- •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
3.2.4Котел де 25-14 гм (ст. № 7)
Паровой котёл ДЕ 25-14 ГМ, предназначен для разогрева мазута при сливе из железнодорожных цистерн, для нагрева мазута, для нормальной работы форсунок котлов, для подогрева мазута при его хранении в режиме горячего резерва.
Котёл ДЕ 24-14 ГМ двухбарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией (индекс Е), со смещённой вправо (индекс D) топочной камерой относительно барабанов и конвективной части котла.
Заводские технические характеристики котла:
Давление пара в барабане, МПа (кгс/см2) 1,4 (14);
Давление пара на выходе из пароперегревателя, МПа (кгс/см2) 1,3 (13).
Эксплуатационные характеристики котла:
Давление пара в барабане, МПа (кгс/см2) 0,9 (9);
Давление пара на выходе из пароперегревателя, МПа (кгс/см2) 0,8 (8);
Температура перегретого пара, °C 225;
Температура питательной воды, °C 104;
Паропроизводительность, т/ч 25.
Примечание: эксплуатационные характеристики котла установлены на основе технического диагностирования котла в августе-сентябре 2005 года в соответствии с рекомендациями завода - изготовителя.
Основные проблемы в эксплуатации котельных установок ПРК обусловлены физическим старением основного и вспомогательного оборудования.
К основным проблемам и «узким» местам в работе котлов следует отнести:
выработка нормативного срока эксплуатации котлов ст. №№ 3…7, котлов ПТВМ-100 – 18 лет, котлов ПТВМ-180 – 20 лет, ДЕ 25 – 20 лет;
морально и физически устаревшая система контроля и управления котлов ст. №№ 3…7;
низкая надежность работы конвективных поверхностей нагрева котлов ст. №№ 3…6.
3.3Теплофикационная установка прк
ТЭЦ-3 обеспечивает подачу тепловой энергии до смесительной насосной станции ПРК, где осуществляется подмешивание обратной воды и подача в Северный тепловой район г.Томска. При необходимости повышения отпуска тепловой энергии в Северный район дополнительно подключается ПРК.
Обратная сетевая вода от потребителей поступает на ПРК в коллектор обратной сетевой воды. Нагрев сетевой воды на КРК производиться в водогрейных котлах. После нагрева горячая вода направляется потребителям сетевыми насосами.
Восполнение потерь воды теплосети осуществляется подпиткой химически очищенной водой. Исходной водой является вода из р.Томь, предварительно обработанная на водонасосной МУП «Томский энергокомплекс». Производительность ВПУ составляет 2400 м3 воды в час.
3.4Система технического водоснабжения
Техническая вода для подпитки теплосети и на собственные нужды ПРК поступает по двум водоводам Ду600 от двух водоводов Ду800 и Ду1000 сетей техводопровода МУП «Томский энергокомплекс».
Величина забора речной очищенной воды на ПРК от МУП «ТЭК» определяется в основном режимом подпитки теплосети города. Обычно подпитка теплосети производится на ГРЭС-2 и ТЭЦ-3, и только при необходимости, на ПРК. В частности, в июне и сентябре 2009 г. подпитка теплосети осуществлялась только от ГРЭС-2 и ПРК (ПРК замещала ТЭЦ-3). Годовое потребление технической воды (таблица 3.3) на ПРК в 2007-2009 г.г. находилось в пределах 128000 –312000 м3, что в несколько раз ниже потребления в 2005-2006 г.г.
Таблица 3.3 – Водопотребление (речная очищенная) от МУП «Томский энергокомплекс», м3 |
||||||
Годы |
Всего |
Подпитка |
с.н.ХВО |
Котел № 7 |
с.н. котла № 7 |
с.н.ПРК |
2005 |
1722435 |
1653173 |
24813 |
5124 |
31 |
25688 |
2006 |
1165354 |
1108199 |
18033 |
5887 |
42 |
22323 |
2007 |
128454 |
114544 |
423 |
5318 |
18 |
5051 |
2008 |
128323 |
119251 |
79 |
5171 |
21 |
3527 |
2009 |
311841 |
294966 |
690 |
7772 |
71 |
4530 |