- •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
4.8.1Паровая турбина Тп-185/220-130-2
Паровая теплофикационная турбина Тп-185/220-130-2 предназначена для привода турбогенератора с частотой вращения ротора 50 с-1 и отпуска теплоты для нужд отопления и горячего водоснабжения, и отпуска пара для производства из ограниченных производственных отборов пара. Турбина предназначена для ТЭЦ крупных городов.
Турбина имеет регулируемые отопительные отборы пара и ограниченные отборы пара из ЦВД для нужд производства с давлением и расходом указанным ниже. По желанию Заказчика возможно использование любого из производственных отборов или одновременно двух из них, а также работа без отборов.
Турбина Тп-185/220-130-2 имеет лопатку последней ступени длиной 830 мм и три ступени в каждом потоке ЦНД, расчетную температуру охлаждающей воды 20 оС и обеспечивает более высокую экономичность на конденсационном режиме и большую максимальную конденсационную мощность. Номинальные значения основных параметров турбины представлены в таблице 4.29.
Таблица 4.29 – Номинальные значения основных параметров турбины Тп-185/220-130-2
Наименование |
Единица измерения |
Значение |
Мощность:
|
МВт |
185 220 195 |
Начальные параметры пара:
|
МПа, абс. оС |
12,8 555 |
Расход свежего пара:
|
т/ч |
785 810 |
Тепловая нагрузка отопительных отборов:
|
Гкал/ч (ГДж/ч) |
280 (1172) 290 (1215) 325 (1361) |
Пределы изменения давления пара в регулируемом отборе:
|
МПа, абс. |
0,059-0,29 0,049-0,196 |
Температура воды:
|
оС: |
232 20 |
Расход охлаждающей воды |
т/ч |
27000 |
Давление пара в конденсаторной группе при максимальной конденсационной мощности |
кПа абс. |
4,6 и 5,8 |
Давление пара в отборе на производственные нужды:
|
МПа абс.: |
2,45-3,43 1,18-1,76 0,78-1,18 |
Расход отбираемого пара на производственные нужды:
|
т/ч |
90 100 100 |
Турбина имеет два отопительных отбора пара - нижний и верхний, предназначенных для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов система автоматического регулирования поддерживает заданную температуру сетевой воды за подогревателем сетевой воды ПСГ-2 (верхней ступенью подогрева). При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за подогревателем сетевой воды ПСГ-1 (нижней ступенью подогрева). Максимальная температура сетевой воды за ПСГ-2 при ступенчатом подогреве равна 130 0С. Давление пара в отопительных отборах поддерживается регулирующими диафрагмами, установленными в каждом потоке двухпоточного ЦНД.
Давление пара, поступающего потребителю из отборов пара на производственные нужды, поддерживается регулирующим клапаном, установленным в блоке защитно-регулирующего клапана на трубопроводе отбора.
При использовании производственного отбора пара тепловая и электрическая нагрузка турбины снижаются. Когда же турбина неполностью загружена по расходу свежего пара, например при неполной тепловой нагрузке, использование производственного отбора повышает экономичность ТЭЦ, т.к. позволяет исключить использование редуцированного пара и повысить мощность турбины. Возможное повышение мощности составляет 18 МВт.
Турбина может работать по тепловому графику с использованием теплоты пара, поступающего в конденсаторы для подогрева подпиточной (в том числе сырой воды), пропускаемой через встроенные пучки конденсаторов (основные пучки отключены). При этом тепловая нагрузка турбины увеличивается на 41,86 ГДж/ч. Подогрев подпиточной воды во встроенных пучках может осуществляться как при минимальном, так и при регулируемом в определенных пределах пропуске пара в конденсаторы.
Для турбины Тп-185/220-130-2 предусмотрено устройство для охлаждения ЦНД при работе по тепловому графику с закрытыми задвижками на ресиверах к ЦНД. Для этого режима минимальное расчетное количество пара, поступающего через охлаждающее устройство в ЦНД, равно 20-25 т/ч.
Предусмотрена возможность работы турбин с обводом ПВД по питательной воде для получения пиковой электрической мощности. Пар, высвобождаемый из отборов на ПВД, должен направляться в подогреватели сетевой воды, если они не догружены. При направлении пара ПВД в подогреватели сетевой воды возможно увеличение электрической нагрузки на 10 МВт, а отопительной на 188 ГДж/ч при сохранении высокой экономичности турбины.
Турбина допускает дополнительный нерегулируемый отбор пара из отбора на ПНД № 4 до 35 т/ч сверх расхода на регенеративный подогрев конденсата в ПНД № 4.
Предусмотрена возможность отбора пара до 60 т/ч из верхнего отопительного отбора на атмосферный деаэратор или на испарительную установку.
Максимальная мощность турбины достигается при отсутствии отопительных и производственных отборов пара, при отсутствии нерегулируемых отборов сверх отборов пара на регенерацию, при полностью включенной регенерации, расчетной температуре и номинальном расходе охлаждающей воды на входе в конденсаторную группу.
Турбина имеет пять нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД № 3, 4, деаэраторе и ПВД. На ПНД № 1, 2 пар отбирается из отопительных отборов. Данные по регенеративным отборам пара на номинальном режиме для турбины Тп-185/220-130-2 приведены в таблице 4.30.
Таблица 4.30 – Характеристика отборов
Потребитель пара |
Параметры пара в камере отбора |
Количество отбираемого пара, т/ч |
|
Давление, МПа абс. |
Температура, оС |
||
ПВД № 7 |
3,42 |
378 |
34,7 |
ПВД № 6 |
2,34 |
331 |
34,1 |
ПВД № 5 |
1,57 |
283 |
49,7 |
Деаэратор |
1,57 |
283 |
5,85 |
ПНД № 4 |
0,62 |
190 |
32,8 |
ПНД № 3 |
0,30 |
- |
38,3 |
ПНД № 2 |
0,098 |
- |
12,0 |
ПНД № 1 |
0,037 |
- |
0,95 |
Турбина обеспечивает длительную устойчивую работу с расходом свежего пара 30 - 100 %.
Допускается длительная работа турбины с номинальной мощностью при следующих отклонениях основных параметров от номинальных значений:
снижении или повышении давлении свежего пара на 0,49 МПа;
снижении температуры свежего пара на 10 ОС или ее повышении на 5 ОС;
повышении температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор до 330С. Работа с температурой охлаждающей воды более 33 0С до 37 0С допускается при соответствующем снижении расхода пара в конденсаторы (снижении нагрузки).
Допускается длительная работа турбины при частоте вращения ротора (при частоте сети электрического тока) от 49,0 до 50,5 с–1.
Конструкция турбины. Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат. Цилиндр высокого давления (ЦВД) выполнен двухкорпусным противоточным (унифицирован с ЦВД турбин ПТ-140/165-130/15 и Р-102/107-130/15-2). В левом потоке, направленном в сторону переднего подшипника, расположены одновенечная регулирующая ступень и шесть ступеней давления левого вращения, а в правом потоке, направленном в сторону генератора, - шесть ступеней давления правого вращения. Все диски ротора высокого давления откованы заодно с валом. ЦСД имеет девять ступеней давления. Первые четыре диска ротора среднего давления откованы заодно с валом, остальные пять - насадные.
ЦНД двухпоточный, имеет по три ступени правого и левого вращения в турбине Тп-185/220-130-2 и по две ступени в турбине Тп-185/215-130-4. В каждом потоке - одна ступень регулирующая, другие ступени давления. Все диски ротора низкого давления насадные. Ступени ЦНД унифицированы с соответствующими ступенями турбины ПТ-140/165-130/15. На рисунке 4.6 представлен разрез паровой теплофикационной турбины типа Т-185/220-130.
Система маслоснабжения турбин обеспечивает маслом систему регулирования при давлении 1,37 МПа и систему смазки подшипников при давлении после маслоохладителей на уровне оси турбины 0,069-0,078 МПа.
Рисунок 4.6 – Паровая теплофикационная турбина Т-185/220-130
Система маслоснабжения турбины рассчитана для работы на турбинном масле марки Т-22 ГОСТ 32-74 или Тп-22 с присадками ГОСТ 9972-74 или Тп-22С.
Для подачи масла служит главный масляный насос, приводимый в действие непосредственно от вала турбины, на период пуска турбоагрегата предусмотрен пусковой масляный электронасос, который используется также при монтаже и ревизиях для испытания гидравлической плотности системы маслоснабжения. Снабжение маслом подшипников при останове агрегата обеспечивается резервным насосом, а при аварийном падении давления за главным масляным насосом - либо резервным, либо аварийным насосами, подающими масло в систему смазки до маслоохладителей.
Резервный насос приводится в действие электродвигателем переменного тока, аварийный насос - электродвигателем постоянного тока, питаемым от аккумуляторной батареи станции.
Масляный бак имеет рабочую емкость 66 м3. Конструкция бака позволяет безопасно вынимать фильтры для чистки во время работы турбины. Бак снабжен дистанционным указателем уровня масла. В конструкции бака предусмотрено эффективное выделение примешенного к маслу воздуха, достаточное для устойчивой работы главного масляного насоса. Для охлаждения масла предусмотрены три маслоохладителя. Конструкция маслоохладителей исключает возможность попадания масла в охлаждающую воду.
Конденсационная установка включает в себя конденсаторную группу, воздухоудаляющее устройство, конденсатные насосы, эжекторы циркуляционной системы, эжектор расхолаживания, водяные фильтры.
Конденсаторная группа общей поверхностью 12000 м2 состоит из двух конденсаторов, предназначенных для конденсации поступающего из турбины пара, создания разрежения в ее выхлопных патрубках, сохранения и первичной деаэрации основного конденсата, а на режиме работы по тепловому графику для подогрева подпиточной воды во встроенных пучках конденсаторов.
Конденсаторы в группе соединены по основным потокам охлаждающей воды, основному конденсату и паровоздушной смеси последовательно, а по потокам охлаждающей воды, проходящей через встроенные пучки – параллельно.
Конденсаторы рассчитаны на работу в системах оборотного и прямоточного водоснабжения на пресной охлаждающей воде. Каждый конденсатор состоит из корпуса и трех трубных пучков - двух основных и одного встроенного. Крышки водяных камер съемные, крышки основных пучков имеют лазовые люки.