4.1Перспективные электрические нагрузки
Динамика электропотребления принята в соответствии, с техническим заданием, по данными ОДУ Сибири о прогнозных балансах электрической энергии и мощности до 2020 года (см. таблицу 4.1 и письмо от 07.07.2009 №02-100-13-02/2608 Приложение 1.6).
Таблица 4.1 – Прогнозный баланс мощности по Томской энергосистеме
| 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 |
Потребляемая мощность, включая потери ЕНЭС (зимний максимум) | 1423 | 1446 | 1504 | 1534 | 1588 | 1644 | 1702 | 1762 | 1824 | 1888 | 1955 |
Северская АЭС |
|
|
|
|
|
| 1000 | 1000 | 1000 | 1000 | 1000 |
Сальдо переток при нагрузке станций по предложениям ОДУ/РДУ | 646 | 659 | 706 | 732 | 774 | 587 | -282 | -236 | -199 | -160 | -185 |
Генерация Томского филиала (прогноз ОДУ) | 777 | 787 | 798 | 802 | 814 | 1057 | 984 | 998 | 1023 | 1048 | 1140 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТФ ТГК-11 (фактическое состояние) | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 | 471 |
ТЭЦ-3 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 | 140 |
ГРЭС-2 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 | 331 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Дефицит генерации Томского филиала | 306 | 316 | 327 | 331 | 343 | 586 | 513 | 527 | 552 | 577 | 669 |
Из представленных данных следует, что даже при вводе блока на Северской АЭС растет потребление мощности от станций Томского филиала. При этом дефицит генерации составляет от 306 МВт в 2010 году до 669 МВт в 2020 году.
При этом по данным ОДУ в 2014 году происходит необоснованное резкое увеличение генерации Томского филиала на 243 МВт, а в 2020 году происходит аналогичный скачок на 92 МВт. Учитывая возможные ошибки при составлении баланса мощности целесообразно дефицит мощности по Томскому филиалу оценивать на уровне 300…350 МВт по данным 2010…2014 годов.
Учитывая варианты расширения Томской ГРЭС-2 с установкой ГТУ-160 или ГТУ-60 для реализации схемы блока ПГУ-220 или ПГУ-80, а так же возможное завышение потребления мощности по прогнозам ОДУ вводимая мощность на Томской ТЭЦ-3 должна находиться на уровне 140…190 МВт или на уровне 240…290 МВт соответственно.
- 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