сырой водой после вакуумнотермического деаэратора, подаваемой насосами подпитки теплосети.

Общие сведения

Владивостокская ТЭЦ-2 располагается на юго-восточной окраине города на полуострове Муравьёва-Амурского по адресу 690034 г.Владивосток, ул. Фадеева, 47А. Площадка проектируемой ПГУ располагается на расстоянии 360 м северо-западнее существующего главного корпуса ТЭЦ. Площадка занята постройками стройдвора.

На территории Владивостокской ТЭЦ-2 проходит р. Объяснения. На всем протяжении реки по территории Владивостокской ТЭЦ-2 она заключена в железобетонный канал. Глубина залегания канала до верха составляет 3 метра. Данный канал выходит за пределы территории Владивостокской ТЭЦс каждой стороны на расстояние не менее 50 метров.

  13   Проектирование и строительство ПГУ будет осуществляться с учетом сложившейся застройки, в условиях эксплуатации действующих оборудования, сооружений и технологических эстакад.   На станции установлено 14 котлов БКЗ-210-140 Барнаульского котельного завода, производительностью 210 тонн пара в час, давлением пара 140 кг/см2 и температурой перегретого пара 560ОС. Износ котельного оборудования составляет 61%. Котельный агрегат типа БКЗ-210-140Ф однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, скомпонован по П-образной схеме, предназначен для сжигания бурых углей.

Топка представляет собой первый восходящий газоход, во втором горизонтальном газоходе расположен пароперегреватель, в третьем нисходящем газоходе расположен водяной экономайзер и воздухоподогреватель, установленные в «рассечку». В верхней части топки трубы заднего экрана образуют аэродинамический выступ, который предназначен для улучшения аэродинамики газового потока на выходе из топки и частичного затенения поверхности второй ступени пароперегревателя. Фронтовой и задний экраны в нижней части образуют скаты «холодной» воронки. Топочные блоки боковых экранов плоские.

В 2011г. котлоагрегаты БКЗ - 210-140Ф ст. 1-6; в 2012г. котлоагрегаты БКЗ - 210-140Ф ст. 1,8; в 2013г. котлоагрегаты БКЗ - 210-140Ф ст. 9,10 были переведены на сжигание природного газа Сахалинского месторождения в качестве основного топлива. Мазут М-100 для котлов, работающих на газе, является аварийным топливом, для оставшихся котлов, работающих на угле,

– растопочным. Мазут хранится в четырех металлических емкостях по 5000м3.

На ВТЭЦ-2 установлено шесть турбоагрегатов, характеристика которых приведена в таблице ниже. Парковый ресурс турбин №№ 1- 4 отработан в 2010г.

–  –  –

Р-80-115 80 178 178 - 460 1970 Т-98-115 98 160 160 - 460 1970 Т-105-115 105 168 168 - 465 1972 Т-109-115 109 175 175 - 485 1975 ПР-50/60-115/13 50 190 38 152 420 1978 ПТ-55-115/13 55 180 180 440 1984

–  –  –

Тепловая схема Владивостокской ТЭЦ-2 выполнена с поперечными связями по основным потокам пара и воды.

В настоящее время теплоснабжение по контуру ТЭЦ-2 осуществляется по графику 105-70 оС с циркуляцией на уровне 15000 т/ч, что практически является пределом пропускной способности тепловых сетей и не позволяет подключать новых потребителей.

Трубопроводы теплофикационных выводов рассчитаны на выдачу проектной тепловой нагрузки в горячей воде (150-70оС) 850 Гкал/ч (10600т/ч), в паре 888 т/ч.

При работе ТЭЦ по температурному графику сетевой воды 150/70°С либо 130/70°С (срезка) пропускной способности тепловых сетей достаточно даже с учетом перспективной присоединенной тепловой нагрузки.

В ТЭО отмечается, что в настоящее время Владивостокская ТЭЦ-2 является одной из самых дорогих электростанций ОЭС Востока в отношении цены вырабатываемой энергии. Объясняется это, прежде всего, высокой ценой за газ, высоким уровнем износа оборудования и тем, что перевод станции на газ был осуществлен без модернизации генерирующего оборудования.

  15   В ТЭО представлены варианты модернизации ВТЭЦ-2. Сразу отметим, что пропускной способности существующих ГРП для всех вариантов достаточно.

Ниже представлены технико-экономические показатели существующей станции, позволяющие сравнить варианты модернизации с показателями ее работы сегодня.

–  –  –

Все варианты модернизации, предложенные в ТЭО, можно подразделить на две группы: с сохранением существующих котлов или части котлов (варианты 1-3, 5) и без них (полный демонтаж котлов) – (вариант 4).

В ТЭО отмечается, что при сохранении котлов размещения ПГУ возможно только на территории существующего угольного склада, т.е. после перевода всех энергетических котлов на газ из топливного баланса станции уголь исключается.

По нашему мнению, сохранение котлов и паротурбинного цикла в том или ином объеме целесообразно, а может быть и необходимо по следующим причинам:

1 Это позволяет использовать на станции мазут в качестве резервного топлива.

  16   2 Если демонтировать все котлы, то для выработки пара на производство (ООО «Стройдеталь») и собственные нужды ТЭЦ необходимо будет построить новую паровую котельную, генерирующую пар производственных параметров (13 кгс/см2, 250300°С), что вряд ли экономически целесообразно.

В ТЭО рассматриваются следующие варианты реконструкции ВТЭЦ-2:

Вариант 1 Предполагается замена паровых турбин ст.№№1-3 (Р-80-115, Т-98-115, Т-105-115) на три теплофикационные Т-110/120-130-5 в существующем главном корпусе. При замене Р-80-115 на Т-110/120-130-5 также устанавливается регенерационная система подогрева, система подогрева сетевой воды и конденсатор. Охлаждение конденсатора предусматривается оборотной водой сухой вентиляторной градирни, располагаемой на территории угольного поля.

Для покрытия присоединенных тепловых нагрузок с учетом перспективы необходимо двенадцать работающих котлов. Следовательно, котлы №11,12 нужно перевести на газ. Оставшиеся два – законсервировать.

Так как перспективная тепловая нагрузка ТЭЦ в горячей воде составит 850 Гкал/ч, то устанавливается пиковая водогрейная котельная (4хПТВМдля догрева сетевой воды после основных бойлеров всей ТЭЦ, которая размещается на территории угольного поля. Расход сетевой воды в соответствии с температурным графиком сетевой воды 150/70°С составит 10600 т/ч. Пропускная способность пикового водогрейного котла ПТВМ-120 в пиковом режиме составит 2956 т/ч. Соответственно, необходимо установить четыре ПВТМ-120, способных нагреть 11824 т/ч сетевой воды.

(Описание котла ПВТМ-120, рекомендованного к установке, представлено в Приложении А).

Для покрытия присоединенных тепловых нагрузок в горячей воде и паре пропускной способности существующих ГРП достаточно, но необходима установка дополнительного мазутного резервуара вместимостью 3000 м3.

  17   Вариант 2 А Помимо замены существующих паровых турбин ст.№№13 на теплофикационные ПТУ и установки пиковой водогрейной котельной 4хПТВМ-120 (см. вариант 1), предусмотрена установка двух моноблоков ПГУ-220Т (2хГТ+2хКУ+2хПТ) суммарной мощностью 440 МВт.

Для обеспечения работы ПГУ предусмотрена установка газового хозяйства с дожимной компрессорной станции (ДКС) и пункта подготовки газа (ППГ), а также сооружение маслохозяйства, двух сухих вентиляторных градирен, химводоочистки, очистных сооружений нефтесодержащих сточных вод и бакового хозяйства. Выдача мощности будет осуществляться кабельными линиями через КРУЭ 220 кВ. Размещение комплекса сооружений предлагается на территории бывшего угольного склада (после перевода всех котлов на сжигание газа) и территории существующего растопочного мазутного хозяйства и маслосклада. Все сооружения угольного хозяйства, включая подъездные железнодорожные пути подлежат демонтажу.

Для блока ПГУ-220Т проектом к установке принят котел-утилизатор (КУ) типа ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод». КУ – барабанный, двух давлений без промперегрева, с принудительной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давлений, однокорпусной, вертикального профиля, с подвеской к собственному каркасу через промежуточные металлоконструкции с горизонтальным расположением теплообменных труб поверхностей нагрева.

Котел-утилизатор предназначен для работы с газовой турбиной, сжигающей природный газ и дизельное топливо (аварийное топливо), без дожигания топлива.

В этом варианте необходимо дополнительно установить два резервуара с мазутом вместимостью 3000 м3 каждый, так как на месте старого склада мазута запасом 3060 м3 устанавливается хозяйство дизельного топлива для блоков ПГУ.

Вариант 2Б В отличие от варианта 2А, вместо двух моноблоков ПГУТ предусмотрена установка дубль-блока ПГУ-450Т (2хГТ+2хКУ+1хПТ) с

–  –  –

части размещения блока ПГУ на генплане. Большая часть зданий и сооружений комплекса ПГУ размещается на территории бывшего стройдвора Владивостокской ТЭЦ-2, где в настоящее время находятся складские и производственные помещения других собственников. Основным отличием от варианта 2А является возможность сохранения части паровых котлов, работающих на угле, так как площадка угольного поля сохраняется.

Вариант 3 Помимо замены существующих паровых турбин ст.№№13 на теплофикационные ПТУ и установки пиковой водогрейной котельной 4хПТВМ-120 (см. вариант 1), предусмотрена ГТ-надстройка существующих котлов.

Строительство 4-х моноблоков ПГУВариант 4А 220Т(4хГТ+4хКУ+4хПТ) суммарной мощностью 880МВт в две очереди.

Два моноблока (первая очередь) с сухой вентиляторной градирней для охлаждения основного и вспомогательного оборудования размещаются на территории угольного склада и топливоподачи. Также предусмотрена установка газового хозяйства с ДКС и ППГ, хозяйства дизельного топлива, маслохозяйства, бакового хозяйства и здания ХВО (см. вариант 2а).

Котел-утилизатор такой же как и для варианта 2А,В – ПК-74.

После ввода блоков ПГУ первой очереди в существующем главном корпусе планируется демонтаж котлов ст. №№1-8 и турбин ст. №№1-3, демонтаж конструкций главного корпуса и сооружение на освободившейся площадке нового главного корпуса для двух моноблоков ПГУ 220Т.

Пиковая водогрейная котельная (4хПТВМ-120) для двух очередей размещается на территории угольного поля (см. вариант 1).

При завершении строительства второй очереди возможен вывод всех оставшихся в работе существующих паровых турбин, при условии установки паровой котельной для выработки пара производственных параметров на нужды станции и потребителя (ООО «Стройдеталь»). Предлагается   19   установить паровую котельную с установкой трех паровых котлов Е-50ГМ (ГМ-50-14/250) производительностью 50 т/ч каждый (описание котла приводится в Приложении Б), генерирующую пар производственных параметров (13 кгс/см2, 250300°С).

В качестве резервного источника будет организован отбор пара от блоков ПГУ. Кроме этого, в паровой котельной предусматривается установка подпитки теплосети.

Паровую котельную с установкой подпитки теплосети планируется разместить рядом с пиковой водогрейной котельной.

м3 Существующего мазутного хозяйства вместимостью 25000 достаточно. Из пяти резервуаров емкостью 5000 м3 каждый необходимо оставить три резервуара.

Вариант 4Б В отличие от варианта 4А, вместо четырех моноблоков ПГУ-220Т предусмотрена установка двух дубль-блока ПГУ-450Т (4хГТ+4хКУ+2хПТ) суммарной мощностью 900МВт также в две очереди (вывод первых 3-х турбин и 8 котлов для установки главного корпуса второй очереди). Котлы-утилизаторы – П-107 (изготовитель ОАО «Подольский машиностроительный завод»).

м3 Существующего мазутного хозяйства вместимостью 25000 достаточно. Из пяти резервуаров емкостью 5000 м3 каждый необходимо оставить три резервуара.

Вариант 5 Помимо замены существующих паровых турбин ст.№№13 на теплофикационные ПТУ и установки пиковой водогрейной котельной 4хПТВМ-120 (см. вариант 1), предусмотрена установка двух дубль-блоков ПГУ-210Т (4хГТ+4хКУ+2хПТ) суммарной мощностью 420 МВт.

Два дубль-блока с сухими вентиляторными градирнями для охлаждения основного и вспомогательного оборудования размещаются на территории угольного поля. Также предусмотрена установка газового хозяйства с ДКС и ППГ, хозяйства дизельного топлива, маслохозяйства, бакового хозяйства и здания ХВО. Пиковая водогрейная котельная для догрева сетевой воды также размещается на территории угольного поля.

–  –  –

ПГУ-210Т (420 МВт) и вывод из эксплуатации по мере выработки своего ресурса существующих паровых турбин ст.№13. Паровые котлы ст.№11,12 необходимо перевести на газ.

Сроки вывода существующих т/а: 2017 г. – т/а ст.№3, 2019 г. – т/а ст.№2 и 2020 г. – т/а ст.№1.

Сроки ввода первого блока ПГУ-210Т: 2017 г.

Дополнительного лимита расхода газа не требуется. Существующего запаса мазутного хозяйства достаточно.

С вводом ГТУ-ТЭЦ высвобождается мощность производственных отборов турбин №5,6, которая в настоящее время отдается на ЦПВБ.

Поэтому с 2015 года основным потребителем пара производственных параметров остается ООО «Стройдеталь». Потребление пара с учетом собственных нужд ТЭЦ составит примерно 150 т/ч (78 Гкал/ч).

Для покрытия присоединенных тепловых нагрузок с учетом перспективы достаточно работающих семи котлов, следовательно, котлы №8-14 возможно законсервировать.

После установки блоков ПГУ-210Т остаются в эксплуатации турбины ст. № 4-6. Установленная мощность в целом по ТЭЦ составит 634 МВт, тепловая – 1315 Гкал/ч, в том числе на теплофикацию – 983 Гкал/ч, отпуск пара – 332 Гкал/ч.

Ниже приводятся основные выводы и рекомендации по проведенной работе, к которым пришли авторы Мосэнергопроекта».  1 Вопрос реконструкции Владивостокской ТЭЦ-2, либо строительство замещающего источника, является крайне важной проблемой, учитывая значение ТЭЦ-2 для города и состояние ее оборудования.

  21   2 Для реконструкции станции рассматривалось 10 вариантов. В связи с тем, что объемы товарной продукции по вариантам близки, для расчетов эффективности были приняты наиболее характерные 1 и 5.

3 Годовые объемы товарной продукции станции по отпущенной электрической и тепловой энергии (объемы продаж) были приняты, исходя из работы в номинальном теплофикационном режиме по заданию заказчика.

4 Выдача тепловой мощности от новых паросиловых и парогазовых агрегатов потребителям предусмотрена совместно с Владивостокской ТЭЦ-2 по действующим тепломагистралям.

5 Выдача электрической мощности запроектирована через ОРУ-220 кВ Владивостокской ТЭЦ-2 и вновь сооружаемое КРУЭ-110 кВ.

6 Срок жизни инвестиционного процесса, в течение которого интегрируются финансовые и экономические показатели, составляет 30 лет.

7 Входная информация введена в расчетные алгоритмы на основе маркетинговой информации и дополнительных исходных данных, представленных Заказчиком.

8 В объеме расчетов для обоснования инвестиций определена динамика необходимых инвестиций, ежегодных объемов сбыта товарной продукции, ежегодных издержек производства, налогообложения, баланса прибылей и убытков, движения денежных потоков, баланса активов и пассивов и другие показатели, регламентированные действующими «Методическими рекомендациями по оценке инвестиционных проектов и отбору их для финансирования» (Госстрой, Минэкономики, Минфин России, Москва, 1994г).

9 В составе интегральных показателей финансовой и экономической эффективности инвестиционного проекта для обоих вариантов определены:

чистая приведенная стоимость (NPV), внутренняя норма рентабельности (IRR), норма доходности дисконтированных затрат (PI), дисконтированный срок окупаемости инвестиций (PBP). Рассчитана также динамика проектной   22   себестоимости отпущенной электрической и тепловой энергии, с учетом инфляции. Чувствительность проекта к изменениям основных входных параметров (кап. вложения, цена топлива, тарифы на товарную продукцию) в диапазоне от минус 25% до 25%.

10 При анализе проведенных расчетов выявлено, что рассматриваемые варианты 1 и 5 имеют отрицательные показатели во всем рассмотренном диапазоне. В соответствии с исходными данными по выбранным вариантам, присутствует низкая среднегодовая загрузка оборудования, что выражается в малом объеме продукции. Число часов использования установленной тепловой мощности для вариантов 1 и 5 составляет соответственно 1482 и 1249 час, электрической мощности – 4058 и 2220 час.

11 Кроме того, по всем вариантам требуется решение по обеспечению надежного газоснабжения для вводимых парогазовых блоков, так как Владивостокская ТЭЦ-2 является основным источником теплоснабжения города. Решением проблемы мог бы стать второй газопровод от месторождений Сахалина.

12 Несмотря на полученные отрицательные показатели, реконструкция станции необходима, учитывая важность Владивостокской ТЭЦ-2 для теплоснабжения города и состояние оборудования станции, отработавшего или отрабатывающего установленный ресурс. Исходя из имеющихся данных о перспективных электрических и тепловых нагрузках города возможно рассмотреть дополнительно тип и количество турбоагрегатов, предлагаемых к установке и пересмотреть в целом тепловую схему станции для определения оптимального состава оборудования с учетом установки ГТУТЭЦ на площадке станции и строительства ГТУ-ТЭЦ на площадке ЦПВБ, строительство которой позволит использовать пар турбин ст. №№5,6 для целей теплофикации в тепловом районе ТЭЦ-2.

Реализация проекта по вариантам 1, 5, 5А позволит решить следующие существующие проблемы энергосистемы юга Приморского края:

- увеличение мощности энергоисточника для обеспечения   23   возрастающих электрических и тепловых нагрузок потребителей;

- повышение экономической эффективности производства электрической энергии за счет газотурбинного цикла и нового эффективного оборудования;

- повышение надежности энергосистемы юга Приморского края и энергоснабжения потребителей.

Финансово привлекательным может стать только вариант 5А Фактически авторы работы остановились на варианте 5А.

–  –  –

2.1Общие замечания к проекту  2.1.1 В соответствии с требованиями системного оператора (Общие технические требования к вновь вводимому энергетическому оборудованию тепловых электрических станций, работающих по паросиловому циклу в составе ЕЭС России. Правила технического функционирования энергосистем СО ЕЭС) сооружение любого блока должно начинаться с разработки технических требований к блоку, содержащих требования:

- к мощности и параметрам;

- экономичности;

- маневренности;

- надежности: долговечность, безотказность, ремонтопригодность;

- экологии.

Такого документа в проекте нет. Авторы большей частью рассматривают совместную реконструкцию всей станции, а техническое задание написано только на вариант 5А, т.е только на ввод двух ПГУ.

2.1.2 Периодичность ремонтов и ресурса ГТУ и ПТУ должны быть указаны в эквивалентных часах. В Проектной документации должны быть приведены формулы по их определению в зависимости от учитываемых факторов. Эти формулы разрабатывает производитель ГТУ и ПТУ и должен представлять в составе своей документации. Ресурсные показатели ПГУ и КУ (межремонтный и полный ресурсы) также должны быть указаны в эквивалентных часах.

2.1.3 В соответствии с СО 153-34.21.322-2003 «Методические указания по организации и проведению наблюдений за осадкой фундаментов и деформациями зданий и сооружений строящихся и эксплуатируемых тепловых электростанций» в процессе проектирования ПГУ разрабатывается проект наблюдения за деформациями оснований зданий и сооружений, в котором устанавливаются:

  25  

- объекты для наблюдения за осадкой – документ отсутствует;

- точность измерений – информация отсутствует;

- расположение исходных (глубинных, грунтовых) реперов – в документе отсутствует;

- размещение деформационных марок на объектах – отсутствуют марки на фундаментах турбоагрегатов газовых и паровой турбин;

- система обработки материалов наблюдений и форма отчетной документации – документ отсутствует.

Например: к объектам, подлежащим наблюдению за осадкой, относятся:

- главный корпус ПГУ;

- здания водоподготовительной установки;

- сооружения:

- дымовые трубы;

- фундаменты под турбоагрегаты;

- фундаменты под котлы и т.д.

2.2  Сравнение предлагаемых вариантов строительства  Первый вариант, строго говоря, не соответствует названию ТЭО, хотя и является вполне конкурентоспособным. По первому варианту замена паровых турбин должна сопровождаться реконструкцией котлов. В ТЭО необходимо определить целевые показатели котлов после реконструкции, мероприятия по их достижению и затраты на их проведение.

В вариантах 2А, Б недостатком является то, что особенностью газоснабжения ВТЭЦ-2 являются периодические ограничения поставки газа, связанные с рядом проблем (часто возникающие гидратные пробки и др.). В варианте 2В появляется возможность сохранения паровых котлов, работающих на угле, а также угольного поля, что является залогом стабильной работы ТЭЦ в случае непредвиденных неполадок на источнике газоснабжения. В варианте 2Б работоспособность блока зависит от работоспособности единственной паровой турбины. ПГУ с более широким   26   диапазоном регулирования являются более приоритетными вариантами для ВТЭЦ-2, так как смогут обеспечить более надежную и стабильную работу ТЭЦ в целом.

В варианте 3 предлагается газотурбинная надстройка существующих котлоагрегатов. В ТЭО отмечается негативный опыт проектирования ГТнадстройки на ТЭЦ-9 филиале ОАО «Мосэнерго», в связи с чем этот вариант считается нецелесообразным и в дальнейшем не рассматривается. В частности указывается, что для этого объекта в ходе проектирования поставщик котельного оборудования провел ряд расчетов, в результате чего пришел к выводу о невозможности принятия уходящих газов газовой турбины паровым энергетическим котлом. Для котлов Владивостокской ТЭЦ-2 такие расчеты не проводились, поэтому весомых оснований сразу отклонять этот вариант нет. В принципе, эти трудности могут быть преодолены с помощью систем БРОУ.

Основными недостатками вариантов 4 являются два момента:

Для выработки пара для отпуска внешним потребителям и собственных нужд необходимо строительство паровой котельной после демонтажа всех существующих паровых котлов. С экономической точки зрения это не целесообразно. В варианте 4А может быть целесообразно установить три моноблока ПГУ-220Т и один традиционный паросиловой и тем самым решить проблему с отпуском пара.

В связи с тем, что особенностью газоснабжения ВТЭЦ-2 являются периодические ограничения поставки газа, связанные с рядом проблем (часто возникающие гидратные пробки и др.), сохранение котлов, имеющих резервное топливо мазут, позволит обеспечить более надежную и стабильную работу ТЭЦ в целом. Строительство второго газопровода от месторождений Сахалина с целью обеспечения бесперебойного снабжения газом представляется малоперспективным решением.

Для варианта 5 недостатки те же, что и для варианта 2Б.

–  –  –

электрической мощности, час

- установленной тепловой мощности, час Все варианты, кроме варианта 1, и 5А модернизации ТЭЦ, реализацию которых можно осуществить технически, удовлетворяют требованиям увеличения установленной электрической мощности станции до 800-920 МВт и обеспечения установленной тепловой мощности станции,   28   необходимой для покрытия присоединенных тепловых нагрузок (1000 Гкал/ч).

Варианты 1 и 5А не удовлетворяет требованиям ТЗ Заказчика в части обеспечения увеличения установленной электрической мощности станции до 800-920МВт, но при этом сохраняется тепловая мощность.

Основным недостатком всех вариантов с ПГУ является следующее. В настоящее время цены на топливо, в особенности на газ, для станций Приморского края выше, чем для других станций ОЭС Востока. В связи с этим, даже при условии одинаковой эффективности работы станций (например, при установке нового эффективного оборудования), станции Приморского края имеют менее выгодные экономические условия для участия в оптовом рынке. Кроме того, в настоящее время существуют предпосылки развития более «дешевой» генерации в других энергосистемах ОЭС Востока: избыток гидроресурсов в Амурской области (ОАО «РусГидро»: Зейская ГЭС и Бурейская ГЭС суммарной мощностью 3 340 МВт), наличие угольных ресурсов и сравнительно более низкой цены газа в Хабаровском крае. Таким образом, при избыточном балансе электроэнергии и мощности ОЭС Востока, целесообразно развитие станций Приморского края только до уровня, покрывающего дефицит энергии и мощности в Приморском крае при условии получения максимально возможного перетока из соседних регионов, с более дешевой энергией. В ТЭО отмечается, что в соответствии с исходными данными присутствует низкая среднегодовая загрузка оборудования, что выражается в малом объеме продукции. Число часов использования установленной электрической мощности для вариантов с ПГУ составляет 1242…3361 час. Для эффективной работы парогазовых блоков и инвестиционной привлекательности проекта строительства блоков ПГУ число часов использования установленной мощности должно быть не менее 6000. Что, как видно из таблицы, проблематично.

К дальнейшему рассмотрению в ТЭО выбраны 1 и 5 варианты модернизации ВТЭЦ-2:

–  –  –

изложенного, целесообразным представляется рассмотреть дополнительные, более дешевые варианты с модернизацией паровых турбин ст.№№1-4 и моноблоками ПГУ-220 с сохранением возможности работы паровых котлов №11-14 на угле (по варианту 2В).

2 Целесообразно вернуться к более подробному рассмотрению варианта 3 (Надстройка ГТУ). Ссылка на негативный опыт ТЭЦ-9 Мосэнерго не убедительна.

3Целесообразно разобраться с прогнозами по выработке электроэнергии. При таком малом числе часов работы строительство ПГУ становится избыточным.

4 В проекте желательно более подробно описать котел-утилизатор с использованием описания приложения Д.

2.3 Дополнительный вариант строительства Предлагается рассмотреть дополнительный вариант 5В реконструкции всей станции:

- вместо замены трех первых турбин ТЭЦ на турбины Т-110-130 с одной градирней предлагается модернизировать их в противодавленческие турбины, возможно с использованием конденсаторов в качестве ПСГ-1.

Корпус и ротор ЦВД заменяются на новые, рассчитанные на пониженные параметры пара. Ротор и проточная часть ЦНД заменяются на проставку. В части среднего давления заменяются два диска, остальное остается без изменений. Это позволит увеличить выдачу тепловой энергии с каждой старой турбины до 190 Гкал/ч. Электрическая мощность будет на уровне 90 МВт.

- появляется возможность построить более экономичную и дешевую ПГУ-220 с паровой турбиной конденсационного типа мощностью 70 МВт.

Это позволит увеличить выдаваемую ПГУ электрическую мощность на 7-10 МВт, т.е. до 220 МВт при сохранении требуемой тепловой нагрузки от станции.

  31   Суммарная электрическая мощность станции будет на уровне 920МВт.

Тепловая мощность модернизированной станции составит приблизительно 780 Гкал/ч без ПВК.

Эти цифры соответствуют требованиям прогнозов.

Кроме того, это сократит капитальные затраты, так как не потребуется монтировать на двух ПГУ тепловые сетевые насосы, ПСГ и т.д. Экономия – 150млн.руб.

Стоимость новых турбин Т-110 находится на уровне 500-600 млн.рублей (Приложения В, Г). Предлагаемая «Теплоэнергосервисом»

реконструкция турбин не превысит 200 млн.руб. Приблизительно такая модернизация уже была внедрена «Теплоэнергосервисом» на ряде турбин.

Освободившаяся на старой очереди морская циркуляционная вода может быть направлена на ПГУ, что позволит углубить вакуум и отказаться от строительства еще двух градирен. Стоимость каждой градирни не менее 2,0 млрд руб. Реконструкция циркуляционной системы потребует не более 100 млн.руб.

По мнению экспертов, стоимость проекта по варианту 5а может быть снижена за счет:

охлаждения паровой турбины от прежней циркуляционной системы и отказа от строительства сухой градирни. Калужский турбинный завод имеет опыт эксплуатации конденсаторов на морской воде. Стоимость градирни – 227 млн. руб.

Для реализации этого мероприятия необходимо сначала вывести из эксплуатации ТГ №3 и освободившуюся циркуляционную воду направить на ПГУ №1. Затем вывести из эксплуатации ТГ №2, и это обеспечит циркуляционной водой ПГУ-2. Расчетный расход циркуляционной воды на 13000 м3/ч.

одну турбину Т-110 отказа от строительства пиковой водогрейной котельной.

По имеющимся прогнозам потребность в паре к 2020 году снизится до 150 т/ч. Следовательно, от ТГ №5 и ТГ №6 можно будет получить 170 т/ч, которые целесообразней направить на имеющиеся пиковые бойлера.

–  –  –

2.4 Замечания  по оценке экономичности 2.4.1 Том 1. Разделы 1-3, 6-7.

1 В п.2.5 необходимо указать длительность периода со среднесуточной температурой +80оС (отопительного периода).

2 В п.3.2 необходимо привести типовые суточные графики нагрузки ТЭЦ для рабочих и выходных дней осенне-зимнего и летнего периода.

2.4.2 Том 2 3 П.3.3.3 Согласно программе развития энергосистемы Приморского края на период до 2025 г. на Владивостокской ТЭЦ-2 предполагается демонтаж всех турбин типа Т общей мощностью 312 МВт (двух турбин ст.№№ 2 и 3 в 2018г. и турбины ст.№ 4 в 2025 г.), вводы мощности 343 МВт (две ГТУ мощностью 46,5 МВт ст.№№ 7 и 8 в 2018 г. и ПГУ-250 МВт ст.№9 в 2021 г.). Эти данные отличаются от рассматриваемых вариантов реконструкции, представленных в т.3.

Том 3.1. П.п. 2, 3.3, 4.2.2, 4.2.3, 4.4, 5.8, 5.9, 6.81, 7.2, 7.4, 9.9, 10.8, 10.9, 11.8, 11.9.

4 П.3.3. Как следует из таблицы 3.4, недостатком всех вариантов с заменой теплофикационных турбин на турбины Т-110/120-130-5 (варианты 1, 2А, 2Б, 2В, 3, 5) является перевод ВТЭЦ-2 на пониженные параметры свежего пара в связи с продлением ресурса паропровода и необходимость реконструкции системы технического водоснабжения. Однако в тексте не содержится более подробного пояснения, почему в рассматриваемых вариантах не предусмотрены капвложения на замену паропровода и реконструкцию системы техводоснабжения.

Варианты с заменой теплофикационных турбин могут быть конкурентоспособны лишь при работе турбин на номинальных заводских параметрах. Предусматривать установку новых турбин для работы на   33   пониженных параметрах и детально рассматривать такие варианты некорректно.

5 В п.4.2.2 (производственная программа) для варианта 1 и аналогичных подразделах всех вариантов проекта указано, что для определения показателей вариантов реконструкции были проведены расчеты режимов работы энергоблоков при основных расчетных температурах наружного воздуха, результаты которых представлены в таблицах 4.8,.5.7, 6,5, 9,3, 10.3, 11,3 соответственно для вариантов 1, 2А и 2В, 2Б, 4А, 4Б, 5.

Этой информации недостаточно для обоснования технико-экономических показателей рассматриваемых вариантов реконструкции и оценки объективности принятых в расчетах исходных данных. Для каждого варианта реконструкции должны быть представлены расчеты по обоснованию технико-экономических показателей без учета действующего оборудования.

Для теплофикационного режима работы должны быть указаны: тэц, принятые в расчетах конкретные значения температур наружного воздуха с учетом режима отпуска тепла, их длительность стояния, показатели экономичности, электрической и тепловой нагрузки в расчетных точках. Для конденсационного режима: длительность работы с максимальной и минимальной нагрузкой и показатели экономичности при этих нагрузках.

Вызывает недоумение показатели экономичности варианта 1, представленные в таблице 4.8. Известно, что при работе по тепловому графику КПД по отпуску электроэнергии составляет около 80% (удельный расход топлива на отпуск электроэнергии около 150 г/кВтч).

6 В п.4.4.2 для варианта 1 (и в аналогичных пунктах всех остальных вариантов проекта) предполагается рассмотрение вариантов реконструкции совместно с действующим оборудованием ТЭЦ на основе принципа сопоставления вариантов до и после модернизации. В соответствии с действующими Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов каждый вариант реконструкции должен рассматриваться в собственных рамках инвестиций.

  34   Выводы 1 Общий вывод об отрицательности финансовых показателей проекта правилен.

2 Вызывают возражение варианты 1, 2А, 2Б, 2В, 5, в которых предусматривается использование вновь устанавливаемых турбин Т-110/120в нерасчетном режиме, вызванное понижением параметров свежего пара ВТЭЦ-2 для продления ресурса паропровода. При этом исполнитель проекта не учитывает снижение установленной мощности в связи с работой на пониженных параметрах. Во всех выше указанных вариантах проекта величина установленной мощности вновь вводимых турбин учитывается на уровне номинальной мощности.

3 Рассмотрение вариантов реконструкции выполнено на основе сопоставления вариантов до и после модернизации. В качестве объекта рассматривается ТЭЦ в целом: вновь вводимое и остающееся в эксплуатации оборудование. Такой подход противоречит действующим Методическим рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов, согласно которым каждый вариант должен рассматриваться в собственных рамках инвестиций.

4 Принятые условия сравнения вариантов, в том числе несоответствие электрической и тепловой мощности планируемой потребности в них, о чем свидетельствуют низкие значения коэффициентов использования установленной мощности, не позволяют определить наилучший вариант реконструкции: все варианты имеют отрицательные значения показателей эффективности. Качественный анализ обоснования сооружении ПГУ недостаточно убедителен.

5 Недостаточно обоснованые технико-экономические показатели и разбивки цен на оборудование.

  35   2.5 Замечания по системе теплофикации и выдаче тепловой  мощности 1 Из приведенного материала (том 2) не очень ясно, на какие тепловые нагрузки рассчитывались показатели. В основном, представляется не обоснованным значение текущей расчетной нагрузки, присоединенной к Владивостокской ТЭЦ-2. Выданная теплоснабжающей организацией величина основана на договорах на теплоснабжение потребителей, что, как правило, является завышенным на 10-15% значением. В соответствии с этим было бы целесообразно определить эту величину по показаниям приборов учета за предыдущий год на основании методик из материалов, регламентирующих разработку схем теплоснабжения.

2 В различных местах материала приводится существующий расход сетевой воды от ТЭЦ на уровне 15 000 м3/ч и утверждается, что пропуск большего количества воды по сетям не возможен. Такой расход говорит об отсутствии наладки тепловых сетей, рассчитанных для расходов воды в соответствии с графиком 150(130)/70 оС.

В соответствии с этим в «Обосновании….» нужно было бы учесть затраты на проведение наладочных мероприятий и регулировку тепловой сети или на автоматизацию отпуска тепла на отопление. Иначе в сети останется завышенный расход, несмотря на переход на график 150(130)/70оС, что не позволит присоединить перспективную нагрузку.

3 В различных местах материала упоминаются температурные графики 150/70 или 130/70 оС (со срезкой). На самом деле это один и тот же график, только температура в подающем трубопроводе не поднимается выше 130 оС.

Расход воды при этом в неавтоматизированных сетях соответствует графику 150/70 оС, а потребители недополучают тепло. В автоматизированных сетях снижение графика со 150 до 130 оС должно привести к почти двухкратному увеличению расхода воды на отопление и невозможности обеспечить при этом гидравлический режим тепловой сети. В материале же для этих   36   графиков приводятся разные расходы воды, которые непонятно как определялись.

4 В схемах выдачи тепловой мощности по вариантам не указано (тома

3.1 и 4), как новые ПГУ по гидравлике соотносятся с существующими ТФУ.



Pages:   || 2 |
 

Похожие работы:

«Федеральное агентство лесного хозяйства ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ УНИТАРНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ «РОСЛЕСИНФОРГ» СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ ФИЛИАЛ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ИНВЕНТАРИЗАЦИИ ЛЕСОВ (Филиал ФГУП «Рослесинфорг» «Севзаплеспроект») ЛЕСОХОЗЯЙСТВЕННЫЙ РЕГЛАМЕНТ ЛОМОНОСОВСКОГО ЛЕСНИЧЕСТВА ЛЕНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ Директор филиала С.П. Курышкин Главный инженер Е.Д. Поваров Руководитель работ, начальник партии М.А. Леонтьев Санкт-Петербург СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 5 ГЛАВА 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ 7 1.1 Краткая характеристика...»

«е Минис терс тво здравоохранения Московской облас ти и об с По ля чей д ра « в.. » Министерство здравоохранения Московской области Государственное бюджетное учреждение здравоохранения Московской области «Московский областной научно-исследовательский клинический институт им. М.Ф. Владимирского» «Утверждаю» Заместитель директора ГБУЗ МО МОНИКИ им. М.Ф. Владимирского по науке, образованию и международным связям профессор А.В. Молочков Сфинктерная недостаточность у детей с аноректальной...»

«Russian Journal of Biological Research, 2014, Vol. (1), № 1 Copyright © 2014 by Academic Publishing House Researcher Published in the Russian Federation Russian Journal of Biological Research Has been issued since 2014. ISSN: 2409-4536 Vol. 1, No. 1, pp. 14-30, 2014 DOI: 10.13187/ejbr.2014.1.14 www.ejournal23.com UDC 630.181.351; 330.15; 502.4 Geoecological Survey of the Durmast Oak in the Black Sea Caucuses Nikolay A. Bityukov Sochi National Park, Russian Federation Dr. (Biology), Professor...»

«170 лет Федору Никифоровичу Плевако (25 апреля 1842 г., Троицк, — 5 января 1909 г., Москва) Великий русский адвокат, гениальный судебный оратор, действительный статский советник ФЕДЕРАЛЬНОЕ ИЗДАНИЕ ВЕСТНИК УЧРЕДИТЕЛЬ: ФЕДЕРАЛЬНОЙ ПАЛАТЫ АДВОКАТОВ Федеральная палата адвокатов РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Российской Федерации Главный редактор: Шаров Г.К. Свидетельство о регистрации средства массовой информации ПИ № 39469 от 5 апреля 2010 г. Издается 2 раза в полугодие Председатель редакционного...»

«Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение высшего  профессионального образования  «Челябинский государственный университет»    Библиотека Информационный бюллетень  новых поступлений  2015      № 7 (188)  «Информационный бюллетень новых поступлений»  выходит с 1997 г.          Периодичность:  в 1997 г. – 4 номера в год  с 1998 г. – 10 номеров в год  с 2003 г. – 12 номеров в год  с 2007 г. – только в электронном варианте и размещается на сайте ...»

«Морские млекопитающие и белый медведь Карского моря: обзор современного состояния РОО «Совет по морским млекопитающим» ВОО «Русское географическое общество»Редактор: В. М. Белькович Коллектив авторов: А. Н. Болтунов, Я. И. Алексеева, С. Е. Беликов, В. В. Краснова, В. С. Семенова, В. Н. Светочев, О. Н. Светочева, А. Д. Чернецкий Москва Книга посвящена морским млекопитающим и белому медведю – одним из наиболее ярких представителей арктической живой природы в свете проблем современного...»

«Настава и васпитање Journal of Education ОбучеНие и вoспитаНие 3 Београд, 2014. Педагошко друштво Србије Теразије 26,1000 Београд тел. 011/306 77 83 E-mail: drustvo@pedagog.rs Настава и васпитање / Journal of Education / Обучение и воспитани UDK 37 ISSN 0547-3330 НВ год. LXIII Број 3. стр. 363-574 Београд, 2014. Редакција Editorial Board др Саша Дубљанин Saa Dubljanin, Ph.D. др Снежана Маринковић Sneana Marinkovi, Ph.D. др Наташа Матовић Nataa Matovi, Ph.D. др Драгана Павловић Бренеселовић...»

«Адатпа Берілген дипломды жобада КЭЖ ВРТБ пайдаланып ауылды электрмен жабдытау туралы жаа сулеттік ерітіндісі мселе арастырылды. Жктеме орталыында орналасан кзден ажетті уат ттынушыларды амтамасыз ету шін жел жне кн энергиясын пайдалану арылы осындай автономды реттеу алыптастыру, энергия ндіруді лайту. Аннотация В данном дипломном проекте был рассмотрен вопрос о электроснабжении населенного пункта с новым архитектурно-планировочным решением при использовании КЭС ВРТБ. Формирование такого...»

«Biogeosystem Technique, 2014, Vol.(1), № 1 Copyright © 2014 by Academic Publishing House Researcher Published in the Russian Federation Biogeosystem Technique Has been issued since 2014. ISSN: 2409-3386 Vol. 1, No. 1, pp. 69-84, 2014 DOI: 10.13187/bgt.2014.1.69 www.ejournal19.com UDC 631 Ecological Genomics and Agriecosystems Valery I. Glazko Russian state agrarian University – Moscow agricultural Academy named after K.A. Timiryazev; Russian Federation Moscow, 127550, Timiryazevskaya str., 49...»

«Из решения Коллегии Счетной палаты Российской Федерации от 10 апреля 2015 года № 14К (1025) «О результатах контрольного мероприятия «Проверка эффективности управления объектами федеральной собственности, закрепленными за федеральными государственными унитарными предприятиями»: Утвердить отчет о результатах контрольного мероприятия. Направить представление Счетной палаты Российской Федерации Федеральному агентству по управлению государственным имуществом. Направить обращения Счетной палаты...»

«Левченко Алла Леонидовна, заведующая сектором непрерывного образования, Псковская областная универсальная научная библиотека МЕТОДИЧЕСКАЯ СЛУЖБА В ФОРМАТЕ 3D: Доступно. Доходчиво. Дифференцированно. XXI век все чаще называют «креативно-информационным», и библиотеки тоже оказались вовлечены в этот процесс. Сегодня поэтому мы хотим поговорить о том, что представляет собой Методическая служба в формате 3D, какое место она занимает сегодня в реальном и виртуальном пространстве, о том, что уже...»

«Федеральная таможенная служба России Государственное казенное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российская таможенная академия» Ростовский филиал ОДОБРЕНЫ Ученым советом Ростовского филиала Российской таможенной академии (протокол № 5 от 24 декабря 2013 года) НАУЧНАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ РОСТОВСКОГО ФИЛИАЛА РОССИЙСКОЙ ТАМОЖЕННОЙ АКАДЕМИИ (ОТЧЕТЫ ЗА 2013 ГОД) СОГЛАСОВАНО Заместитель директора Ростовского филиала по научной работе Н.А. Ныркова декабря 2013 г. Начальник НИО...»

«mitragrup.ru тел: 8 (495) 532-32-82 ООО «Митра Групп»; Юр. Адрес: 129128, г. Москва, пр-д Кадомцева, д. 15, пом. III, ком. 18А; Факт. адрес: г. Москва, ул. Ленинская слобода, д.19, оф. 411; ОГРН: 1147746547673; ИНН: 7716775139; КПП: 771601001; Банк: Московский банк ОАО «Сбербанк России»; р/с: 40702810738000069116; к/с: 30101810400000000225; БИК: 044525225 ОТЧЁТ № 562785-О об определении рыночной стоимости стоматологического оборудования Заказчик: ООО «РиО+» Дата составления отчёта: 14.01.2015...»

«Эта книга принадлежит контакты владельца Dan Hurley Smarter The New Science of Building Brain Power Дэн Хёрли Стань умнее Развитие мозга на практике Перевод с английского Оксаны Медведь Москва «Манн, Иванов и Фербер» УДК 159.95 ББК 88.251 Х39 Издано с разрешения Dan Hurley c/o Morris Endeavor Entertainment, LLC и литературного агентства Andrew Nurnberg На русском языке публикуется впервые Хёрли, Дэн Х39 Стань умнее. Развитие мозга на  практике / Дэн Хёрли; пер. с  англ. О. Медведь. — М.: Манн,...»

«Из решения Коллегии Счетной палаты Российской Федерации от 21 июня 2013 года № 29К (920) «О результатах контрольного мероприятия «Проверка эффективности расходования средств федерального бюджета, направленных на организацию лесного семеноводства и лесовосстановление»: Утвердить отчет о результатах контрольного мероприятия. Направить представления Счетной палаты Министерству природных ресурсов и экологии Российской Федерации, правительству Архангельской области, правительству Воронежской...»

«АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА ЧЕЛЯБИНСКА УПРАВЛЕНИЕ ПО ДЕЛАМ ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОДА ЧЕЛЯБИНСКА Ул. Володарского, И г. Челябинск, 454080, тел./факс: (8-351) 266-54-40, e-mail: edu@cheladmin.ru Начальникам РУО, На № от руководителям ОУ, находящихся в исключительном ведении Управления Направляем для работы требования к организации и проведению школьного этапа Всероссийской олимпиады школьников, утвержденные приказом Управления по делам образования от 02.09.2014 №1129-у «Об организации и проведении школьного...»

«ISSN 1991-3494 АЗАСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ ЛТТЫ ЫЛЫМ АКАДЕМИЯСЫНЫ ХАБАРШЫСЫ ВЕСТНИК THE BULLETIN НАЦИОНАЛЬНОЙ АКАДЕМИИ НАУК OF THE NATIONAL ACADEMY OF SCIENCES РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН OF THE REPUBLIC OF KAZAKHSTAN 1944 ЖЫЛДАН ШЫА БАСТААН ИЗДАЕТСЯ С 1944 ГОДА PUBLISHED SINCE 1944 АЛМАТЫ ШІЛДЕ АЛМАТЫ 2015 ИЮЛЬ ALMATY JULY Вестник Национальной академии наук Республики Казахстан Бас редактор Р А академигі М. Ж. Жрынов Р е д а к ц и я а л а с ы: биол.. докторы, проф., Р А академигі Айтхожина Н.А.; тарих....»

«СТАНДАРТ ПРЕДПРИЯТИЯ РАБОТЫ КУРСОВЫЕ И ДИПЛОМНЫЕ. СТРУКТУРА И ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ. СТП МИУ 2.0.01Минск Изд-во МИУ УДК 001.1.(006) C 77 Приказом по институту от 11 декабря 2009 г. № 251-О введен в действие с 01 января 2010 г.Авторы-составители: Суша Н.В., Гедранович В.В., Пикуль М.И., Спирков С.Н., Таборовец В.В. Стандарт предприятия: Работы курсовые и дипломные. Структура С 77 и правила оформления. СТП МИУ 2.0.01-10 / авт-сост. Н.В. Суша и [др.]. – Минск: Изд-во МИУ, 2010. – 48с. Настоящий...»

«Негосударственное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Учебный спортивно-тренировочный центр Регионального отделения ДОСААФ России Ярославской области» 150023 г. Ярославль, ул. Менделеева,4а тел. 44-35-95 ОТЧЁТ о выполнении плана основных мероприятий НОУ ДПО «УСТЦ РО ДОСААФ России Ярославской области за 1-е полугодие 2014 года, согласно формы 10/ОП ТСД. 1. Основное содержание, результаты и примеры лучшей организации мероприятий, роль и место УСТЦ в...»

«ISBN 978-5-93593-195-7 Учредители: Российская Ассоциация международного права Министерство юстиции РТ Верховный суд РТ Уполномоченный по правам человека в РТ Университет управления «ТИСБИ» Редакционная коллегия журнала РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ: Д.ю.н., проф. кафедры международного и европейского права Казанского федерального университета Г.И.Курдюков (Председатель), заведующий кафедрой международного права Томского государственного университета д.ю.н., проф., А.М.Барнашов (Томск), заведующий кафедрой...»








 
2016 www.nauka.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Книги, издания, публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.