Перспективные тепловые нагрузки

Расчетные климатологические условия г. Томск приняты по СНиП 23-01-99(2003) «Строительная климатология» и представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Расчетные данные

Расчетная температура наружного воздуха (обеспеченностью 0,92)	-40°С
Средняя температура наружного воздуха за отопительный период	-8,8°С
Продолжительность отопительного периода	5616 час

В соответствии с протоколом технического совещания от 11.06.2010г. (Приложение 1.2) расчетный температурный график сетевой воды принят tпс/tос = 165/70 ⁰С со срезкой на 130 ⁰С.

tпс – температура прямой сетевой воды;

tос – температура обратной сетевой воды.

Согласно данным, представленным ОАО «ТГК-11» (Приложение 1.8), по состоянию на 11.05.2010г. нагрузка потребителей подключенных к Северному тепловому району (обеспечивается теплом от ТЭЦ-3 и ПРК) составляет 802 Гкал/ч. Существующие тепловые нагрузки представлены в таблице 4.3.

Дополнительные нагрузки по Северному тепловому району на перспективу до 2020г. определены с учетом подключения новых потребителей связанных со строительством жилья и представлены в таблице 4.4.

Таблица 4.3 – Существующие тепловые нагрузки

№ п/п	ТМ №	циркуляция теплоносителя, т/час	Тепловые нагрузки, Гкал/час
отопление	вентиляция	ГВС	корр. нагрузки на 11.05.10г.	всего существующие договорные нагрузки на 11.05.10г
Северный тепловой район (ТТЭЦ-3, ПРК)
							197.7
						-0.14	238.4
						34.28	226.2
						12.58	140.5
Итого						802.8

Таблица 4.4 – Перспективные тепловые нагрузки

№ п/п	ТМ №	Перспективные тепловые нагрузки по годам подключения, Гкал/час
											Всего
Северный тепловой район (ТТЭЦ-3, ПРК)
		3.6	6.7	3.3	2.8	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	25.4
		5.2	2.4	7.1	2.5	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	1.3	26.2
		5.5	7.2	1.1	0.0	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	1.1	21.5
		10.7	9.3	6.8	3.5	2.3	2.3	2.3	2.3	2.3	2.3	2.3	46.4
Прирост		25.0	25.6	18.3	8.8	6.0	6.0	6.0	6.0	6.0	6.0	6.0
Итого нагрузка с учетом потерь

Существующая нагрузка ГВС составляет 12,5% (101 Гкал/ч) от расчетной и условно постоянна по году. С учетом того что характер перспективной нагрузки соответствует существующей, величина ГВС принята в том же соотношении.

Для определения максимальной величины отпуска теплоты от ТЭЦ использованы справочные данные продолжительности стояния температур наружного воздуха (М.М. Апарцев., «Наладка водяных систем централизованного водоснабжения»).

Для определения целесообразности строительства дополнительной генерации на Томской ТЭЦ-3 и расчета числа часов использования установленной тепловой мощности нового оборудования, рассчитывается дефицит «базовой» мощности. Под базовой мощностью понимается такая величина, которую можно получать от теплофикационных отборов турбин с нагревом сетевой воды до 119 ⁰С. При этом температура прямой сетевой воды определяется температурным графиком. При низких температурах наружного воздуха при tнв = -40 ⁰С базовая часть графика определяется для диапазона tпс/tос = 119/56,5 ⁰С, а пиковая часть для диапазона tпс/tос = 130/119 ⁰С. Снижение температуры обратной сетевой воды связано с наличием срезки на 130 ⁰С.

При tнв = -8,8 ⁰С базовая часть графика определяется для диапазона tпс/tос = 110/51 ⁰С, а пиковая часть мощности в данном случае отсутствует.

ТЭЦ-3 и ПРК объединены по отпуску тепловой энергии в г. Томск. Конечную температуру (нагрев) «прямой» воды и расход сетевой воды (циркуляцию) в город обеспечивает ПРК. При необходимости, догрев сетевой воды осуществляется водогрейными котлами ПРК.

Режим совместной работы ТЭЦ-3 и ПРК обеспечивает максимально возможную выработку на тепловом потреблении, что позволяет иметь достаточно низкие удельные расходы топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию.

В настоящее время расчетная циркуляция сетевой воды по Тепломагистрали № 12 от ТЭЦ-3 до ПРК по сетевому графику 165-70°С со срезкой 130°С, составляет 7500 т/ч. Таким образом, увеличение нагрузок по Северному тепловому району без увеличения пропускной способности ТМ № 12 (строительству новой ТМ №13) приведет к ограничению выдачи базовой тепловой мощности от ТЭЦ-3 до ПРК.

В связи с вышесказанным, для существенного увеличения отпуска тепла от отборов турбин необходимо помимо строительства генерирующего оборудования предусматривать строительство дополнительной магистрали ТМ № 13.

Поскольку расход сетевой воды от ТЭЦ-3 до ПРК постоянен по годам и ограничивается пропускной способностью ТМ №12, базовая часть графика будет зависеть только от температуры прямой и обратной сетевой воды.

В таблице 4.5 представлен расчет базовой части графика в зависимости от температуры наружного воздуха, определяющей прямую и обратную температуру сетевой воды и различных циркуляций. При этом рассматриваются следующие варианты:

- 7500 т/ч существующая пропускная способность ТМ № 12 от ТЭЦ-3 до ПРК;

- 10000 т/ч промежуточное значение циркуляции;

- 14000 т/ч существующая циркуляция от ПРК до потребителей г. Томска.

Таблица 4.5 – Базовая часть нагрузки в зависимости от циркуляции сетевой воды

tнв	Длит. периода, час	tпс от ТЭЦ	tпс после турбин	tос	Qбаза, Гкал/ч
Gсв=7500 т/ч (существ тм №12)	Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13)	Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13)
6.5
2.5
-2.5
-7.5
-12.5
-17.5
-22.5
-27.5
-32.5
-37.5
-40	-
-8,8				50.5

Величина мощности теплофикационных отборов пара существующей турбины ПТ-140-130 составляет 310 Гкал/ч.

Из таблицы 4.5 и величины существующих отборов турбины ПТ-140 для средней за отопительный период нагрузки получаются следующие дефициты базовой мощности:

Таблица 4.6 – Базовая часть нагрузки в зависимости от циркуляции сетевой воды

tнв	Длит. периода, час	tпс от ТЭЦ	tпс после турбин	tос	Qбаза, Гкал/ч
Gсв=7500 т/ч (существ тм №12)	Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13)	Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13)
-8,8				50.5

Исходя из анализа существующей термодинамической эффективности различных энергетических циклов для ПГУ, ГТУ-ТЭЦ и ПТУ получаются следующие зависимости между тепловой и электрической мощностью (см.таблицу 4.7).

Таблица 4.7 – Необходимая электрическая мощность на ТЭЦ-3 в зависимости от дефицита тепловой мощности

Показатель	Gсв=7500 т/ч	Gсв=10000 т/ч (строительство ТМ №13)	Gсв=14000 т/ч (строительство ТМ №13)
Тепловая мощность, Гкал/ч
Дефицит тепловой мощности
Электрическая мощность, МВт
ПГУ (1,8 МВт / 1 Гкал/ч)
ГТУ-ТЭЦ (0,81 МВт / 1 Гкал/ч)
ПТУ (0,6 МВт / 1 Гкал/ч)

Учитывая представленный ранее прогноз по дефициту электрической мощности Томской ТЭЦ-3 (140…190 МВт при вводе ГТЭ-160 на ГРЭС-2 или на уровне 240…290 МВт при вводе ГТЭ-60 МВт) из дальнейшего рассмотрения исключаются следующие варианты:

- варианты со строительством магистрали ТМ № 13 с обеспечением циркуляции на уровне 14000 т/ч в связи с существенным превышением базовой мощности вырабатываемой на тепловом потреблении от 305 МВт до 840 МВт при требуемом дефиците в 190…290 МВт.

- вариант со строительством магистрали ТМ № 13 с обеспечением циркуляции на уровне 10000 т/ч и строительством ПГУ блока, так как электрическая мощность в данном случае составляет 454 МВт.

Для дальнейшего рассмотрения предлагаются следующие варианты:

- строительство ПГУ-220 МВт;

- строительство ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~ 100 МВт;

- строительство турбины ПТУ Т-60-130 так как ввод данной турбины не потребует строительства дополнительных котлов;

- строительство 2х ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~100 МВт и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч;

- строительство оборудования электрической мощностью 200 МВт и тепловой мощностью 280 Гкал/ч в составе Т-185-130 + Е-500-140 и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч.

Перечень предлагаемых вариантов развития

В соответствии с ТЗ (Приложение 1.1) и Протоколом совещания от 17.06.2010 г. (Приложение 1.3) в настоящей работе рассматриваются следующие варианты развития энергетических мощностей ТЭЦ-3 и ПРК:

- Установка паровой турбины №2 на ТЭЦ-3 для использования паровой мощности существующих энергетических котлов;

- Установка дополнительной мощности на ТЭЦ-3 (по вариантам – ГТУ, ПГУ, ПСУ уголь/газ);

- Перевод существующего оборудования ТЭЦ-3 на уголь;

- Установка ГТУ-16 с котлом-утилизатором без дожигания/ с дожиганием (порядка 100 Гкал/ч) на ПРК в рамках ДПМ;

- Оптимизация состава оборудования ПРК с учетом проекта по ДПМ, предпочтительных вариантов развития ТЭЦ-3 и имеющихся тепловых нагрузок;

- Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура).

С учетом представленных в разделе 4.2 выводов к рассмотрению в данной работе в рамках концепции развития Томской ТЭЦ-3 предлагаются следующие варианты:

- строительство турбины ПТУ Т-60-130, так как ввод данной турбины не потребует строительства дополнительных котлов;

- строительство ПГУ-220 МВт;

- строительство ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~100 МВт;

- строительство 2-х ГТУ-ТЭЦ с газовой турбиной ~100 МВт и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч;

- строительство оборудования электрической мощностью 200 МВт и тепловой мощностью 280 Гкал/ч в составе Т-185-130 + Е-500-140 и строительством магистрали ТМ №13 с увеличением циркуляции на линии ТЭЦ-3 ПРК до 10000 т/ч.

Кроме того, рассматривается перевод оборудования ТЭЦ-3 на уголь по следующим вариантам:

- перевод существующего оборудования ТЭЦ-3 на уголь;

- перевод существующего оборудования, в том числе ПВК.

Дата добавления: 2015-07-25