- •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
4.5.8Газоснабжение
При входе газопроводов на территорию ТЭС предусматривается узел измерения расходов газа и калориметрическая для измерения калорийности поступающего топлива. Давление газа, поступающего на территорию ТЭС – 1,2 МПа.
Предусматривается строительство блочного пункта подготовки газа (БППГ-1000) в блочно-модульном исполнении, предназначенного для замера расхода газа и подготовки газа с требуемыми характеристиками.
Основные характеристики БППГ-100 приведены в таблице 4.24.
Таблица 4.24 – Основные технические характеристики БППГ-100
№ п/п |
Параметр, единица измерения |
Величина |
1 |
Давление газа на входе, МПа - максимальное - минимальное |
1,2 0,55 |
2 |
Потеря давления на БППГ при новых фильтрующих патронах (при давлении газа на входе 1,0 МПа) |
0,02 |
3 |
Производительность по газу, м3/ч |
30 000 – 100 000 |
4 |
Температура окружающего воздуха, 0С |
-40 … +40 |
5 |
Температура газа на входе, 0С |
-20 … +20 |
6 |
Установленная электрическая мощность, не более, кВт |
9,8 |
Предусмотренное оборудование БППГ-100 обеспечивает требования, предъявляемые к чистоте газа в соответствии с ГОСТ 5542-87. В частности содержание пыли в газе на выходе из БППГ:
общее ≤ 20,0 ppm (вес.);
d > 2 мкм ≤ 18,5 ppm (вес.);
2 < d < 10 мкм ≤ 1,5 ppm (вес.);
d > 10 мкм ≤ 0,002 ppm (вес.).
Оборудование пункта подготовки газа поставляется в полной заводской готовности, сертифицировано, имеет разрешение Ростехнадзора России и размещается на огражденной площадке.
Перед главным корпусом расположен блок отключающей арматуры газовых турбин со счетчиками.
Принципиальная схема газоснабжения ПГУ-220 представлена в Приложении 11.
4.5.9Дожимная компрессорная станция
Для газоснабжения турбин требуется подвести газ давлением 1,58 МПа. Поэтому на площадке ТЭС предусматривается строительство газодожимающей компрессорной станции, где давление газа будет поднято до необходимого для сжигания в газовых турбинах.
Дожимная компрессорная станция (ДКС) для ПГУ принята на максимальный расход газа на ГТУ, который составляет 48 300 нм3/ч.
Согласно «Правил безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ-12-529-03 п.8.1.29 при суммарном расходе газа до 50 тыс. м3/ч количество дожимающих компрессоров должно быть не менее двух, один из которых резервный. В зависимости от режима работы ГТУ в энергосистеме при соответствующем обосновании допускается установка третьего компрессора (на случай ремонта). Компрессорные агрегаты размещаются в отдельностоящем здании.
Основным оборудованием принимается два компрессорных агрегата производительностью 50000 нм³/ч. каждый с давлением 1,58 МПа.
Компрессорные агрегаты размещаются в отдельностоящем здании.
Компоновка дожимной компрессорной станции
Дожимная компрессорная станция размещается в здании, габаритами 24х33х10,2(h)м, и включает в себя:
Машинный зал.
Ремонтную площадку.
Помещение трансформаторов и щитов управления.
Помещение вентиляции и отопления.
Ремонтную мастерскую.
Бытовые помещения.
Дожимная компрессорная станция состоит из двух центробежных компрессоров. Регулирование производительности каждого компрессора в автоматическом режиме осуществляется в диапазоне 75-100%. Регулирование ВНА в диапазоне 0-75% - перепуском газа после концевого холодильника на всас компрессора.
Каждая компрессорная установка представляет собой модульную конструкцию (пэкедж), устанавливаемую на фундаментную плиту. Модуль включает в себя: собственно компрессорный блок, привод, размещенные на общем рамном основании, на котором также размещены входной и промежуточный скруббер, маслосистема компрессора, промежуточные и конечный/рециркуляционный теплообменные аппараты охлаждения газа, обвязка и запорно-регулирующая арматура.
На линии нагнетания компрессоров для очистки природного газа от аэрозольных частиц твердой и жидкой фазы предусматривается 2 коалесцирующих фильтра, входящие в комплект поставки ДКС.
Привод компрессора представляет собой электродвигатель номинальной мощностью 4500 кВт, 3000 об/мин, 6000В. Пуск электродвигателя прямой. Охлаждение водяное.
Система охлаждения оборудования компрессорной установки предусматривается с напора насосов охлаждающей воды замкнутого контура охлаждения ПГУ с возвратом в сливной трубопровод того же контура, через систему охлаждения внутреннего контура компрессорных агрегатов.
Расход воды для ДКС составляет 700 т/ч, с давлением Р=0,3МПа и температурой в летний период – до 30ºС.
Система охлаждения внутреннего контура поставляется комплектно с дожимными компрессорами.
Также в комплект поставки компрессорного оборудования входит азотная станция для обеспечения технологических нужд ДКС.
В ДКС выполняются:
измерение и контроль параметров воздушной среды;
автоматический контроль систем инженерного обеспечения;
автоматический контроль систем пожарной сигнализации и загазованности.
Газопроводы ДКС оснащены необходимой запорной, регулирующей и предохранительной арматурой, сбросными клапанами и свечами безопасности.