Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
86ЭА-09 ПЗ ПРК_Томская ТЭЦ-3.doc
Скачиваний:
58
Добавлен:
28.09.2019
Размер:
6.24 Mб
Скачать

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)

-40С

Средняя температура наружного воздуха за отопительный период

-8,8С

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.