- •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
4.9.2Перевод существующих котлов 2×е-500-140 на уголь
Вариант 1а - перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на кузнецкий каменный уголь марок «Г» и «Д»
В качестве возможного варианта перевода существующих котлов с газа на уголь, был рассмотрен вариант перевода на кузнецкий уголь марок Г и Д.
Выбор данного варианта обусловлен следующим:
– кузнецкий уголь марок Г и Д имеет большую теплотворную способность, соответственно требуется меньший часовой расход топлива на каждый котел;
– кузнецкие угли менее шлакующие, следовательно требуется меньше затрат на очистку поверхностей нагрева и применения специальных технологических мероприятий;
– кузнецкий уголь марок Г и Д в настоящий момент уже поставляется и сжигается на Томской ГРЭС-2.
В качестве расчетного топлива был принят кузнецкий уголь марок Г и Д. Состав угля представлен в таблице 4.35.
Таблица 4.35 – Основные характеристики кузнецкого угля
Наименование |
Значение |
Низшая теплота сгорания на рабочую массу, Qir , ккал/кг |
5051 |
Элементный состав углей, % (на рабочую массу) |
|
Влажность, Wr |
11,90 |
Зольность, Ar |
16,50 |
Сера, Sr |
0,72 |
Углерод, Cr |
54,67 |
Водород, Hr |
3,87 |
Азот, Nr |
1,65 |
Кислород, Or |
10,69 |
Всего: 100 % |
|
Выход летучих (на сухую беззольную массу), Vdaf |
44,7 |
Влажность гигроскопическая, Wги |
5,4 |
Коэффициент размолоспособности угля |
1,22 |
Химический состав минеральной части, % |
|
SiO2 |
41,6 |
Al2O3 |
18,9 |
Fe2O3 |
13,9 |
CaO |
15,3 |
MgO |
5,7 |
TiO2 |
1,2 |
K2O |
2,2 |
Na2O |
1,2 |
Плавкостные характеристики золы |
|
Температура начала деформации, оС, tА |
1110 |
Температура начала размягчения, оС, tB |
1180 |
Температура начала жидкоплавкого состояния, оС, tС |
1220 |
Предварительные расчеты выявили ряд сложностей, связанных с переводом котлов Е-500-140 на сжигание каменного угля:
низкие скорости по газовому тракту котла на уровне 6-8 м/с, которые не обеспечивают эффективную и экономичную работу котла;
низкая температура горячего воздуха после ТВП tгв≈200-210С, не удовлетворяющая условиям розжига и эффективного горения топлива в топке котла, а также сушки топлива в мельницах;
температура дымовых газов перед конвективным пароперегревателем превышает допустимую по условиям шлакования температуру на 20-30С.
Котел Е-500-140 изначально был спроектирован для сжигания бурых углей, поэтому габариты котла были выбраны соответствующие. Для сжигания кузнецких углей марок Г и Д требуется топка более компактных размеров, так как данное топливо более калорийное и менее влажное. Таким образом, при переводе котла на сжигание кузнецкого топлива, мы получаем очень низкие скорости по газовому тракту котла, что ведет к оседанию частиц золы на поверхностях нагрева, неэффективному теплообмену и др. Для решения данной проблемы требуется замена всех конвективных поверхностей нагрева с уменьшенными в 1,3-2 раза поперечными шагами труб, чтобы обеспечить оптимальную скорость газов для данного угля на уровне 10-12 м/с.
Увеличить температуру горячего воздуха на существующем котле достаточно сложно, так как теплосъем в ТВП получается максимальный даже при неизменной конструкции конвективных пакетов, а наращивать кубы - технологически затруднено, потому что ТВП расположен непосредственно под конвективной шахтой котла, где отсутствует свободное место.
Превышение допустимой температуры дымовых газов перед пароперегревателем создает условия для интенсивного шлакования поверхностей нагрева.
Учитывая вышесказанное, были сделаны выводы о нецелесообразности использования данной конструкции котла Е-500-140 для сжигания каменного угля марок Г и Д, так как на существующем котле не удастся организовать эффективный и экономичный процесс сжигания топлива, при этом объем реконструкции требуется значительный.
Теплогидравлический расчет котла Е-500-140 на кузнецких углях представлен в Приложении 12.
Вариант 1б - перевод существующих котлов 2×Е-500-140 на березовский бурый уголь
Котел Е-500-140 был изначально спроектирован для работы на Канско-Ачинских бурых углях. В качестве расчетного топлива был принят березовский уголь. Состав представлен в таблице 4.36.
Таблица 4.36 – Основные характеристики березовского угля
Наименование |
Значение |
Марка |
2Б |
Низшая теплота сгорания на рабочую массу, Qir , ккал/кг |
3740 |
Элементный состав углей, % (на рабочую массу) |
|
Влажность, Wr |
33,0 |
Зольность, Ar |
4,7 |
Сера, Sr |
0,2 |
Углерод, Cr |
44,2 |
Водород, Hr |
3,1 |
Азот, Nr |
0,4 |
Кислород, Or |
14,4 |
Всего: 100 % |
|
Выход летучих (на сухую беззольную массу), Vdaf |
48,0 |
Влажность гигроскопическая, Wги |
12,0 |
Коэффициент размолоспособности угля |
1,3 |
Химический состав минеральной части, % |
|
SiO2 |
30,0 |
Al2O3 |
11,0 |
Fe2O3 |
9,0 |
CaO |
42,0 |
MgO |
6,0 |
TiO2 |
- |
K2O |
1,2 |
Na2O |
0,8 |
Плавкостные характеристики золы |
|
Температура начала деформации, оС, tА |
1270 |
Температура начала размягчения, оС, tB |
1290 |
Температура начала жидкоплавкого состояния, оС, tС |
1310 |
В настоящее время котлы Е-500-140 (БКЗ-500-140-1) сжигают природный газ. В качестве растопочного, а также аварийного топлива на котлах ТЭЦ предусмотрено использование мазута. Характеристики этих топлив приведены в таблице 4.37.
Таблица 4.37 – Характеристики сжигаемого топлива
Топочный мазут |
Природный газ |
||||
Наименование элементов |
Обозначение, размерность |
Ухудшенный состав |
Наименование элементов |
Обозначение, размерность |
Величина |
Зола |
Ар, % |
0,1 |
Метан |
СН4, % |
92,66 |
Влага |
WP, % |
0,6 |
Этан |
С2Н6, % |
5,04 |
Сера |
Sp, % |
2,8 |
Пропан |
С3Н8, % |
0,45 |
Углерод |
Ср, % |
85,7 |
Азот |
N, % |
1,85 |
Кислород |
Ор, % |
0 |
|
|
|
Азот |
N р, % |
0,6 |
|
|
|
Водород |
Нр, % |
10,2 |
|
|
|
Калорийность |
Qpн, % ккал/кг |
9500 |
Калорийность |
Qpн , % ккал/кг |
8800 |
Так как изначально заложена работа станции на буром Канско-Ачинском угле, то мероприятия по переводу сводятся к установке и демонтажу оборудования, предусмотренного проектом.
Котельный цех
Основные мероприятия по котельному цеху при переходе на сжигание угля сводятся в основном к установке и монтажу оборудования системы пылеприготовления, замене топочно-горелочных устройств, организации газо-газовой сушки топлива путем подачи горячих дымовых газов в топку, отбираемых из конвективной шахты котла, и уходящих газов для возможности регулирования температуры сушильного агента.
Принята схема пылеприготовления индивидуальная с прямым вдуванием угольной пыли с установкой 4-х мельниц-вентиляторов типа МВ-2700/650/590.
Для транспортировки воздуха и пыли к горелкам котла требуется смонтировать систему пылегазовоздухопроводов индивидуально для каждого котла.
На котлах требуется установка обдувочных аппаратов для очистки топочных экранов и поверхностей нагрева с учетом высоких шлакующих свойств березовских бурых углей. Для очистки топочных экранов предполагается установка аппаратов водяной обдувки, для удаления отложений с поверхностей нагрева – глубоковыдвижных аппаратов, для очистки поверхностей, расположенных в опускной конвективной шахте – аппаратов пневмоимпульсной очистки.
Необходима реконструкция системы золошлакоудаления в связи с её физическим износом, так как за время эксплуатации станции она использовалась для утилизации различных отходов и агрессивных сред. Также требуется установка новых багерных насосов взамен существующих.
При переводе котлов на сжигание угля необходимо привести в соответствие с нормативной документацией оборудование и приборы системы КИПиА.
Для очистки дымовых газов от золы изначально предусматривались электрофильтры типа ЭГБМ 2-64-12-6-4. Так как за все время работы станции сжигался только газ, то на котле ст. № 1А электрофильтр оставлен, а на котле ст. № 1Б взамен электрофильтров установлено 4 газохода круглого сечения. При переходе на сжигание угля потребуется установка новых электрофильтров, потому что при визуальном осмотре было выявлено, что существующий электрофильтр на котле ст. №1А физически и морально устарел и не пригоден для использования.
Компоновочные решения по главному корпусу с размещением мельниц представлены на рисунках 4.7-4.8.
Теплогидравлический расчет котла Е-500-140 на березовских углях представлен в Приложении 13.
Общестанционные системы
Для возможности доставки угля в необходимом объеме на Томскую ТЭЦ-3 необходимо строительство подъездных железнодорожных путей с соответствующим вспомогательным оборудованием, зданиями и сооружениями.
На Томской ТЭЦ-3 имеется золоотвал овражного типа, полезная площадь, занимаемая сооружениями золоотвала, составляет 124 га. В связи с тем, что на станции в качестве топлива используется природный газ, золоотвал используется как аккумулятор стоков химводоочистки. При переходе на сжигание бурого угля требуется реконструкция части золоотвала - порядка 30 га, его расчистка и укрепление дамб.
Рисунок 4.7 – Компоновка главного корпуса Томской ТЭЦ-3 с котлами Е-500-140 (БКЗ-500-140-1). Разрез
Рисунок 4.8 – Компоновка главного корпуса Томской ТЭЦ-3 с котлами Е-500-140 (БКЗ-500-140-1). План