- •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
2.2.2Котел е-160-2,4-бт (ст. №№ ка-1, ка-2, ка-3, ка-4, ка-5)
Паровой котел Е-160-2,4- БТ с естественной циркуляцией предназначен для получения перегретого пара при сжигании природного газа и мазута.
Котельный агрегат Е-160-2,4- БТ рассчитан на следующие параметры:
Производительность, т/ч: 160;
Давление пара в барабане, МПа (кгс/см2): 3,14 (32);
Давление перегретого пара, МПа (кгс/см2) 2,35 (24);
Температура перегретого пара, С: 250;
Температура питательной воды, С: 104.
Завод-изготовитель к/а ст. №№ КА-1, КА-2 – г. Таганрог; к/а №№ КА-3…КА-5 –
г. Барнаул.
Состав тягодутьевой установки: вентилятор дутьевой ВДН-20 с загнутыми назад лопатками; дымосос ДН-24х2-0,62.
В таблице 2.3 представлены основные характеристики вспомогательного оборудования котла Е-160-2,4-БТ.
Таблица 2.3 – Основные характеристики вспомогательного оборудования котла
Наименование, ед. измерения |
Котел ст. № КА-1…5 |
Дутьевые вентиляторы |
|
Тип |
ВДН 20 |
Производительность, *103 м3/ч |
215 |
Полезный напор, мм. в. ст. |
480 |
Число оборотов эл.дв., об/мин |
1000 |
Дымососы |
|
Тип |
ДН-24х2-0,62 |
Производительность, *103 м3/ч |
250/300 |
Полезный напор, мм. в. ст. |
390 |
Число оборотов эл.дв., об/мин |
740 |
2.3Турбинное оборудование
Основное турбинное оборудование состоит из одной турбины типа ПТ-140/165-130/15-3.
В 1996 году введена в эксплуатацию турбина и один котел БКЗ-500-140 ст. № 1А.
В 2000 г., после включения в работу котла БКЗ-500-140 (ст. № 1Б), турбина выведена на номинальную мощность.
Краткая техническая характеристика турбоагрегата ПТ-140/165-130/15-3
Турбина паровая, теплофикационная ПТ–140/165–130/15–3, с конденсационной установкой и регулируемыми производственным и двумя отопительными отборами пара предназначена для привода турбогенератора типа ТВВ–160–2ЕУЗ мощностью 165 МВт с частотой вращения ротора 3000 об /мин. и отпуска пара и тепла для нужд производства и отопления.
Установленная мощность Nэ - 140 МВт;
Максимальный расход свежего пара на турбину - 780 т/ч;
Суммарная теплопроизводительность отборов турбины - 310 Гкал/ч;
Давление свежего пара Ро – 120 кгс/см2;
Температура свежего пара to – 545 С;
Давление в П-отборе Рп - 15 кгс/см2 (номинальное). Изменение давления в отборе 1120 кгс/см2 (1,08 1,96 МПа). Максимальный расход пара на производство при отсутствии отопительных отборов 480 т/ч.
Давление в регулируемых отопительных отборах:
в верхнем отопительном отборе – 0,4 +1,5кгс/см2;
в нижнем отопительном отборе – 0,6 + 0,2кгс/см2;
при этом давление в верхнем отборе должно превышать давление в нижнем отборе не менее чем на 0,5 кгс/см2 (0,049 МПа).
Конденсатор типа К2-6000-1, расход пара в конденсатор на всех режимах не должен превышать 330 т/ч.
Расчётное значение давления отработавшего пара при конденсационной мощности 120 МВт составляет:
при 1=1 (чистая поверхность теплообмена) - 0,905 кгс/см2;
при 2=0,75 - 0,893 кгс/см2.
Тепловая схема – типовая для турбин типа ПТ–140/165–130/15–3. Регенеративная установка состоит из четырёх подогревателей низкого давления (ПНД), двух деаэраторов (ДПВ) и трёх подогревателей высокого давления (ПВД). Система регенерации включена полностью. Отпуск пара сверх нужд собственной регенерации из нерегулируемых отборов отсутствует.