Document 216813

Общество с ограниченной ответственностью «ИНТЕР РАО – Центр управления закупками»
Б. Пироговская ул., д. 27, стр. 1, Москва, 119435
Тел.: +7 (495) 664 8840, Факс: +7 (495) 664 8841, E-mail: pcentre@interrao.ru, http://www.interrao-zakupki.ru
ПРИЛОЖЕНИЕ № 1
к Конкурсной документации
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
по открытому конкурсу
на право заключения договора на выполнение работ по разработке обоснования
инвестиций (ТЭО) Камбаратинской ГЭС-1 на реке Нарын в Кыргызской Республике
Техническое задание на разработку Технико-экономического обоснования
Камбаратинской ГЭС-1 на реке Нарын в Кыргызской Республики
1. Основание для разработки обоснования инвестиций (ТЭО):
1.1
Соглашение между Правительством Российской Федерации и Правительством
Кыргызской Республики о строительстве и эксплуатации Камбаратинской ГЭС-1 от 20
сентября 2012 года;
1.2
Протокол Межправительственной встречи по обсуждению вопросов проекта
Камбаратинской ГЭС-1 от 05 октября 2012 года в г. Алматы.
2. Заказчик:
ЗАО «Камбаратинская ГЭС-1».
3. Проектная организация (далее Генеральный проектировщик):
Определяется Заказчиком по результатам проведения тендера.
4. Подрядная инженерно-изыскательская организация:
Определяется Заказчиком по результатам проведения тендера.
5. Вид строительства:
Новое.
6. Назначение проектируемого объекта:
Производство электроэнергии и регулирование стока реки Нарын
7. Документы по обоснованию инвестиций (ТЭО) должны соответствовать
действующим стандартам, нормам и правилам:
- Требованиям и нормам законодательства на выполнение проектно-изыскательских
работ по строительству гидроэнергетических объектов, действующим в Кыргызской
Республике;
Техническим регламентам, государственным (национальным) стандартам Российской
Федерации (ГОСТ Р); Правилам, утверждённым Правительством Российской Федерации;
межгосударственным и международным стандартам; региональным стандартам (при
необходимости); руководящим документам отрасли (методические указания, методики,
номенклатуры, нормы, правила, руководства, типовые энергетические характеристики,
типовые положения и типовые перечни); строительным нормам и правилам (СНиП, ВСН,
СН); санитарным нормам и перечням, действующим на территории Кыргызской
Республики;
- В случае необходимости, Заказчик
может согласовать Генеральному
проектировщику иные нормативные требования, подлежащие использованию.
8. Состав работ:
8.1
Введение.
8.1.1
Определить задачи, которые решает данный инвестиционный проект с
целью получения желаемых результатов для: энергокомпании, региона,
электроэнергетики и экономики Кыргызской Республики.
8.1.2
Показать значимость проекта (привести технические, экономические,
социальные, политические причины реализации инвестиционного проекта).
8.1.3
Изложить энергетические предпосылки сооружения Камбаратинской ГЭС:
современное состояние энергосистемы Киргизской Республики, (описание структуры
энергосистемы; суммарная установленная мощность; есть ли централизованное
управление энергосистемой по управлению мощностью, выработкой электроэнергии
и регулированием стока реки; энергетический баланс; избыточность-дефицитность;
структура полезного отпуска электроэнергии со строящейся ГЭС: промышленность,
население, сельское хозяйство, продажа в другие регионы и пр.), межсистемные
перетоки.
8.1.4
Показать перспективы роста (долгосрочный прогноз динамики спроса на
электроэнергию; программа ввода новых генерирующих мощностей в Кыргызской
Республике и регионе строящейся ГЭС: тепловых, гидравлических, атомных и др.).
8.1.5
Выполнить оценку потребности строительства Камбаратинской ГЭС-1
(работа ГЭС в базе или участие в срезе пиков нагрузки; участие в регулировании
попусков воды для ирригационных нужд Кыргызстана, Узбекистана и Казахстана с
учётом воздействия Камбаратинской ГЭС на вегетационные условия водного
хозяйства Узбекистана и Казахстана; необходимость участия в регулировании
активной и реактивной мощности в энергосистеме Кыргызской Республики; участие
в регулировании межсистемных перетоков активной мощности и электроэнергии и
пр.).
8.1.6
Указать работы, выполненные ранее по данному проекту.
8.2
Техническая осуществимость проекта.
8.2.1
Показать общую схему размещения и компоновки основных узлов
(сооружений) гидроэлектростанции и всего гидроузла в целом.
8.2.2
Сводные данные по проекту должны быть получены в результате
оптимизационных расчётов не менее четырёх альтернативных решений.
Альтернативные решения рассчитать при различных отметках НПУ, установленной
мощности, количества гидроагрегатов, гарантированной мощности, среднегодовой
выработки электроэнергии, гарантированной выработки электроэнергии; КИУМ,
минимальной и максимальной мощности.
8.2.3
Гидротехнические сооружения (плотина, здание ГЭС, водопропускные
сооружения, деривационные туннели и пр.).
Выполнить расчет вариантов при различных типов плотин (каменно-земляная с
иньекционным ядром, каменно-набросная с ПФЗ, арочная плотина с
периметральным швом с устройством пробки, арочно-гравитационная плотина и
др.).
Рассмотрение вариантов по водопропускным сооружениям выполнить с учётом:
недопущения возможности опасных размывов берегов; подмыва плотины при
сбросе воды в нижний бьеф и отложения продуктов размыва в размерах,
ухудшающих условия эксплуатации гидроузла; пропуска воды через створ плотины
в период ее строительства; целесообразности включения временных перемычек,
необходимых для перекрытия русла реки в период строительства гидроузла, в тело
плотины.
Указать тип здания ГЭС и его основные размеры.
Рассчитать технические характеристики деривационных туннелей (при наличии).
8.2.5
Технологическая часть ГЭС.
Выбрать типы турбин, генераторов, трансформаторов, тип распределительной
подстанции (схемы выдачи мощности) с предполагаемым оборудованием.
Выполнить предварительный расчёт выбора гидромеханического, вспомогательного
и другого технологического оборудования.
В целях повышения безопасности гидроузла, предусмотреть установку
предтурбинных затворов.
В целях исключения гидроудара в турбинных водоводах, при действии
гидромехзащит на сброс щитовых затворов, закрытии предтурбинных затворов и
направляющих аппаратов турбин выполнить математическое
моделирование
проточного тракта турбин.
8.2.6
Выполнить водно-энергетические расчёты.
Расчёты графиков работы Камбаратинской ГЭС-1 и Каскада Токтогульских ГЭС по
выработке электроэнергии выполнить с учётом требований попусков воды для
ирригационных нужд Кыргызстана, Узбекистана и Казахстана в вегетационный
период. В расчетах регулирования стока учесть обязательный санитарный попуск
при аварийных случаях и меженный период. Величину санитарного попуска принять
в соответствии с действующими нормативными документами.
Расчётом определить оптимальные режимы работы всех гидроэлектростанций
Каскада Токтогульских ГЭС (включая Камбаратинскую ГЭС-1).
8.2.7
Водохранилище.
Выполнить расчёт параметров водохранилища (объём, площадь; размеры,
наибольшая глубина, НПУ, ФПУ, УМО и пр.) с учетом переработки берегов в
первые 10 лет эксплуатации. Разработать Правила эксплуатации водохранилища
Камбаратинской ГЭС-1, в том числе: график сезонной сработки-наполнения, исходя
из интересов ирригации и энергетики (с ноября по март) с последующей
аккумуляцией сработанной емкости водохранилища. В расчётах предусмотреть
условие повышения энергоогдачи Камбаратинской ГЭС-1 в наиболее напряженный
зимний период. Разработать математическую модель энергоотдачи водохранилища
при различных неблагоприятных внешних воздействиях.
Выполнить моделирование совместной работы водохранилищ Камбаратинской
ГЭС-1 и Токтогульской ГЭС в многоводный, маловодный годы и в год расчётной
обеспеченностью 50 %.
Сделать анализ и предварительный расчеты пропуска и трансформации
чрезвычайных сбросов
воды (случай частичного разрушения плотины
Камбаратинской ГЭС-1) в водохранилище Токтогульской ГЭС без нанесения
ущерба территориям ниже по течению.
8.2.8
Участие в системном регулировании.
Показать место Камбаратинской ГЭС-1 в графике нагрузки энергосистемы
Кыргызской Республики. Выполнить анализ покрытия пиковых нагрузок в
энергосистеме Центральной Азии с участием Камбаратинской, Токтогульской и
других ГЭС Каскада Токтогульских ГЭС. Для этой цели использовать данные
работы Каскада Токтогульских ГЭС за период 2007-2012 гг. Выполнить прогноз
покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме Центральной Азии до 2030 г с учётом
ввода гидроэлектростанций в верховьях реки Нарын и возможностью экспорта
электроэнергии в третьи страны.
Рассмотреть участие Камбаратинской ГЭС-1
в системном регулировании
(предоставление системных услуг: по нормированному первичному регулированию
частоты; по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков
8.3
активной мощности; по регулированию реактивной мощности с использованием
генерирующего оборудования Камбаратинской ГЭС-1;
по развитию систем
противоаварийного управления).
8.2.9
Выполнить расчёт годовой ремонтной мощности на Каскаде Токтогульских
ГЭС с учётом требований по попускам воды реки Нарын для нужд Кыргызстана,
Узбекистана и Казахстана в вегетационный период и взаимные перетоки
электроэнергии из энергосистем третьих стран.
Природные условия:
8.3.1
Выполнить оценку физико-географической характеристики района
размещения Камбаратинской ГЭС-1: геоморфология, абсолютные высотные отметки
сооружения гидротехнических сооружений; климат; растительный и животный мир,
земельные ресурсы и почвенно-растительный покров; сейсмическая опасность, в том
числе техногенная; наличие сейсмогенерирующих разломов и их характеристики и
пр. Выполнить оценку влияния строительства ГЭС на возможность техногенных
катастроф в регионе Центральной Азии и Казахстана.
8.3.2
Выполнить оценку инженерно-геологических условий: состав грунтов,
глубина их залегания, прочностные характеристики, подземные воды, наличие
карстовых явлений и пр.
- Инженерно-геологические изыскания створов должны быть выполнены с учётом
возможной привязки
арочно-гравитационной
плотины,
где
соблюдается
соотношение L\H>3.
-В расчетах должны учитываться сейсмические нагрузки от массы сооружения,
присоединенной массы воды (или гидродинамического давления), от волн в
водохранилище, вызванных землетрясением, и от динамического давления грунта.
8.3.3
Выполнить оценку гидрологических условий: описание стока реки и её
притоков, площадь водосбора, основное питание реки (дождевые паводки, таяние
снегов и ледников), среднегодовой объём стока, сток воды по сезонам года, средний
расход половодий и паводков, максимальный годовой расход половодий и паводков
5 %, 1 % и 0,01 % обеспеченностью, максимальный расход воды через все
установленные турбины, максимальный сбросной расход через гидроузел с учетом
требований международных норм.
8.4
График работ по реализации проекта строительства.
Необходимо сравнить два и более альтернативных решений. Изложить организацию
строительства, в том числе план финансирования, график выдачи проектной
документации, график ввода ГЭС в эксплуатацию с проектной мощностью.
Предусмотреть разработку
календарно-сетевого графика, выполненного в модуле
«Primavera» программного комплекса Enterprise Project Management System.
8.5
Организация строительства.
Основные положения организации строительства должны включать: метод производства
земляных и бетонных работ, производительность земляных и строительных работ
(м3/год), потребность в строительной технике, потребность линий электропередач,
железнодорожного подъезда и разветвлённой сети автомобильных дорог, строительных
баз, каръеров строительных материалов и прочее.
8.6
Стоимость строительства.
Рассчитать в соответствии с действующими в Кыргызской Республике нормами
ориентировочную стоимость строительства, в том числе: общую стоимость проекта,
стоимость СМР, стоимость оборудования для генерации, стоимость оборудования схемы
выдачи мощности, стоимость проектно-изыскательских работ, стоимость содержания
дирекции по строительству, непредвиденные расходы.
При расчете стоимости строительства, учитывать варианты получения местных (в
Кыргызской Республике) или из зарубежных стран строительных материалов и
оборудования (например, изготовление обечаек с покупкой листового проката на
заводах РФ).
8.7
Маркетинговая информация
8.7.1 Современное состояние и перспективы развития энергосистемы.
8.7.2 Принципы ценообразования на отпускаемую потребителям электрическую
энергию.
8.7.3 Макро и микроэкономическое окружение (налоги, государственная поддержка).
8.7.4 Ёмкость существующего рынка сбыта электрической энергии, тенденции его
развития:
- сбалансированность (дефицит/избыток) рынка электроэнергии;
- современная и перспективная структура потребителей энергии;
- факторы, оказывающие влияние на изменение спроса на электрическую энергию;
- наличие/отсутствие конкурентов;
- предполагаемые схемы реализации выработанной энергии.
8.7.5 Оценка вероятности принятия законов и инструкций, позитивно или негативно
влияющих на эффективность предлагаемого инвестиционного проекта строительства
ГЭС.
8.7.6 Дополнительные эффекты от реализации инвестиционного проекта.
8.7.7 Варианты выдачи мощности с проектируемой ГЭС с учетом надежности и
устойчивости существующих ВЛ и проектируемой ВЛ-500 кВ Кемин-Алматы.
8.7.8 Условия, влияющие на себестоимость вырабатываемой электроэнергии
(налоговые льготы, отказ от обслуживающего персонала на ГЭС, использование
кредитов, влияние тарифов, влияние затрат по подключению ГЭС к энергосистеме).
8.7.9 Оценка экспортного потенциала. Ёмкость рынка сбыта электрической энергии
в приграничные государства: Казахстан, Узбекистан, Россию.
8.8
Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) и оценки социальных
последствий должна соответствовать требованиям законодательства Кыргызской
Республики, а также положениям ратифицированных Кыргызской Республикой
международных договоров и включать:
- оценку существующего (фонового) состояния окружающей среды по компонентам,
включая оценку исторической и культурной ценности территории реализации
проекта и ее социально-экономического состояния:
- оценку выявленных воздействий на окружающую среду, в том числе оценку
воздействия на социально-экономические условия;
- оценку возможного трансграничного воздействия проекта на окружающую среду
Республики Узбекистан и Республики Казахстан;
- решения по смягчению воздействия;
- программу экологического мониторинга;
- консультации с общественностью.
8.9
Оценку экономической эффективности инвестиций
проекта выполнить по
следующим показателям: чистый дисконтированный доход NPV, внутренняя норма
доходности IRR,
индекс прибыльности PI, период окупаемости проекта PВP,
дисконтированный период окупаемости dPВP.
Анализ чувствительности проекта выполнить на:
8.10.1 Выработку электроэнергии;
8.10.2 Тариф электроэнергии;
8.10.3 Объём инвестиций;
8.10.4 Норму дисконта.
8.11 Оценку финансовой реализуемости проекта выполнить с учётом:
8.11.1 Источника финансирования;
8.11.2 Вклада каждого партнера;
8.11.3 Возможностей и механизмов лизингового финансирования;
8.11.4 Необходимой величины заемных средств, условий и сроков их возврата;
8.11.5 Графика осуществления инвестиций с разбивкой по годам и статьям затрат;
8.11.6 Возможностям использования системы страхования рисков.
8.12. Выполнить анализ рисков: технических, политических, экономических и
финансовых, риск снижения сбыта электроэнергии, риск технологической готовности
линий электропередачи, экологические риски и другие.
8.10
9. Составить Перечень имеющихся документов о намерениях и результатах
предварительных переговоров с потенциальными инвесторами проекта, включая
строительство линий электропередач для выдачи мощности и энергии с
Камбаратинской ГЭС-1.
10. Проектирование выполнить c применением кодировки KKS.
11. Генеральному Проектировщику обеспечить техническое сопровождение проекта
при прохождении Государственной экспертизы ТЭО.
12. Требование к передаваемой документации:
12.1 Документация передается в 5 (пяти) экземплярах на бумажном носителе и в 3
(трех) экземплярах в электронном виде (CD).
12.2 Формат передаваемой документации в электронном виде:
- текстовая часть – PDF;
- графическая часть – AUTOCAD;
- базы данных – по форме Поставщика-Разработчика ПТК (Access или Excel);
- таблицы данных – Word, Excel