2.6.1Описание системы циркуляционного техводоснабжения
Система циркуляционного технического водоснабжения – оборотная с брызгальным бассейном и одной испарительной плёночной градирней башенного типа ст. №2 с площадью охлаждения 3200 м2 (расчётная производительность – 31 800 м3/ч, высота - 86,1м, ороситель – асбоцементный) и ЦНС с общим открытым подводящим каналом. Открытый подводящий канал, запроектирован и построен на пропуск расхода охлажденной воды 36 м3/сек или 129600 м3/ч, т.е. на полное развитие станции. Градирня ст. №2 введена в работу в 2005 году, в 2006 году выполнена реконструкция - установлен двухрядный пластмассовый влагоуловитель. Нагретая вода после конденсатора турбины и охладителей механизмов и оборудования, в зависимости от режима работы турбины и тепловой нагрузки конденсатора, направляется на градирню или в брызгальный бассейн.
Напорные (2шт.) и сливные (2шт.) магистральные коллекторы выполнены в проектном исполнении с диаметром 2840х12мм. На брызгальный бассейн вода подаётся от магистральных сливных коллекторов по двум водоводам 1420х10мм. К конденсаторам турбины охлаждающая вода подаётся по трубопроводам 1220х10мм, установлены и задействованы расходомерные устройства на водоводах основных пучков (на каждой половине) и встроенном пучке конденсатора.
Брызгальный бассейн расположен на площадке ТЭЦ-3. Водосборная часть бассейна представляет собой земляную выемку, разделенную естественной перемычкой на две секции. Размер секций по дну - 67,5x97,6 м и 67,5x150,6 м, глубина – 4,4 м. Полный объем бассейна составляет 81300 м3. Слив охлажденной воды из каждой секции бассейна в открытый железобетонный канал осуществляется по стальной трубе Ду-1400 мм. Секции бассейна соединены между собой пропускной трубой 1400 мм. Для подвода воды от циркуляционных водоводов к каждой секции бассейна проложен подземный стальной трубопровод Ду-1400мм, к которому присоединен распределительный коллектор переменного диаметра 1200-1000-800 мм. От каждого коллектора по откосу и дну водосборного бассейна проложено 9 распределительных трубопроводов переменного диаметра 500-300 мм, на которых через 8 м установлены по 9 вертикальных труб высотой 3,5 м и Ду-200мм. На конце каждой трубы установлено одно разбрызгивающее сопло бутылочного типа Б-75. Общее количество сопел - 162 штуки.
При существующих размерах бассейна количество разбрызгивающих сопел 124шт.
Охлаждение циркуляционного расхода воды 12 400 м3/ч обеспечивается при следующих условиях:
расход через одно сопло 100 м3/ч;
напор перед соплом 7 м. вод. ст.;
плотность орошения 1,1 м3/м2 час.
Регулирование расхода циркуляционной воды через бассейн производится подключением необходимого количества лучей в зависимости от ожидаемой тепловой нагрузки бассейна.
Охлаждающая способность брызгального бассейна в зависимости от температуры наружного воздуха и влажности составляет 2,5 ÷ 4 С.
Очистка днища брызгального бассейна не производилась в течение всего периода эксплуатации.
Центральная насосная станция (ЦНС) запроектирована и построена на установку шести насосных агрегатов, т.е. на полное проектное развитие станции. Характеристики оборудования ЦНС приведены в таблице 2.4. С первой очередью строительства ТЭЦ-3 установлены две группы насосов:
первая группа – вертикальные центробежные насосные агрегаты ЦН ст.№1,6 марки 800 В-2,5/40-1-0. Эти насосы обеспечивают в летнее время подачу 16300 м3/ч. В зимнее время один насос обеспечивает подачу расходной воды 6100-9400 м3/ч с напором 28-19 м.вод.ст.;
вторая группа - вертикальные центробежные насосные агрегаты ЦН ст.№2 и №5 марки 1200 В-6,3/63-П-0. Подача одного насоса - 11900-19800 м3/ч с напором 35-27 м. вод. ст.
Эти насосы временно являются резервными и включаются в работу при аварийном отключении ЦН ст.№1 и №6. С установкой на ТЭЦ-3 следующих турбоагрегатов предусмотрена установка последних двух насосов марки 1200 В-6,3/63-П-0 (ст.№3 и №4) с выводом ЦНС на проектную общую производительность.
Преимущество применения вертикальных центробежных насосов в системах циркуляционного техводоснабжения по сравнению с диагональными и осевыми насосами заключается в их более высоких кавитационных качествах, высокой надежности работы, отсутствии на напорной характеристике зоны неустойчивой работы, возможности пуска и остановки насоса на закрытую задвижку. Это подтверждается всем периодом эксплуатации на ТЭЦ-3 указанных насосов.
Таблица 2.4 - Характеристики оборудования циркуляционной насосной станции (ЦНС)
№ п/п | Наименование, станционный номер | Тип, модель | Характеристики механизма | Тип, характеристики электропривода | Год изгот./ввода в эксплуатацию |
1 | Циркуляционный насос, ЦН-2, ЦН-5,
ЦН-1, ЦН-6 | 1200В-6,3/63-П-0 1200В-6,3/63-П-0
800В-2,5/40-1-0 800В-2,5/40-1-0 | 1190019800 м3/ч 35 27 м.в.ст.
61009400 м3/ч 2819 м.в.ст. | ВАЗ2-215/84-2-У3 N = 2500 кВт, U= 6000 В, I = 330 А, n= 300 об/мин ВАИ143-41-12УЗ N = 800 кВт, U= 6000 В, I = 101 А, n= 500 об/мин |
1991/1996 1991/1996
1991/1996 1990/1996 |
2 | Водоочистительная вращающаяся сетка, ВС-16 | ТЗ-3000 | Скор. движен. – 5,6 м/мин Qв = 30 л/с, Рв = 3,0 кгс/см2 | N = 4 кВт, U = 380В, I = 79 А, n= 950 об/мин, АИРМ112МВ6У-3 | 1989/96 |
3 | Решёткоочистительная машина, РОМ | РВ-3000-90 |
|
| 1987/96 |
4 | Фильтр промывочный, Ф-12 |
| Производ. – 3090 л/с Р = 6 кгс/см2 |
| 1990/96 |
5 | Насос опорожнения циркводоводов, НОЦ | 1Д-1250-125УХЛ | Производ.-1250 м3/ч Р = 12,5 кгс/см2
| 4А11280-М6УЗ N =110 кВт, n=1450 об\мин |
|
6 | Насос для промывки сеток, НПС-1,
НПС-2 |
К-100/55
К-100/55 |
Производ. – 100 м3/ч. Р = 5,5 кгс/см2 | 4АМ200М2УЗ N =37кВт, U=220/380В n = 2940 об/мин 4АИР100М2УЗ N = 30кВт, U = 220/380В | 1989/96 |
7 | Маслонасос, МНЦ | Ш5-25-3,6/4-1 | Производ. – 25 м3/ч Р = 3,6 кгс/см2 | 4АМ100S443 N = 3кВт, U = 380В n = 1400 об/мин | 1991/96 |
8 | Дренажный насос, ДНЦ-1, ДНЦ-2 | АНС-60
АНС-60
| Производ.-60 м3/ч, Р = 2,0 кгс/см2 | 4АМ100S2УЗ N =4кВт, U= 380В, I =7,9А n = 2850 об/мин | 1992/96 |
9 | Дренажный насос, ДНЦ-3 ДНЦ-4 |
АНС-130 АНС-130 | Производ.- 1830 м3/ч, Р = 2,50,8 кгс/см2 | 4АИРХМ132М2УЗ N=11кВт, U=380В n = 2910 об/мин | 1992/96 |
Особенностью ЦНС ТЭЦ-3 при оборотной системе охлаждения является наличие водоочистительных вращающихся сеток на подводе воды к циркнасосам, что было обязательным для систем с прямоточным техводоснабжением. При увеличенной площади открытой поверхности воды, определяемой в основном наличием брызгального бассейна, это решение обеспечивает надёжную работу циркуляционных насосов и станции в целом в летний и осенний период.
Для подготовки подпиточной воды котлов и теплосети в хим. цех насосами сырой воды (НСВ-1,2.3) подаётся нагретая вода из водоводов после конденсатора турбины (постоянная схема) или речная вода (с подогревом в ОКО-1÷5; ТНП-1,2; ПСВ-1,2,3).
Подача воды в химцех из системы циркуляционного техводоснабжения обеспечивает продувку последней, однако при существующей относительно небольшой величине продувки (объём циркуляционной системы - около 100000 м3), это не даёт должного эффекта.
- 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