- •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
4.2Перспективные тепловые нагрузки
Расчетные климатологические условия г. Томск приняты по СНиП 23-01-99(2003) «Строительная климатология» и представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Расчетные данные
-
Расчетная температура наружного воздуха (обеспеченностью 0,92)
-40С
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период
-8,8С
Продолжительность отопительного периода
5616 час
В соответствии с протоколом технического совещания от 11.06.2010г. (Приложение 1.2) расчетный температурный график сетевой воды принят tпс/tос = 165/70 0С со срезкой на 130 0С.
tпс – температура прямой сетевой воды;
tос – температура обратной сетевой воды.
Согласно данным, представленным ОАО «ТГК-11» (Приложение 1.8), по состоянию на 11.05.2010г. нагрузка потребителей подключенных к Северному тепловому району (обеспечивается теплом от ТЭЦ-3 и ПРК) составляет 802 Гкал/ч. Существующие тепловые нагрузки представлены в таблице 4.3.
Дополнительные нагрузки по Северному тепловому району на перспективу до 2020г. определены с учетом подключения новых потребителей связанных со строительством жилья и представлены в таблице 4.4.
Таблица 4.3 – Существующие тепловые нагрузки
№ п/п |
ТМ № |
циркуляция теплоносителя, т/час |
Тепловые нагрузки, Гкал/час |
||||
отопление |
вентиляция |
ГВС |
корр. нагрузки на 11.05.10г. |
всего существующие договорные нагрузки на 11.05.10г |
|||
Северный тепловой район (ТТЭЦ-3, ПРК) |
|||||||
1 |
6 |
3333 |
155 |
21 |
21 |
0 |
197.7 |
2 |
7 |
4777 |
199 |
9 |
30 |
-0.14 |
238.4 |
3 |
8 |
3769 |
151 |
12 |
29 |
34.28 |
226.2 |
4 |
11 |
2838 |
103 |
4 |
20 |
12.58 |
140.5 |
Итого |
14716 |
609 |
47 |
101 |
|
802.8 |
Таблица 4.4 – Перспективные тепловые нагрузки
№ п/п |
ТМ № |
Перспективные тепловые нагрузки по годам подключения, Гкал/час |
|||||||||||
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
Всего |
||
Северный тепловой район (ТТЭЦ-3, ПРК) |
|||||||||||||
1 |
6 |
3.6 |
6.7 |
3.3 |
2.8 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
25.4 |
2 |
7 |
5.2 |
2.4 |
7.1 |
2.5 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
1.3 |
26.2 |
3 |
8 |
5.5 |
7.2 |
1.1 |
0.0 |
1.1 |
1.1 |
1.1 |
1.1 |
1.1 |
1.1 |
1.1 |
21.5 |
4 |
11 |
10.7 |
9.3 |
6.8 |
3.5 |
2.3 |
2.3 |
2.3 |
2.3 |
2.3 |
2.3 |
2.3 |
46.4 |
Прирост |
25 |
25.0 |
25.6 |
18.3 |
8.8 |
6.0 |
6.0 |
6.0 |
6.0 |
6.0 |
6.0 |
6.0 |
|
Итого нагрузка с учетом потерь |
905 |
933 |
953 |
962 |
969 |
975 |
982 |
988 |
995 |
1002 |
1008 |
1008 |
Существующая нагрузка ГВС составляет 12,5% (101 Гкал/ч) от расчетной и условно постоянна по году. С учетом того что характер перспективной нагрузки соответствует существующей, величина ГВС принята в том же соотношении.
Для определения максимальной величины отпуска теплоты от ТЭЦ использованы справочные данные продолжительности стояния температур наружного воздуха (М.М. Апарцев., «Наладка водяных систем централизованного водоснабжения»).
Для определения целесообразности строительства дополнительной генерации на Томской ТЭЦ-3 и расчета числа часов использования установленной тепловой мощности нового оборудования, рассчитывается дефицит «базовой» мощности. Под базовой мощностью понимается такая величина, которую можно получать от теплофикационных отборов турбин с нагревом сетевой воды до 119 0С. При этом температура прямой сетевой воды определяется температурным графиком. При низких температурах наружного воздуха при tнв = -40 0С базовая часть графика определяется для диапазона tпс/tос = 119/56,5 0С, а пиковая часть для диапазона tпс/tос = 130/119 0С. Снижение температуры обратной сетевой воды связано с наличием срезки на 130 0С.
При tнв = -8,8 0С базовая часть графика определяется для диапазона tпс/tос = 110/51 0С, а пиковая часть мощности в данном случае отсутствует.
ТЭЦ-3 и ПРК объединены по отпуску тепловой энергии в г. Томск. Конечную температуру (нагрев) «прямой» воды и расход сетевой воды (циркуляцию) в город обеспечивает ПРК. При необходимости, догрев сетевой воды осуществляется водогрейными котлами ПРК.
Режим совместной работы ТЭЦ-3 и ПРК обеспечивает максимально возможную выработку на тепловом потреблении, что позволяет иметь достаточно низкие удельные расходы топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию.
В настоящее время расчетная циркуляция сетевой воды по Тепломагистрали № 12 от ТЭЦ-3 до ПРК по сетевому графику 165-70°С со срезкой 130°С, составляет 7500 т/ч. Таким образом, увеличение нагрузок по Северному тепловому району без увеличения пропускной способности ТМ № 12 (строительству новой ТМ №13) приведет к ограничению выдачи базовой тепловой мощности от ТЭЦ-3 до ПРК.
В связи с вышесказанным, для существенного увеличения отпуска тепла от отборов турбин необходимо помимо строительства генерирующего оборудования предусматривать строительство дополнительной магистрали ТМ № 13.
Поскольку расход сетевой воды от ТЭЦ-3 до ПРК постоянен по годам и ограничивается пропускной способностью ТМ №12, базовая часть графика будет зависеть только от температуры прямой и обратной сетевой воды.
В таблице 4.5 представлен расчет базовой части графика в зависимости от температуры наружного воздуха, определяющей прямую и обратную температуру сетевой воды и различных циркуляций. При этом рассматриваются следующие варианты:
7500 т/ч существующая пропускная способность ТМ № 12 от ТЭЦ-3 до ПРК;
10000 т/ч промежуточное значение циркуляции;
14000 т/ч существующая циркуляция от ПРК до потребителей г. Томска.
Таблица 4.5 – Базовая часть нагрузки в зависимости от циркуляции сетевой воды
tнв |
Длит. периода, час |
tпс от ТЭЦ |
tпс после турбин |
tос |
Qбаза, Гкал/ч |
||
Gсв=7500 т/ч (существ тм №12) |
Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13) |
Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13) |
|||||
6.5 |
590 |
88 |
88 |
49 |
288 |
384 |
538 |
2.5 |
846 |
89 |
89 |
48 |
308 |
410 |
574 |
-2.5 |
864 |
91 |
91 |
46 |
338 |
451 |
631 |
-7.5 |
862 |
105 |
105 |
50 |
418 |
557 |
780 |
-12.5 |
873 |
120 |
119 |
53 |
493 |
657 |
920 |
-17.5 |
661 |
130 |
119 |
57 |
468 |
624 |
874 |
-22.5 |
428 |
130 |
119 |
60 |
444 |
592 |
829 |
-27.5 |
267 |
130 |
119 |
62 |
426 |
568 |
795 |
-32.5 |
144 |
130 |
119 |
60 |
443 |
591 |
827 |
-37.5 |
64 |
130 |
119 |
58 |
461 |
614 |
860 |
-40 |
- |
130 |
119 |
57 |
469 |
625 |
875 |
-8,8 |
5616 |
109 |
109 |
50.5 |
439 |
585 |
819 |
Величина мощности теплофикационных отборов пара существующей турбины ПТ-140-130 составляет 310 Гкал/ч.
Из таблицы 4.5 и величины существующих отборов турбины ПТ-140 для средней за отопительный период нагрузки получаются следующие дефициты базовой мощности:
Таблица 4.6 – Базовая часть нагрузки в зависимости от циркуляции сетевой воды
tнв |
Длит. периода, час |
tпс от ТЭЦ |
tпс после турбин |
tос |
Qбаза, Гкал/ч |
||
Gсв=7500 т/ч (существ тм №12) |
Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13) |
Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13) |
|||||
-8,8 |
5616 |
109 |
109 |
50.5 |
129 |
275 |
509 |
Исходя из анализа существующей термодинамической эффективности различных энергетических циклов для ПГУ, ГТУ-ТЭЦ и ПТУ получаются следующие зависимости между тепловой и электрической мощностью (см.таблицу 4.7).
Таблица 4.7 – Необходимая электрическая мощность на ТЭЦ-3 в зависимости от дефицита тепловой мощности
-
Показатель
Gсв=7500 т/ч
Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13)
Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13)
Тепловая мощность, Гкал/ч
Дефицит тепловой мощности
129
275
509
Электрическая мощность, МВт
ПГУ (1,8 МВт / 1 Гкал/ч)
212
500
840
ГТУ-ТЭЦ (0,81 МВт / 1 Гкал/ч)
104
223
412
ПТУ (0,6 МВт / 1 Гкал/ч)
77
185
305
Учитывая представленный ранее прогноз по дефициту электрической мощности Томской ТЭЦ-3 (140…190 МВт при вводе ГТЭ-160 на ГРЭС-2 или на уровне 240…290 МВт при вводе ГТЭ-60 МВт) из дальнейшего рассмотрения исключаются следующие варианты:
варианты со строительством магистрали ТМ № 13 с обеспечением циркуляции на уровне 14000 т/ч в связи с существенным превышением базовой мощности вырабатываемой на тепловом потреблении от 305 МВт до 840 МВт при требуемом дефиците в 190…290 МВт.
вариант со строительством магистрали ТМ № 13 с обеспечением циркуляции на уровне 10000 т/ч и строительством ПГУ блока, так как электрическая мощность в данном случае составляет 454 МВт.
Для дальнейшего рассмотрения предлагаются следующие варианты:
строительство ПГУ-220 МВт;
строительство ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~ 100 МВт;
строительство турбины ПТУ Т-60-130 так как ввод данной турбины не потребует строительства дополнительных котлов;
строительство 2х ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~100 МВт и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч;
строительство оборудования электрической мощностью 200 МВт и тепловой мощностью 280 Гкал/ч в составе Т-185-130 + Е-500-140 и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч.