- •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
4.10Установка 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
Планируемая установленная электрическая мощность газотурбинной части станции проектируемой на территории ПРК составляет 16 МВт. ГТУ-ТЭЦ к установке предлагается блочной схемы (водогрейный котел работает в блоке с газовой турбиной).
Водогрейный котел предусматривается для работы в следующих режимах:
в комбинированном режиме (при работе в блоке с ГТУ и дополнительном сжигании в котле природного газа или мазута);
в автономном режиме (при отключенной ГТУ, при сжигании в котле природного газа или мазута);
в утилизационном режиме (при работе в блоке с ГТУ без дополнительного дожигания).
Тепловая мощность котла при работе в автономном и комбинированном режиме составляет – 100 Гкал/ч, в утилизационном – 18 Гкал/ч В результате реконструкции установленная тепловая мощность ПРК сохраняется существующая – 860 Гкал/ч.
Работа вновь вводимого оборудования предполагается в следующем режиме:
по отпуску тепловой энергии – в базовом режиме (с учетом режима работы Томской ТЭЦ-3) по графику нагрузки 150/70 0С.
по отпуску электрической энергии – параллельно с энергосистемой.
По выработке электрической энергии – режим работы полупиковый (число часов работы – до 6000 ч/год).
Годовое число часов использования установленной тепловой мощности в соответствии с графиком тепловых нагрузок в отопительный период года порядка 5000 часов. Работа газовых турбин в открытом цикле (работа газовой турбины без котла-утилизатора) не предусматривается. Установка газовых турбин предполагается без строительства байпасной дымовой трубы, таким образом, газовые турбины будут работать по теплофикационному графику нагрузки и годовое число часов использования установленной электрической мощности будет определяться режимом работы водогрейного котла в отопительный и летний периоды года. В связи с повышенной эффективностью комбинированной выработки электрической и тепловой энергии ГТУ-ТЭЦ по сравнению с существующим оборудованием, оборудование вновь вводимой ГТУ-ТЭЦ должно иметь максимальную загрузку в течение года.
4.10.2Технологические решения
4.10.2.1Газотурбинная установка
В требуемом диапазоне мощностей (до 16 МВт) существует ряд моделей отечественного и зарубежного производства со значительно отличающимися техническими и стоимостными показателями. Выбор типа ГТУ для реализации настоящего проекта должен быть выполнен на основании технико-экономического сравнения вариантов строительства.
В рамках выбора основного оборудования рассмотрены ГТУ различных производителей. Сопоставление основных термодинамических характеристик ГТУ сведено в таблицу 4.40.
Анализ таблицы показывает, что наиболее высокие показатели термодинамической эффективности имеют ГТУ марки 130-T20500 производства «Solar Titan», ГТЭС-16 производства ОАО «Авиадвигатель» и GE LM2000 производства «General Electric».
В дальнейшем для расчетов вариант с газовой турбиной ГТЭС-16 производства ОАО «Авиадвигатель», установленной электрической мощностью 16 МВт нами принимается как основной.
Окончательный же выбор поставщика основного оборудования осуществляется на основе конкурса и сопоставления технико-коммерческих предложений производителей.
Газотурбинная электростанция ГТЭС-16ПА
Газотурбинная электростанция ГТЭС-16ПА предназначена для выработки переменного трехфазного тока напряжением 6,3 (10,5) кВ при автономной (на изолированную сеть) или параллельной работе с другими электростанциями в условиях умеренного и холодного климата и может быть использована в качестве основного, либо резервного источника электроэнергии и для покрытия пиковых нагрузок.
ГТЭС представляет собой комплекс, состоящий из газотурбинной установки ГТЭ-16ПА, турбогенератора Т-16-2РУХЛ3.1, оборудования и систем, обеспечивающих их работу и безопасность эксплуатации электростанции. Конструкция газотурбинной электростанции ГТЭС-16ПА является блочно-модульной (рисунок 4.12).
В состав ГТЭС входят:
блок двигателя;
блок маслообеспечения двигателя;
блок генератора;
блок маслообеспечения генератора;
блок охлаждения генератора;
воздухоочистительное устройство (ВОУ);
блок управления;
блок электротехнический.
Газотурбинная установка ГТЭ-16ПА предназначена для привода синхронного генератора в составе электростанции. Общий вид ГТЭ-16ПА представлен на рисунке 4.2.
Технические характеристики и основные параметры ГТЭС-16ПА представлены в таблице 4.40.
ГТУ-16, создана на базе ГТУ-12П за счет добавления, по одной ступени компрессора и силовой турбины. В результате этого увеличено давление и температура газа перед турбиной и увеличен расход воздуха, за счет чего мощность увеличена с 12 до 16 МВт.
Основное и резервное топливо для ГТУ – природный газ.
ГТД сохраняет работоспособность при температуре наружного воздуха, подаваемого на вход ГТД от –50 оС до +45 оС, барометрическом давлении от 84,0 кПа до 106,7 кПа, относительной влажности воздуха до 98%.
ГТД допускает возможность увеличения мощности на 20% при снижении температуры атмосферного воздуха ниже -7°С без увеличения номинальной температуры газа перед ТВД.
Газотурбогенератор изготавливается и поставляется в полной заводской комплекции, в блочно-контейнерном исполнении, и состоит из отдельных блоков–контейнеров в которых размещаются двигатель, электрогенератор с обслуживающим их оборудованием, блока комплексного воздухоочистительного устройства, расположенного на входе в двигатель.
Контейнеры ГТУ являются теплозвукоизолирующими укрытиями и приспособлены для использования их на открытой местности.
Блочно - контейнерное исполнение обеспечивает минимальный срок ввода установки в эксплуатацию.
Газогенератор двигателя, состоит из осевого компрессора низкого давления, осевого компрессора высокого давления, трубчато-кольцевой камеры сгорания и турбин, приводящих в движение: турбина высокого давления – компрессор высокого давления, турбина низкого давления – компрессор низкого давления.
Свободная силовая турбина - осевая, кинематически не связанная с газогенератором, направление вращения по часовой стрелке (правое).
Для повышения газодинамической устойчивости ГТД в компрессоре низкого давления применены поворотные лопатки входного направляющего аппарата и направляющие лопатки входных ступеней компрессора.
Роторы турбокомпрессоров опираются на индивидуальные, носовые – шариковые и кормовые – роликовые подшипники. Силовая турбина опирается на собственные, носовой роликовый и кормовой шариковый подшипники; уплотнение масляных полостей ГТД – контактно-лабиринтное.
Цикловым воздухом охлаждаются сопловые аппараты ТВД и ТНД, рабочие лопатки ТВД и диски турбин.
Топливная система ГТД предназначена для осуществления автоматического запуска, дозировки топлива по сигналам СКУ и прекращения подачи топлива по команде оператора или при срабатывании защит.
Система смазки двигателя – циркуляционная, под давлением, с принудительной откачкой отработавшего в узлах ГТД масла. Система смазки обеспечивает смазку и охлаждение подшипниковых узлов, зубчатых зацеплений приводов и других трущихся узлов двигателя на всех режимах работы ГТД. При запуске и в ходе остановки, для образования и поддержания оптимального давления масла в системе, включается электроприводной маслоагрегат, в ходе режимной работы ГТД систему обслуживает навесной маслоагрегат. Оба маслоагрегата шестеренчатого типа.
Маслосистема ГТД – циркуляционная, под давлением с приводом нагнетательной и откачивающей секций основного маслоагрегата от КНД; уплотнение масляных полостей ГТД контактно-лабиринтное.
Моторная рама ГТД с коробкой приводов. Моторная рама представляет собой силовой элемент из профильной стали с гибкими стойками крепления ГТД и расположенными на ней агрегатами и трассировкой обслуживающих ГТД систем.
Коробка приводов выносная передает крутящий момент от двух электростартеров ротору КНД при запуске двигателя.
Газотурбинный двигатель оснащается системой автоматического регулирования, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой автоматического контроля технологических параметров. Автоматизированная система управления и контроля ГТУ является подсистемой АСУ ТП ПГУ и позволяет производить полностью автоматизированный пуск и останов двигателя.
В обеспечивающие системы ГТД входят:
Автоматическая система пожарной защиты состоит из системы сигнализации пожара и системы пожаротушения. Блоком управления системы сигнализации, расположенным в помещении пульта управления ПГУ, при срабатывании датчиков пожарной сигнализации, и, при герметизации объекта и автоматически отключенной системе вентиляции, включается система углекислотного пожаротушения.
Система пожаротушения срабатывает при работающем или стоящем ГТД автономно от системы управления ГТУ.
Блок КВОУ, состоящий из:
воздушного фильтра;
воздухоприемной камеры коробчатой конструкции, расположенной непосредственно перед ГТД;
Газоотвод с газоходом служат для отвода отработавших газов от ГТД и подачи их в энергоутилизационный котел и представляют собой коробчатые конструкции соответствующей конфигурации.
Компрессор оборудован регулированием мощности диапазоном 100…0%. Управление режимом работы автоматическое дистанционное. Система охлаждения установки предусматривается водой. Компрессор и дополнительное оборудование размещаются в контейнере.
Таблица 4.40 – Основные термодинамические характеристики ГТУ
Наименование |
Ед. изм. |
Производители ГТУ |
||||||||
Зоря-Машпроект |
Авиадвигатель |
ФГУП «ММПП «Салют» |
«General Electric» |
«General Electric» |
Hitachi |
Kawasaki |
Mitsubishi |
Solar Titan |
||
ГТЭ-15 |
ГТЭС-16 |
ГТУ-25 |
GE 5251M |
GE LM2000 |
H15 |
GPB180D |
MF111B |
130-T20500 |
||
Температура окружающего воздуха + 15 0С |
||||||||||
Номинальная мощность ГТУ (по условиям ISO) |
МВт |
16 |
16 |
16 |
18 |
17,6 |
15 |
17,7 |
14,8 |
15 |
Расход топлива |
кг/ч (природного газа) |
3430 |
3281 |
3281 |
5163 |
3631 |
3375 |
3827 |
3405 |
3042 |
Удельный расход теплоты |
МДж/кВтч |
10,746 |
10,256 |
10,778 |
14,332 |
10,324 |
11,257 |
10,807 |
11,510 |
10,128 |
Температура уходящих на входе в КУ |
0С |
426 |
485 |
418 |
509 |
479 |
546 |
544 |
526 |
496 |
Тепловая мощность уход. газов за ГТУ |
МВт |
20 |
19,5 |
21 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
КПД ГТУ (электрический) |
% |
33,5% |
35,1% |
33,4% |
25,1 |
34,9 |
32,0 |
33,3 |
31,3 |
35,5 |
Рисунок 4.12 – Газотурбинная электростанция ГТЭС-16ПА
Рисунок 4.13 – Общий вид ГТЭ-16ПА
Таблица 4.41 – Технические характеристики и основные параметры ГТЭС-16ПА
Наименование показателей |
Ед.изм. |
Значение |
В стационарных условиях (Рн=760 мм РТ.ст., tн=+15 °С, потери на вх/вых – 100/100 мм вод.ст.) |
||
Номинальная мощность на клеммах генератора |
МВт |
16,0 |
Коэффициент полезного действия на клеммах генератора |
% |
35,1 |
Степень повышения давления в компрессоре |
- |
19,9 |
Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе) двигателя |
°С |
485 |
Расход газа за силовой турбиной (на выхлопе) |
кг/с |
55,7 |
Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах |
- |
3,5 |
Тепловая мощность на выхлопе при tвых=110 °С |
Гкал/ч |
19,5 |
Коэффициент использования тепла топлива при tвых=110 °С |
% |
84,8 |
Номинальный коэффициент мощности |
- |
0,8 |
Номинальная частота вращения ротора генератора |
об/мин |
3 000 |
Номинальное напряжение электрического тока |
В |
6300/10500 |
Эквивалентный уровень звука при обслуживании на расстоянии 1 м, не более |
дБа |
80 |
Параметры топливного газа перед ГТЭС:
|
кгс/см2 °С |
28…32 +5…+80 |
Ресурс ГТЭС:
|
ч ч год |
25 000 100 000 20 |
Допустимые параметры окружающего воздуха
|
°С мм рт.ст. % |
- 60…+45 630…800 До 100 |
Сейсмическое воздействие по шкале MSK-64 интенсивностью, не более |
баллов |
7 |
Таблица 4.42 – Рабочие характеристики ГТЭС-16ПА
Режим работы |
Nноминал |
||||||
Температура воздуха на входе в ГТУ, 0С |
- 45,0 |
- 25,0 |
- 10,0 |
0 |
15,0 |
25,0 |
40,0 |
Выходная мощность генератора, кВт |
16000 |
16000 |
16000 |
16000 |
16000 |
14550 |
12478 |
Электрический КПД, % |
37,16 |
36,46 |
35,92 |
35,57 |
35,05 |
34,22 |
32,79 |
Расход выхлопных газов, кг/с |
64,89 |
61,50 |
59,22 |
57,83 |
55,92 |
52,59 |
47,74 |
Температура выхлопных газов, 0С |
346 |
395 |
433 |
458 |
495 |
505 |
522 |
Давление выхлопных газов на выходе из СТ, кгс/см2 |
1,0763 |
1,0751 |
1,0743 |
1,0739 |
1,0732 |
1,0691 |
1,0634 |
Коэффициент избытка воздуха в выхлопных газах |
4,0428 |
3,759 |
3,555 |
3,431 |
3,279 |
3,297 |
3,353 |
Располагаемая тепловая мощность в выхлопных газах при утилизации до 100 0С, Гкал/ч |
14,052 |
16,165 |
17,69 |
18,65 |
20,052 |
19,381 |
18,368 |
Расход топливного газа, кг/ч |
3095 |
3154 |
3203 |
3234 |
3281 |
3057 |
2736 |