- •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
4.8.2Котлоагрегат типа е-500-13,8
Паровой котел типа Е-500-140 (модель БКЗ-500-140-1) однобарабанный, вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией, газоплотный, с мембранными экранами предназначен для получения пара высокого давления при сжигании природного газа.
Котельный агрегат БКЗ-500-140 рассчитан на следующие параметры:
Производительность, т/ч: 500;
Давление пара в барабане, МПа (кгс/см2): 15,9 (162);
Давление перегретого пара, МПа (кгс/см2) 13,8 (140);
Температура перегретого пара, С: 560;
Температура питательной воды, С: 230.
Для совместной работы с существующими котлоагрегатами и повышения надежной работы оборудования по согласованию с заводом-изготовителем возможно снижение параметров перегретого пара до tпе= 550 °C, Pпе=130 кгс/см2. Данное решение требует детальной проработки и уточнения на последующих стадиях проектирования.
4.8.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
В настоящей работе рассматривается следующий вариант размещения турбины по типу Т-185/220-130 в пристройке к главному корпусу со стороны временного торца машинного отделения
Машинное отделение новой очереди имеет пролет 39,000 м и длину 36,000 м (см. Приложение 5). Принятый пролёт машинного зала обеспечивает выем ротора генератора на ремонт в пределах помещения.
Данный вариант предполагает собой размещение турбоагрегата Т-185/220-130 со вспомогательным оборудованием частично в существующем машзале, частично в новом машзале, пристроенном к главному корпусу со стороны временного торца с сохранением всех высотных отметок корпуса здания.
Компоновка собственно турбины со вспомогательным оборудованием, принята следующая: если смотреть со стороны переднего подшипника турбины, основные эжекторы, конденсатные насосы располагаются с правой стороны, а выводы циркводоводов и прочее оборудование – с левой стороны.
Отметка подкрановых путей и низа ферм соответственно 21,600 м и 27,600 м.
Площадка обслуживания турбины находится на отметке +12,000 м. Насосное оборудование установлено на отметке 0,000 м (отметка пола конденсационного помещения). Высота подъема главного крюка мостового крана +21,600 м.
Расположение турбины в машзале − поперечное. Ячейка турбины располагается в осях существующего здания 9-10 и осях пристройки 10-12. В новых осях 12-13 находится монтажно-ремонтная (временный торец) площадка.
Для обеспечения монтажных и ремонтных работ в машинном зале предусматривается использование существующих двух мостовых кранов грузоподъемностью 100/20 т.
С стороны временного торца вдоль ряда А предусмотрен автомобильный проезд.
4.8.4Выбор вспомогательного оборудования
Питательные насосы
Согласно тепловой схеме и перечню установленного оборудования, на станции установлено три питательных насоса типа ПЭ-580-195 производительностью 580 м3/ч и напором 240 кгс/см2 (обозначение на схеме ПЭН-1А, ПЭН-1Б и ПЭН-1В). Общая производительность составляет 1740 м3/ч. Согласно ВНТП-81, производительность питательных насосов определяется максимальными расходами питательной воды на питание котлов с запасом не менее 5%. Котлы 3х550 т/ч = 1650 т/ч + 0,05х1650 = 1732,5 т/ч. Таким образом, требуется установка дополнительного питательного насоса типа ПЭ-580-195, в случае останова любого из питательных насосов, оставшиеся обеспечивают номинальную производительность установленных котлов.
Деаэраторы
Согласно тепловой схеме и перечню установленного оборудования, на станции установлено два питательных деаэратора типа ДП-500 производительностью 500 т/ч и объемом бака – 100 м3 (обозначение на схеме ДПВ-1 и ДПВ-2). Общая производительность составляет 1000 т/ч, а общий полезный объем двух баков – 200 м3. Согласно ВНТП-81, суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. Суммарный расход составляет 3х550 т/ч = 1650 т/ч. Учитывая, что диапазон изменения производительности деаэратора ДП-500, в пределах которого обеспечивается устойчивая деаэрация воды составляет от 30 до 120 % предполагается установка дополнительного деаэратора повышенного давления типа ДП-500 (ДПВ-3).
Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу неблочных электростанций - 7 минут, что с установкой турбины Т-185/220-130 составляет:
Максимальный расход в голову турбины ПТ-140 составляет 780 т/ч;
Максимальный расход в голову турбины Т-185/220 составляет 785 т/ч;
780 + 810 = 1590 т/ч = 26,5 т/мин = 185,5 т за 7 минут, что обеспечивается установленными баками суммарным полезным объемом 300 м3.
Сетевая установка
Согласно тепловой схеме и перечню установленного оборудования, на станции установлено пять сетевых насосов первого подъема типа СЭ2500-60-11 производительностью 2500 т/ч и напором 60 м.в.ст. (обозначение на схеме 1СЭН-1, 1СЭН-2, 1СЭН-3, 1СЭН-4, 1СЭН-5) и пять сетевых насосов второго подъема типа СЭ2500-180-10 производительностью 2500 т/ч и напором 180 м.в.ст. (обозначение на схеме 2СЭН-1, 2СЭН-2, 2СЭН-3, 2СЭН-4, 2СЭН-5). Общая циркуляция составляет 12500 т/ч. Согласно ВНТП-81, при установке четырех рабочих сетевых насосов и более резервные насосы не устанавливаются.