- •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
2.8Электротехническое оборудование
Выдача мощности от Томской ТЭЦ-3 организована:
на напряжении 220 кВ по 3-м линиям ВЛ 220 кВ;
на напряжении 110 кВ по 4-м линиям ВЛ 110 кВ.
Условно всё электрооборудование станции можно разделить на главную электрическую схему и схему собственных нужд.
Главная электрическая схема электростанции включает в себя открытые распределительные устройства (ОРУ) напряжением 110 кВ и 220 кВ, генераторы и силовые трансформаторы.
Трансформаторы - блочный, рабочий и резервный собственных нужд устанавливаются перед фасадной стеной машзала, а автотрансформаторы связи 220/110кВ и трансформаторы 110/6кВ собственных нужд котельной - в районе открытого распределительного устройства ОРУ- 110кВ. Краткая характеристика используемых генераторов ТЭЦ-3 представлена в таблице 2.5.
Таблица 2.5 Краткая характеристика используемых генераторов ТЭЦ-3
Стан-ционный № |
Тип |
Завод изготовитель |
Год ввода в экспл. |
Нап-ряже-ние (В) |
Скорость вращения (об/мин) |
Номинальные данные при тем-ре охлаждения 40 град.С (водородное охлаждение) |
||||
Мощность |
Ток стат. (А) |
Ток ротор.(А) |
Соs |
|||||||
МВт |
МВАр |
|||||||||
ТГ-1 |
ТВВ-160-2ЕУ3 |
Сибэлтяжмаш г.Новосибирск |
1996 г. |
18000 |
3000 |
160 |
188 |
6040 |
2240 |
0,85 |
2.9Режимы работы тэц
Томская ТЭЦ-3 задумывалась как составная часть новой схемы теплоснабжения города Томска и проектировалась в основном для обеспечения в большом объёме промышленных потребителей производством тепловой энергии в паре и обеспечения жилого сектора г. Томска горячей водой.
В настоящее время Томская ТЭЦ-3 обеспечивает отпуск электрической энергии и тепла с сетевой водой для нужд отопления и горячего водоснабжения части г. Томска (по тепломагистрали № 12) и промплощадки Томского нефтехимического комбината (ТНХК).
В таблице 2.6 приведены основные технико-экономические показатели работы Томской ТЭЦ-3 за период 2007-2009 г.г.
Таблица 2.6 – Основные технико-экономические показатели работы Томской ТЭЦ-3 за период 2007-2009г.г.
№ пп |
Показатель |
Значения показателя |
||
2007 г. |
2008 г. |
2009 г. |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1. |
Среднегодовая установленная мощность: электрическая, тыс. кВт тепловая, всего, Гкал/ч тепловая отборов турбин, Гкал/ч |
140 780 310 |
140 780 310 |
140 780 310 |
2. |
Выработка электроэнергии, тыс. кВт·ч: всего по теплофикационному циклу то же в % |
666366 554124 83,2 |
889456 747719 84,1 |
775024 653879 84,4 |
3. |
Отпуск тепла, Гкал: всего отработавшим паром |
1419467 1227163 |
1936606 1726944 |
2029874 1527357 |
4 |
Тепло отборов и от конденсатора турбины, Гкал: всего: П – отбора Т – отбора из конденсатора то же, доля, %: П – отбора Т – отбора из конденсатора |
1360185 748214 574922 37049 55,0 42,3 2,7 |
1913808 1109698 761219 42891 58,0 39,8 2,2 |
1705961 1001536 657726 46699 58,7 38,6 2,7 |
5 |
Коэффициенты использования установленной мощности, %: электрической тепловой |
54,3 50,1 |
72,3 70,3 |
63,2 62,8 |
6 |
Доли отпуска тепла отработавшим паром отборов турбин, %: всего |
86,5 |
89,2 |
75,2 |
7 |
Удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт·ч): фактический нормативный |
275,9 276,0 |
274,9 277,0 |
275,0 275,9 |
8 |
Удельный расход топлива на отпущенное тепло, кг/Гкал: фактический нормативный |
136,5 136,6 |
135,1 136,0 |
140,8 141,3 |
9 |
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на электроэнергию, % фактический номинальный |
5,4 5,5 |
5,9 6,0 |
5,84 5,89 |
10 |
Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на тепло, кВт·ч/Гкал: фактический номинальный |
39,1 40,8 |
38,7 39,6 |
36,43 36,86 |
11 |
Удельный расход тепла брутто на турбинную установку, ккал/(кВт·ч): фактический нормативный |
1195 1200 |
1191 1196 |
1176 1179 |
12 |
КПД брутто котельной установки, % : фактический нормативный по группе Е-500 фактический нормативный по группе Е-160 фактический нормативный |
94,4 94,06
94,38 94,03
94,72 94,35 |
94,65 94,41
94,74 94,52
93,26 92,64 |
94,37 94,22
94,47 94,39
93,88 93,32 |
Основные показатели работы ТЭЦ-3 за последние 3 года представлены в таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Показатели выработки электро- и теплоэнергии ТЭЦ-3
Наименование |
Размерность |
2007 год |
2008 год |
2009 год |
Выработка электроэнергии |
тыс. кВт·ч |
666 366 |
889 456 |
775 024 |
в т.ч. по теплофикационному циклу |
тыс. кВт·ч (%) |
554 124 (83,2) |
747 719 (84,1) |
653 879 (84,4) |
по конденсационному циклу |
тыс. кВт·ч (%) |
112 242 (16,8) |
141 737 (15,9) |
121 145 (15,6) |
Отпуск тепла внешним потребителям |
Гкал |
1 419 467 |
1 936 605 |
2 029 874 |
в т. ч. отработавшим паром |
Гкал |
1 227 163 |
1 726 944 |
1 527 357 |
На рисунке 2.2 представлено существующее состояние баланса выработки электроэнергии с разбивкой по месяцам (по данным 2009 г.).
На рисунке 2.3 представлено существующее состояние баланса отпуска тепла от отборов и конденсатора турбины внешним потребителям и на собственные нужды с разбивкой по месяцам (по данным 2009 г.).
Рисунок 2.2 – Существующий баланс выработки электроэнергии ТЭЦ-3 (данные 2009г.)
месяц
Рисунок 2.3 – Отпуск тепла от отборов и конденсатора турбины внешним потребителям и на собственные нужды
Анализ представленных в таблицах технико-экономических показателей Томской ТЭЦ-3 за период 2007-2009 г.г. показал:
Коэффициент использования установленной электрической мощности в рассматриваемом периоде находился в диапазоне 54,3 -72,3%, а тепловой мощности 50,1 -70,3. Причины недогрузки электростанции – отсутствие тепловых потребителей в летний период, а также по условиям рынка.
Удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии в рассматриваемом периоде находились на одном уровне. Снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии на 1 г/(кВт·ч) в 2008 г. (по сравнению с 2007 г.) в основном связано с увеличением выработки электроэнергии по теплофикационному циклу с 83,2% до 84,1%. Незначительное увеличение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии на 0,1 г/(кВт·ч) в 2009 г. (по сравнению с 2008 г.) произошло, несмотря на увеличением выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на 0,3%, в результате снижения доли отпуска тепла отработавшим паром на 14% в связи с выводом энергоблока в летний резерв с мая по август и необходимостью перевода части тепловой нагрузки на пиковую котельную в апреле при снижении ценового уровня в НОРЭМ.