- •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
4.5.12Электротехническая часть
Комплектно с газовой турбиной блока ПГУ-220 поставляется турбогенератор типа ТЗФГ-160-2М трехфазный, синхронный с воздушным охлаждением, предназначен для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы S1 по ГОСТ 183 при непосредственном соединении с паровой турбиной и установке в закрытом помещении.
Основные параметры турбогенератора представлены в таблице 4.25.
Таблица 4.25 – Основные параметры турбогенератора ТЗФГ-160-2М
Наименование параметра |
Норма |
||
При номинальной нагрузке |
При максимальной длительной нагрузке |
||
Полная мощность, кВА |
188235 |
200000 |
|
Активная мощность, кВт |
160000 |
180000 |
|
Коэффициент мощности |
0,85 |
0,9 |
|
Напряжение статора, В |
15750 |
||
Ток статора, А |
6900 |
7331 |
|
Частота, Гц |
50 |
50 |
|
Частота вращения, мин" |
3000 |
||
Коэффициент полезного действия, % |
98,6 |
Не нормируется |
|
Статическая перегружаемость, о.е., не менее |
1,8 |
-``- |
|
Отношение короткого замыкания, о.е., не мение |
0,46 |
-``- |
|
Переходное индуктивное сопротивление, о.е., не более |
0,2 |
-``- |
|
Соединение фаз статора |
звезда |
||
Число выводов статора |
6 или 9 |
||
Температура охлаждающего воздуха, °С, не более |
40 |
||
Температура охлаждающей воды на входе, °С: |
32 |
||
Расход на воздухоохладители, м /ч |
600 |
Турбогенератор допускает длительную работу при номинальной активной мощности в режиме недовозбуждения с опережающим cos φ= 0,95.
Генераторы сохраняют номинальную длительную мощность при одновременных отклонениях напряжения от минус 5 до плюс 5% и частоты от минус 2 до плюс 2% от номинальных значений при условиях, соответствующих ГОСТ 533.
Наибольшее рабочее напряжение при сниженной нагрузке не должно превышать 110%, наименьшее – 90% номинального.
Степень защиты по ГОСТ 17494 - IP54 для турбогенератора и щеточно-контактного аппарата.
При сопряжении с газовой турбиной поставляются два подшипника. Смазка подшипников - от системы смазки турбины.
Количество и расположение выводов согласовывается с заказчиком. Линейные выводы приспособлены для присоединения экранированного токопровода и снабжены защитными кожухами, обеспечивающими безопасное обслуживание генератора.
Изоляционные материалы обмоток статора и ротора турбогенератора соответствуют классу нагревостойкости F по ГОСТ 8865. Допустимые температуры активных узлов соответствуют классу нагревостойкости В по ГОСТ 8865. Изоляция обмотки статора типа «Монолит» по технологии вакуумно-нагнетательной пропитки и запечки статора обмотанного.
Турбогенератор имеет следующие показатели маневренности:
1) не менее 500 пусков и остановов в год и 10000 за срок службы;
2) скорость набора и изменения активной и реактивной мощности не ограничивается;
3) при соединении с газовой турбиной допускается частотный пуск от тиристорного пускоостановочного устройства (параметры ТПОУ и режимы пуска согласовываются дополнительно).
Турбогенераторы со всеми вспомогательными системами имеют следующие показатели надежности и долговечности:
1) полный назначенный срок службы – не менее 40 лет при соблюдении требований ПТЭ, периодичности и объемов плановых ремонтов, а также технического обслуживания;
2) ресурс между капитальными ремонтами 10 лет, при этом первый капитальный ремонт с выемом ротора проводится через 3 года после сдачи турбогенератора в эксплуатацию;
3) коэффициент готовности не менее 0,997 (с учетом остановов только по вине предприятия-изготовителя турбогенератора);
4) средняя наработка на отказ не менее 27000 часов.
В соответствии с ГОСТ 533 турбогенератор оборудуется устройством пожаротушения распыленной водой или инертным газом.
Турбогенератор укомплектован статической тиристорной системой возбуждения. Система возбуждения соответствует ГОСТ 21558.
Турбогенератор имеет автоматизированную систему контроля тепловых, электрических и технологических параметров, обеспечивающую регистрацию и сигнализацию их выхода из допустимых пределов.
В турбогенераторе предусмотрен контроль влажности воздуха.
С паровой турбиной сопрягается турбогенератор типа ТФ-80-2У3. Его основные конструктивные особенности совпадают с приведенными выше для генератора ТФ-63-2У3. Основные технические характеристики приведены в таблице 4.11.
Выдачу мощности от генераторов ПГУ-220 предлагается осуществлять блочной схемой генератор-трансформатор на шины ОРУ-220кВ. Для этого необходимо расширение существующего ОРУ-220кВ на две ячейки со стороны временного торца.
Согласно ВНТП, п. 8.12, в РУ с двумя основными и третьей обходной системами шин, при числе присоединений (линий, трансформаторов) не менее 12 - системы шин не секционируются.
В Приложении 15 представлена главная электрическая схема станции после ввода ПГУ-220.
Связь турбогенератора газовой турбины с блочным трансформатором на всем протяжении выполняется посредством комплектного токопровода типа ТЭНЕ-20-8000-300 УХЛ1. Диаметр экрана каждой фазы 678 мм, масса одного погонного метра фазы – 89 кг. Турбогенератор паровой турбины с блочным трансформатором на всем протяжении связывается посредством комплектного токопровода типа ТЭНЕ-20-6300-300 УХЛ1. Диаметр экрана каждой фазы 678 мм, масса одного погонного метра фазы – 83 кг.
Между генераторами и трансформаторами устанавливаются генераторные распределительные устройства типа HECS-80s путем врезки в токопровод.
Блочные трансформаторы типов ТДЦ-200000/220У1 и ТДЦ-80000/220У1 устанавливаются напротив вновь возводимого главного корпуса в общем ряду с существующими трансформаторами. Связь блочных трансформаторов с шинами ОРУ-220кВ осуществляется гибкими связями.
Основные технические характеристики трансформаторов представлены в таблице 4.26.
Таблица 4.26 – Основные технические характеристики трансформаторов
Показатель |
Значение параметра |
||
Обозначение |
БТ2 |
БТ3 |
ТСН2 |
Тип |
ТДЦ-200000/220 |
ТДЦ-80000/220 |
ТРДНС-25000/20 |
Мощность, МВА |
200 |
80 |
25 |
Напряжение ВН, кВ |
242 |
242 |
15,75 |
Напряжение НН, кВ |
15,75 |
10,5 |
6,3 |
Pх, кВт |
200 |
100 |
25,0 |
Pk, кВт |
580 |
320 |
115,0 |
Схема соединения обмоток |
Y-0/Δ-11 |
Y-0/Δ-11 |
Y-0/Δ-11 Δ-11 |
Масса полная, т |
210 |
156 |
55 |
Масса транспортная, т |
177 |
132 |
47 |
Масса масла, т |
45,1 |
44,8 |
55,0 |
Длина, мм |
7750 |
8850 |
5000 |
Ширина, мм |
5970 |
5190 |
4270 |
Высота, мм |
7040 |
6880 |
6560 |
Блочные трансформаторы устройств регулирования напряжения не имеют. Нейтраль обмотки высшего напряжения трансформаторов 220 кВ имеет глухое заземление.
К использованию в ячейках ОРУ-220кВ предлагается смонтировать баковые элегазовые выключатели 3AP1DT-245/EK.
В качестве линейного и шинных разъединителей предлагается использовать горизонтально-поворотные разъединители типа DBF-245.
В проекте предусматривается рабочий трансформатор собственных нужд ТСН типа ТРДНС-25000/10-У1 с сочетанием напряжений 10,58x1,5%/6,3-6,3 кВ, устанавливаемый в цепи генератора газовой турбины и присоединяемый отпайкой от генераторного токопровода. Отпайки выполняются токопроводом ТЭНЕ-10-3150-128. От ТСН с помощью токопровода ТЗК-6-1600-81 получают питание секции КРУ - 6 кВ. Резервирование секций КРУ-6кВ осуществляется от резервных шинопроводов ШРА и ШРБ.
Трансформатор ТСН оборудован автоматическим регулятором напряжения для поддержания номинального напряжения на вторичной стороне. Автоматическая и ручная удаленная настройка доступна с главного щита управления через АСУ. Организуется учет количества переключений устройства РПН.
В цепи генераторов устанавливаются трансформаторы питания системы возбуждения.
Питание потребителей собственных нужд напряжением 0,4 кВ предусматривается от 2КТПСН-0,4 кВ с явным резервом, которое подключается к блочным секциям КРУ-6 кВ.
Питание потребителей собственных нужд постоянного тока предусматривается от поставляемой комплектно с ГТУ аккумуляторной батареи.
Основные технические решения по системам собственных нужд, постоянного тока, релейной защите и автоматике электрической части, молниезащиты, заземления и освещения совпадают с решениями, принятыми для варианта строительства турбины Т-60-130.