- •5 План – график реализации проекта 136
- •6 Капиталовложения в строительство 143
- •7 Оценка экономической эффективности 149
- •8 Заключение 169
- •9 Приложения и чертежи 172
- •1Общие положения и исходные данные
- •2Существующее состояние Томской тэц-3
- •2.1Краткая характеристика и основные показатели тэц
- •2.2Котельное оборудование
- •2.2.1Котел бкз-500-140-1 (ст. № 1а, 1б)
- •2.2.2Котел е-160-2,4-бт (ст. №№ ка-1, ка-2, ка-3, ка-4, ка-5)
- •2.3Турбинное оборудование
- •2.4Тепловая схема тэц
- •2.5Теплофикационная установка тэц
- •2.6Система технического водоснабжения
- •2.6.1Описание системы циркуляционного техводоснабжения
- •2.7Топливно-транспортное хозяйство
- •2.8Электротехническое оборудование
- •2.9Режимы работы тэц
- •3Существующее состояние Томской прк
- •3.1Краткая характеристика и основные показатели прк
- •3.2Котельное оборудование прк
- •3.2.1Котел кв-гм-140-150н (ст. № 1)
- •3.2.2Котел птвм-100 (ст. №№ 2, 3)
- •3.2.3Котел птвм-180 (ст. №№ 4, 5, 6)
- •3.2.4Котел де 25-14 гм (ст. № 7)
- •3.3Теплофикационная установка прк
- •3.4Система технического водоснабжения
- •3.5Топливно-транспортное хозяйство
- •3.5.1Характеристика сжигаемого топлива
- •3.5.2Мазутное хозяйство
- •3.5.3Газовое хозяйство
- •3.6Электротехническое оборудование
- •3.7Режимы работы прк
- •4Концепция развития тэц и прк. Перспективные тепловые и электрические нагрузки тэц
- •4.1Перспективные электрические нагрузки
- •4.2Перспективные тепловые нагрузки
- •4.3Перечень предлагаемых вариантов развития
- •4.4Установка паровой турбины №2 на тэц-3 для использования паровой мощности существующих энергетических котлов
- •4.4.1Предлагаемая концепция расширения Томской тэц-3 строительством паровой турбины т-60/65-130
- •4.4.2Основные технические характеристики турбины т-60/65-130
- •4.4.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.4.4Тепловая схема станции
- •4.4.5Выбор вспомогательного оборудования
- •4.4.6Система технического водоснабжения
- •4.4.7Водоподготовительные установки
- •4.4.8Строительная часть
- •4.4.9Электротехническая часть
- •4.4.10Генеральный план
- •4.5Установка пгу-220 на Томской тэц-3
- •4.5.1Газотурбинная установка (гту) гтэ-160 оао «Силовые машины»
- •4.5.2Горизонтальный котел-утилизатор двух давлений для работы за газовой турбиной типа гтэ-160 «Силовые машины»
- •4.5.3Турбина паровая теплофикационная для пгу-220 по типу т-60/73-7,8/0,04
- •4.5.4Компоновочные решения
- •4.5.5Тепловая схема пгу-220
- •4.5.6Система технического водоснабжения
- •4.5.7Водоподготовительные установки
- •4.5.8Газоснабжение
- •4.5.9Дожимная компрессорная станция
- •4.5.10Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.5.11Строительная часть
- •4.5.12Электротехническая часть
- •4.6Установка гту-тэц 110 мВт
- •4.6.1Газотурбинная установка гтэ-110
- •4.6.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гтэ-110
- •4.6.3Газоснабжение
- •4.6.4Дожимная компрессорная станция
- •4.6.5Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.6.6Водоподготовительная установка
- •4.6.7Электротехнические решения
- •4.7Установка двух гту-тэц 110 мВт каждая
- •4.7.1Газоснабжение
- •4.7.2Водоподготовительные установки
- •4.7.3Дожимная компрессорная станция
- •4.7.4Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- •4.7.5Электротехнические решения
- •4.8Расширение Томской тэц-3 строительством турбины типа т-185/220-130 и котла типа е-500-140
- •4.8.1Паровая турбина Тп-185/220-130-2
- •4.8.2Котлоагрегат типа е-500-13,8
- •4.8.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- •4.8.4Выбор вспомогательного оборудования
- •4.8.5Тепловая схема станции
- •4.8.6Система технического водоснабжения
- •4.8.7Водоподготовительные установки
- •4.8.8Электротехническая часть
- •4.9Перевод оборудования тэц-3 на уголь
- •4.9.1Основные предпосылки для перевода тэц-3 с газа на уголь
- •4.9.2Перевод существующих котлов 2×е-500-140 на уголь
- •4.9.3Вариант 2 – перевод существующего оборудования тэц-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлов пвк
- •4.9.4Топливно-транспортное хозяйство
- •4.10Установка гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/ с дожиганием (порядка 100 Гкал/ч) на прк в рамках дпм
- •4.10.1Мощность и режим работы гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/с дожиганием
- •4.10.2Технологические решения
- •4.10.2.1Газотурбинная установка
- •4.10.2.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гт
- •4.10.3Генеральный план
- •4.10.4Компоновочные решения
- •4.10.5Тепловая схема
- •4.10.6Топливное хозяйство
- •4.10.7Система технического водоснабжения
- •4.10.8Водоподготовительные установки (впу)
- •4.10.9Архитектурно-строительные решения
- •4.10.10Электротехническая часть
- •4.11Оптимизация состава оборудования прк с учетом проекта по дпм, предпочтительных вариантов развития тэц-3 и имеющихся тепловых нагрузок
- •4.12Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура)
- •5План – график реализации проекта
- •6Капиталовложения в строительство
- •7Оценка экономической эффективности
- •7.1Основные технико-экономические показатели
- •7.2Нормативно-методическая база
- •7.3Макроэкономическое окружение
- •7.4Система налогообложения
- •7.5Ставка дисконтирования
- •7.6Инвестиции в строительство
- •7.7Источники финансирования
- •7.8Общие данные для расчета экономической эффективности
- •7.8.1Амортизационные отчисления
- •7.8.2Затраты на ремонт
- •7.8.3Стоимости и тарифы
- •7.8.4Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
- •7.9Экономическая эффективность проекта строительства турбины т-60
- •7.11Экономическая эффективность проекта установки пгу-220
- •7.12Экономическая эффективность проекта строительства гту-тэц с газовой турбиной 110 мВт
- •7.13Экономическая эффективность проекта строительства двух гту-тэц с газовыми турбинами 110 мВт и тепловой магистрали
- •7.14Выводы по окупаемости проектов установки нового генерирующего оборудования
- •7.15Экономическая эффективность проектов по переводу Томской тэц-3 с газа на сжигание угля
- •7.16Анализ чувствительности
- •8Заключение
- •9Приложения и чертежи
4.5.3Турбина паровая теплофикационная для пгу-220 по типу т-60/73-7,8/0,04
Паровая теплофикационная турбина типа Т-60/73-7,8/0,04 с регулируемым и нерегулируемым отопительными отборами пара предназначена для привода турбогенератора, монтируемого на общем фундаменте с турбиной в помещении машинного зала для парогазового энергоблока ПГУ – 220 в составе газотурбинной установки типа ГТЭ – 160, котла утилизатора за данной газовой турбиной и паровой турбины.
Турбина выполнена для работы по схеме двух давлений на скользящих параметрах: пара высокого давления (КВД) и промежуточного ввода пара низкого давления (КНД) – от котла-утилизатора двух давлений.
Турбина сопрягается с электрическим генератором переменного тока ТЗФП-80-2У3 ОАО «Электросила» (г. Санкт-Петербург), монтируемым на общем с турбиной фундаменте.
Основные технические характеристики турбины приведены в таблице 4.20.
Таблица 4.20 – Основные технические характеристики турбины
N п/п |
Наименование показателей |
Единицы измерения |
Значение |
|
Температура окружающего воздуха – +15°C |
Температура окружающего воздуха – -5,9 °C |
|||
1. |
Электрическая мощность турбины, |
МВт |
72,0 |
57,3 |
2. |
Параметры пара ВД: |
|||
|
расход |
т/ч |
222,2 |
225,61 |
давление на выходе (абсолютное) |
кгс/см2 |
76,95 |
77,57 |
|
температура |
°С |
515,36 |
507,29 |
|
3. |
Параметры пара НД: |
|||
|
расход |
т/ч |
51,96 |
56,60 |
давление на выходе (абсолютное) |
кгс/см2 |
6,63 |
6,19 |
|
температура |
°С |
207,79 |
206,9 |
|
расход на блок эжекторов |
т/ч |
0,98 |
0,98 |
|
расход на запирание заднего уплотнения |
т/ч |
0,16 |
0,16 |
|
4. |
Нерегулируемый отбор 1 |
|||
|
абсолютное давление |
кгс/см2 |
- |
1,37 |
температура/степень сухости |
°С |
- |
0,975 |
|
расход |
т/ч |
- |
149,74 |
|
5. |
Регулируемый отбор |
|||
|
абсолютное давление |
кгс/см2 |
- |
0,467 |
температура/степень сухости |
°С |
- |
0,932 |
|
расход |
т/ч |
- |
118,81 |
|
6. |
Расход пара на выходе из турбины |
т/ч |
272,51 |
12,02 |
7. |
Расход конденсата на котел |
т/ч |
274,18 |
282,21 |
8. |
Температура конденсата на котел |
°С |
51,3 |
56,2 |
9. |
Абс. давление пара за турбиной |
кгс/см2 |
0,115 |
0,035 |
10. |
Поверхность охлаждения конденсатора |
м2 |
3000 |
|
11. |
Материал трубок |
- |
МНЖ - 5 |
|
12. |
Расход охлаждающей воды |
т/ч |
13000 |
|
13. |
Число ходов конденсатора |
- |
1 |
|
14. |
Температура охлаждающей воды (вход/выход) |
°С |
23/34 |
23/23,5 |
15. |
Общий расход сетевой воды на бойлерную установку |
т/ч |
- |
4073 |
16. |
Расход сетевой воды на ПСГ |
т/ч |
- |
3000 |
17. |
Температурный график теплосети |
°С |
- |
48,4/86,2 |
18. |
Удельный расход теплоты |
ккал/кВтч |
2835 |
- |
19. |
Тепловая нагрузка бойлерной |
|||
|
регулируемого отбора |
|
- |
69,6 |
нерегулируемого отбора |
|
- |
80,59 |
|
охладитель дренажей |
|
- |
5,42 |
|
суммарная |
|
- |
155,61 |
Примечания:
1. Максимальное абсолютное давление в регулируемом отборе – 0,15 МПа (1,5 кгс/см2). Пределы изменения абсолютного давления пара нижнего регулируемого отбора - 0,035…0,15 МПа (0,35…1,5 кгс/см2), верхнего нерегулируемого отбора - 0,13...0,25 МПа (1,3...2,5 кгс/см2).
2. На отборах установлены два ПСГ-1800 (МНЖ).
3. Коэффициенты сопротивления паропроводов нижнего и верхнего давления ПСГ приняты равными соответственно 3 и 10.
Допускается длительная без ограничения времени работа турбины:
при уменьшении расхода пара из коллектора низкого давления до нуля;
при уменьшении расхода пара из нерегулируемого отопительного отбора до нуля;
при уменьшении расхода пара из регулируемого и нерегулируемого отопительных отборов до нуля.
Максимальное рабочее абсолютное давление пара в камере регулирующей ступени (за ступенью) при чистой проточной части – 5,64 МПа (57,5 кгс/см2).
Масса основных элементов турбины представлена в таблице 4.21.
Таблица 4.21 – Масса основных элементов турбины
Наименование |
Масса, кг |
Полный комплект поставляемого оборудования |
230800* |
Турбина в сборе |
95792 |
Конденсатор КП-3000-1 |
67100 |
Маслоохладитель пластинчатый |
1750 |
Эжектор пароструйный ЭО-70 |
950 |
Эжектор уплотнений ЭУ-440-2 |
800 |
Эжектор пусковой ЭП-150/I I |
25 |
Главный масляный электронасос ЦН 150-120 |
1420 |
ДУУ высокого давления |
2755 |
ДУУ низкого давления |
761 |
* - уточняется при отгрузке Заказчику.
Указанные массы обеспечиваются изготовлением.
Для конденсации отработавшего в турбине пара предусмотрен одноходовой двухпоточный конденсатор типа КП-3000-1 со следующей характеристикой:
поверхность охлаждения - 3000 м2;
абсолютное давление при номинальном режиме – 3,4 кПа (0,035 кгс/см2);
абсолютное давление при конденсационном режиме – 11,3 кПа (0,115 кгс/см2);
наибольшее рабочее давление в водяном пространстве конденсатора – 0,4 МПа (4,0 кгс/см2);
номинальный расход охлаждающей воды - 13000 т/ч;
номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор – 23 °С;
максимальная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор – 40 °С;
гидравлическое сопротивление при чистых трубках и номинальном расходе воды – не более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2);
присос охлаждающей воды в паровую часть конденсатора – не более 0,001 % от полного расхода пара на турбину.
Конденсатор турбины предназначен для работы на пресной воде. Конструкцией конденсатора предусмотрена возможность отключения одного из потоков охлаждающей воды во время работы турбины в конденсационных и отборных режимах до 100 % мощности ГТУ, в расчётной точке при условиях:
температура наружного воздуха, +15 °С;
температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, 33 °С;
расход охлаждающей воды через один поток конденсатора, 5900 т/ч, 6500 т/ч;
абсолютное давление в конденсаторе, 59 (0,6) кПа (кгс/см2), 52 (0,52) кПа (кгс/см2);
электрическая мощность турбины 57,4 МВт;
расход пара высокого давления 228 т/ч;
расход пара низкого давления 50,5 т/ч;
Конденсатор имеет:
два устройства ДУУ КВД для приёма редуцированного пара от БРОУ КВД с абсолютным давлением 1,27 МПа (13 кгс/см2) и температурой до 253 оС в количестве до 283 т/ч;
два устройства ДУУ КНД для приема редуцированного пара от БРОУ КНД с абсолютным давлением 0,25 МПа (2,5 кгс/см2) и температурой до 150 °С в количестве до 58 т/ч.
ДУУ КВД и ДУУ КНД принимают сбросной пар от БРОУ КВД и БРОУ КНД в количестве 100 % производительности контуров котла. Включаются в работу в аварийных и других ситуациях, определяемых алгоритмом работы ПГУ.
Оба типа ДУУ установлены на переходном патрубке турбины, редуцируют и охлаждают пар обоих БРОУ до параметров на входе в конденсатор. Для охлаждения пара используется конденсат из напорной линии конденсатного электронасоса.
Для поддержания давления в паровом пространстве конденсатора определенном расходом пара и плотностью вакуумной системы предусмотрены три основных эжектора (два - в работе, один – в резерве) отсоса паровоздушной смеси ЭО-70 со следующей характеристикой:
номинальное абсолютное давление рабочего пара – 0,44 МПа (4,5 кгс/см2);
рабочий диапазон 4-6 кгс/см2;
температура рабочего пара – 210 °С;
расход рабочего пара - не более 655 кг/ч на один эжектор (при абсолютном давлении пара 4,5 кгс/см2);
расход охлаждающего конденсата – 30 м3/ч на один эжектор;
допустимое рабочее давление охлаждающего конденсата – до 2,5 МПа (25 кгс/см2);
производительность по паровоздушной смеси – 70 кг/ч;
гидравлическое сопротивление по охлаждающему конденсату при чистых трубках – не более 0,03 МПа (0,3 кгс/см2).
Для отсоса паровоздушной смеси и пара из уплотнений предусмотрен эжектор системы отсоса ЭУ-400-2 со следующей характеристикой:
номинальное абсолютное давление рабочего пара – 0,44 МПа (4,5 кгс/см2);
рабочий диапазон 4-6 кгс/см2 ;
температура рабочего пара – 210 °С;
расход рабочего пара - не более 160 кг/ч (при абсолютном давлении пара 4,5 кгс/см2);
расход охлаждающего конденсата – 26,30 м3/ч;
допустимое рабочее давление охлаждающего конденсата – до 2,5 МПа (25,0 кгс/см2);
гидравлическое сопротивление по охлаждающему конденсату при чистых трубках – не более 0,03 МПа (0,3 кгс/см2);
производительность по паровоздушной смеси - 400 кг/ч.
Для отсоса воздуха из конденсатора перед пуском турбины предусмотрен пусковой эжектор ЭП-150/II, работающий на паре с абсолютным давлением рабочий диапазон (4-6 кгс/ см2).
В зонах, находящихся под разрежением, применяется вакуумная арматура. В конструкции конденсатора предусмотрены поворотные крышки с обеих сторон водяных камер для очистки трубной системы. В крышках предусмотрены люки для осмотра трубной системы. Охладитель пара уплотнений предназначен для охлаждения и конденсации пара поступающего от регулятора передних уплотнений турбины:
тип – ОПУ-18-2;
поверхность охлаждения – 18 м2;
расход охлаждающего пара – до 500 кг/ч;
расход конденсата через охладитель – 78 т/ч;
допускаемое давление охлаждающего конденсата – до 2,5 МПа (25 кгс/см2).