Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской...

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ» в составе участников: 1. ООО «Стройтрансгаз-М», г. Москва 2. ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром», г.Днепропетровск 3. Группа компаний «РЭМКО», г.Подольск 4. Группа компаний «РЕНОВА», ОАО «УТЗ» г.Екатеринбург

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ» в составе участников: 1. ООО «Стройтрансгаз-М», г. Москва 2. ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром», г.Днепропетровск 3. Группа компаний «РЭМКО», г.Подольск 4. Группа компаний «РЕНОВА», ОАО «УТЗ» г.Екатеринбург

Доклад на тему:

«Технологическая схема и оборудование энергоблока 1000 МВт Нижневартовской ГРЭС как прообраз базового энергоблока для модернизации российской энергетики»

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ» в составе участников:1.ООО «Стройтрансгаз-М», г. Москва2.ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром», г.Днепропетровск3.Группа компаний «РЭМКО», г.Подольск4.Группа компаний «РЕНОВА» ОАО «УТЗ» г.Екатеринбург

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ» в составе участников:1.ООО «Стройтрансгаз-М», г. Москва2.ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром», г.Днепропетровск3.Группа компаний «РЭМКО», г.Подольск4.Группа компаний «РЕНОВА» ОАО «УТЗ» г.Екатеринбург

Цель данного инвестиционного проекта

– увеличение объемов производства электрической энергии

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС» с использованием современной парогазовой технологии

Цель данного инвестиционного проекта

– увеличение объемов производства электрической энергии

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС» с использованием современной парогазовой технологии

Для реализации этой цели предлагается использовать наиболее эффективную парогазовую технологию на базе газовых турбин с котлами-утилизаторами и паровыми конденсационными турбинами

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ»

Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, 3.2

Нижневартовская ГРЭС, находится в Нижневартовском

районе, ХМАО, Тюменская область, в 12 км к востоку от г.

Нижневартовска, находящегося на правом берегу р. Обь.

На территории Нижневартовской ГРЭС расположены

основные существующие здания и сооружения ГРЭС:

главный корпус с дымовой трубой, производственно-

административный корпус, ОРУ-500 кВ, ОРУ-220 кВ,

подводящий канал с блочной насосной станцией,

отводящий канал, мазутохозяйство, маслохозяйство,

отопительно-пусковая котельная, шламоотвалы,

складское хозяйство, гаражное хозяйство, пождепо.

Характеристика площадки строительства



Установленная электрическая мощность - 1600 МВт

•Удельный расход топлива на электроэнергию – 303,4 г/кВт.ч

•Удельный расход топлива на теплоэнергию - 168,3 кг/Гкал

•Коэффициент использования установленной мощности – 87%

•Удельный расход электроэнергии на С.Н. - 2,6 %

Технические показатели

Существующее положение НвГРЭС

Тепловые нагрузки для блока 3.1 НВГРЭС отсутствуют.

Электрические нагрузки – энергосистема является дефицитной.

Дефицит составляет порядка 700 МВт.



Расчет эффективности инвестиций строительства

Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, 3.2* выполнен с использованием

программного продукта «ENERGY-INVEST» с учетом прогнозных

индексов, а также следующих показателей:

•Тариф на электроэнергию – 0,852 руб./кВтч (без НДС)

•Цена топлива (топливный сухой •отбензиненый газ) – 578 руб./тыс.м3 (без НДС)

* - Стоимость основного оборудования по вариантам см. 0444.Р1СО1.ПТ, Техническое предложение, ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром».

Рассмотрены варианты с применением основного оборудования различных производителей, а также выполнен расчет при стоимости топлива по цене природного газа - 1863 руб./тыс.м3 (без НДС) в данном докладе неосвещается.



Проектируемые здания и сооружения блока 3.1 размещаются с учетом сохранения существующего зонирования территории, минимального использования земельных площадей.


Генеральный план и транспорт

Продолжительность выполнения СМР

I пусковой комплекс - варианты 1а, 2а, 3а: начало проекта (строительства) – 2010 год срок введения объекта в эксплуатацию – 2013 год

II пусковой комплекс (ведется на базе I-го пускового комплекса) – варианты 1б, 2б, 3б: начало проекта (строительства) – 2013 годсрок введения объекта в эксплуатацию – 2015 год


Газотурбинная установка (ГТУ) типа M701F4 компании «Mitsubishi Heavy Industries» номинальной мощностью 312,1 МВт

Паровой котел-утилизатор КУП-400-13,0/3,3/0,5 (с промперегревом)

Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1

Паротурбинная установка типа К-150-12,4 (с промперегревом) номинальной мощ-ностью 160 МВт


Проектная установленная электрическая мощность – 462,1 МВт

•Годовая выработка электроэнергии – 3820,8 млн.

кВт·ч

•Годовой расход электроэнергии

на собственные нужды – 102,7 млн. кВт·ч

•Удельный расход условного топлива на отпуск

электроэнергии – 218,1 г у.т./кВт·ч


Вариант 1

Общий КПД цикла – 59,29%



Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, вариант 1


Объем инвестиций – 16 900 млн.руб., с НДС

Удельные капитальные вложения – 1250 долл./кВт

•Дисконтированный чистый поток (NPV) - 4 827,4 млн.руб.

•EBITDA margin – 47,4%

•Внутренняя норма доходности (IRR) 13,6% > 10 %

•Индекс доходности (PI) – 1,31

•Срок окупаемости 11,5 лет

Инвестиционные показатели

Вариант 1 Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1


Две газотурбинные установки (ГТУ) типа GT13E2 фирмы «ALSTOM Power» номинальной мощностью 176,9 МВт каждая

Два паровых котла-утилизатора КУП-300-11,0/2,7/0,5


Паротурбинная установка типа К-180-11,0/2,7/0,7 номинальной мощностью 180 МВт




кВт·ч






Вариант 2






•Дисконтированный чистый поток (NPV) - 6168,2 млн.руб.




•Срок окупаемости – 10,6 лет




При рассмотрении вариантов строительства блока 3.1 необходимо руководствоваться действием «Водоохранного кодекса Российской федерации» № 74-ФЗ от 3.06.2006г.,запрещающим использование прямоточных систем охлаждения. При этом для вариантов 1 и 2 необходимо сооружение на 2 этапе градирен ,насосных и т.д. что ведёт к значительному удорожанию строительства.

При рассмотрении вариантов строительства блока 3.1 необходимо руководствоваться действием «Водоохранного кодекса Российской федерации» № 74-ФЗ от 3.06.2006г.,запрещающим использование прямоточных систем охлаждения. При этом для вариантов 1 и 2 необходимо сооружение на 2 этапе градирен ,насосных и т.д. что ведёт к значительному удорожанию строительства.

Необходимость рассмотрения вариантов с использованием паротурбинной установки типа К-300 номинальной мощностью 300-320 МВт.




Паровой котел-утилизатор КУП-400-13,0/3,3/0,5 (с промперегревом)


Паротурбинная установка типа К-300-12,4 (с промперегревом) номинальной мощностью 300 МВт (в I-м этапе строительства работает с пониженной мощностью до 150 МВт)



•Годовая выработка электроэнергии – 3798 млн. кВт·ч






Вариант 3






•Дисконтированный чистый поток (NPV) – 3520,4 млн.руб.









Паровой котел-утилизатор с дожигающим устройством КУП-525-13,0/3,3/0,5 (с промперегревом)


Паротурбинная установка типа К-300-12,4 (с промперегревом) номинальной мощностью 300 МВт (в I-м этапе строительства работает с пониженной мощностью до 220 МВт)




кВт·ч






Вариант 4




Две газотурбинные установки (ГТУ) типа M701F4 компании «Mitsubishi Heavy Industries» номинальной мощностью 312,1 МВт





кВт·ч






Вариант 5




Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, вариант5


Значение Наименование показателей

Единица измерения Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5*

1 Установленная электрическая мощность ПГУ

МВт 462,1 533,8 612,1 612,1 624,2

2 Состав основного оборудования ПГУ

- газотурбинные установки кол. х тип 1хM701F4 2xGT13E2 1хM701F4 1хM701F4 2хM701F4

- паровые котлы-утилизаторы

кол. х тип 1хКУП-400-13,0/3,3/0,5

2хКУП-300-11,0/2,7/0,5

1хКУП-400-13,0/3,3/0,5

1хКУП-525-13,0/3,3/0,5

_

- паровые турбоагрегаты

кол. х тип 1хК-150-

12,4 1хК-180-

11,0/2,7/0,5 1хК-300-

12,4 1хК-300-

12,4 _

3 Топливо:

- основное, вид

- топливный

газ топливный




газ

- калорийность ккал/нм3 8120 8120 8120 8120 8120

- резервное, вид






газ


4 Годовой расход условного топлива

тыс. т у.т. 811,0 988,6 811,0 955,4 1622,0

5 Годовая выработка электроэнергии

млн. кВт·ч 3820,8 4383,7 3798,0 4371,2 5266,4

6 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

млн. кВт·ч 102,7 115,2 103,4 107,5 79,1

7 Годовой отпуск электроэнергии

млн. кВт·ч 3718,1 4268,5 3694,6 4263,7 5187,3

8 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

г у.т./кВт·ч 218,1 231,6 219,5 224,1 312,7

9 Годовой расход натурального топлива при калорийности 8120 ккал/нм3

млн. нм3 699,1 852,2 699,1 823,6 1398,3

* Вариант 5 - альтернативный вариант

Основные технические показатели Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1

Основные технические показатели Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, 3.2 (полное развитие)

Значение Наименование показателей

Единица измерения Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5*

1 Установленная электрическая мощность ПГУ

МВт 924,2 1067,6 924,2 924,2 924,2

2 Состав основного оборудования ПГУ

- газотурбинные установки

кол. х тип 2хM701F4 4xGT13E2 2хM701F4 2хM701F4 2хM701F4

- паровые котлы-утилизаторы

кол. х тип 2хКУП-400-13,0/3,3/0,5

4хКУП-300-11,0/2,7/0,5

2хКУП-400-13,0/3,3/0,5

1хКУП-525-13,0/3,3/0,5

2хКУП-400-13,0/3,3/0,5

1хКУП-400-13,0/3,3/0,5

- паровые турбоагрегаты

кол. х тип 2хК-150-

12,4 2хК-180-

11,0/2,7/0,5 1хК-300-

12,4 1хК-300-

12,4 1хК-300-

12,4

3 Топливо:

- основное, вид






газ


- резервное, вид






газ


4 Годовой расход условного топлива

тыс. т у.т. 1622,0 1977,2 1622,0 1622,0 1622,0

5 Годовая выработка электроэнергии

млн. кВт·ч 7641,6 8767,4 7655,5 7655,5 7655,5

6 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

млн. кВт·ч 205,4 230,4 206,8 206,8 206,8

7 Годовой отпуск электроэнергии млн. кВт·ч 7436,2 8537,0 7449,3 7449,3 7449,3

8 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

г у.т./кВт·ч 218,1 231,6 217,8 217,8 217,8

9 Годовой расход натурального топлива при калорийности 8120 ккал/нм3

млн. нм3 1398,3 1704,4 1398,3 1398,3 1398,3

* Вариант 5 - альтернативный вариант

Mitsubishi M701F4

HRSG

Nizhnevartovsk 1000 MW Combined Cycle

Steam Turbine

H/IPC

LPCG

C

CP

CW

GSC

ma

ke-u

p

to Inlet Air Heater

to T

CA

Co

ole

r

to F

uel G

as

He

ate

r

fro

m T

CA

Co

ole

r

fro

m F

ue

l Ga

s H

ea

ter

fro

m In

let

Air

He

ate

r

CPH

DFWT

LPEV LPD

RCP

HPEC-1 IPEC

LPSH

IPDIPEV

IPSH-1

HPEC-2

IPSH-2

HPDHPEV

DSH

DSH

DSH

DSH

HPSH-1

HPSH-2

HPSH-3

RH-1

RH-2

HPFWPIPFWP

LPFWP

blow-down

BDE

blow-down

blow-down

Mitsubishi M701F4

HRSG

to T

CA

Co

ole

r

to F

uel G

as

He

ate

r

fro

m T

CA

Co

ole

r

fro

m F

ue

l Ga

s H

ea

ter

fro

m In

let

Air

He

ate

r

CPH

DFWT

LPEV LPD

RCP

HPEC-1 IPEC

LPSH

IPDIPEV

IPSH-1

HPEC-2

IPSH-2

HPDHPEV

DSH

DSH

DSH

DSH

HPSH-1

HPSH-2

HPSH-3

RH-1

RH-2

HPFWPIPFWP

LPFWP

blow-down

BDE

blow-down

blow-down

ПГУ-1000 представляет собой трёхвальную ПГУ бинарного типа:

•двумя газотурбинными установками (ГТУ) типа M701F4 мощностью 315 МВт, Mitsubishi;

•двумя котлами-утилизаторами (КУ), ОАО "ЗиО-Подольск";

•одной паротурбинной установкой (ПТУ) производства ОАО "УТЗ";

•двумя электрогенераторами с водородным охлаждением и статической системой возбуждения производства Mitsubishi для газовых турбин;

•одним электрогенератором с жидкостным охлаждением и статической системой возбуждения производства НПО «ЭЛСИБ» типа ТВН-320-2 для паровой турбины.

ПГУ-1000 представляет собой трёхвальную ПГУ бинарного типа:

•двумя газотурбинными установками (ГТУ) типа M701F4 мощностью 315 МВт, Mitsubishi;

•двумя котлами-утилизаторами (КУ), ОАО "ЗиО-Подольск";

•одной паротурбинной установкой (ПТУ) производства ОАО "УТЗ";

•двумя электрогенераторами с водородным охлаждением и статической системой возбуждения производства Mitsubishi для газовых турбин;

•одним электрогенератором с жидкостным охлаждением и статической системой возбуждения производства НПО «ЭЛСИБ» типа ТВН-320-2 для паровой турбины.


Принципиальная тепловая схема ПГУ-1000

Газовая турбина M701 F4 с компрессором на степень сжатия 18 , с номинальной температурой газов перед турбиной 1400 OC и около 600 OС выхлопных газов, с возможностью генерации в КУ перегретого пара высоких параметров. Умеренная металлоёмкость 1,3 кг/кВт. и соответственно низкая удельная стоимость

300 $/кВт. Малотоксичная кольцевая камера сгорания с «сухим» подавлением окислов азота.

Газовая турбина M701 F4 с компрессором на степень сжатия 18 , с номинальной температурой газов перед турбиной 1400 OC и около 600 OС выхлопных газов, с возможностью генерации в КУ перегретого пара высоких параметров. Умеренная металлоёмкость 1,3 кг/кВт. и соответственно низкая удельная стоимость

300 $/кВт. Малотоксичная кольцевая камера сгорания с «сухим» подавлением окислов азота.

Котлы-утилизаторы КУП-400 с промежуточным перегревом пара и тремя уровнями давлений ( 13,2; 3,2 и 0,5 Мпа ) обеспечивают глубокое охлаждение выхлопных газов до 90 OС. Скользящее давление пара в контурах котла –утилизатора обеспечивает высокую тепловую экономичность при изменении нагрузки от100 до 60 %.


Трёхцилиндровая паровая турбина типа К-320-12,8 трёх давлений используемого пара с промежуточным перегревом и конечным давлением пара 0,022 кГс/см2 развивает мощность равную 320 МВт.

Трёхцилиндровая паровая турбина типа К-320-12,8 трёх давлений используемого пара с промежуточным перегревом и конечным давлением пара 0,022 кГс/см2 развивает мощность равную 320 МВт.


Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, 3.2 -3_3 оС

Mitsubishi M701F4

HRSG

Nizhnevartovsk 1000 MW Combined Cycle

Steam Turbine

H/IPC

LPCG

C

CP

CW

GSC

ma

ke-u

p

to Inlet Air Heater

to T

CA

Co

ole

r

to F

uel G

as

He

ate

r

fro

m T

CA

Co

ole

r

fro

m F

ue

l Ga

s H

ea

ter

fro

m In

let

Air

He

ate

r

CPH

DFWT

LPEV LPD

RCP

HPEC-1 IPEC

LPSH

IPDIPEV

IPSH-1

HPEC-2

IPSH-2

HPDHPEV

DSH

DSH

DSH

DSH

HPSH-1

HPSH-2

HPSH-3

RH-1

RH-2

HPFWPIPFWP

LPFWP

blow-down

BDE

blow-down

blow-down

Mitsubishi M701F4

HRSG

to T

CA

Co

ole

r

to F

uel G

as

He

ate

r

fro

m T

CA

Co

ole

r

fro

m F

ue

l Ga

s H

ea

ter

fro

m In

let

Air

He

ate

r

CPH

DFWT

LPEV LPD

RCP

HPEC-1 IPEC

LPSH

IPDIPEV

IPSH-1

HPEC-2

IPSH-2

HPDHPEV

DSH

DSH

DSH

DSH

HPSH-1

HPSH-2

HPSH-3

RH-1

RH-2

HPFWPIPFWP

LPFWP

blow-down

BDE

blow-down

blow-down

336.0 MW

336.0 MW

840.7 MJ/s

840.7 MJ/s

09.04.2010

United Cycle

Gross Power Output = 989.7 MW

Gross Efficiency = 58.86 %

75.675 %N2+Ar

12.282 %O2

8.071 %H2O

3.972 %CO2+SO2

317.7 MW

2727.0095.1189.74

2727.00656 .03591 .00

0.14

1.35

501.69231 .2555.01

501.69664 .28157 .37

0.00

501.69231 .2555.01

99.90

501.69664 .28157 .37

307.70656 .01153 .49

216

.3164

3.84

152.

06

6 4.06 33.82 3084.01

340 .29

361.55 33.82 3147.66

366 .84

569.07637 .62151 .24

8.39 4 .92 2921.50

230 .85

45.07 5 .18 2921.50

231 .34

297.49 33.82 3161.36

372 .65

36.

68

5.1

829

21.5

0

231.

34 8.3

9

5.1

829

21.5

0

231.

34

8.39 4 .92 2921.50

230 .85

362.90 32.09 3601.62

565 .00

307.70131 .48 3514.28

567 .00

560.69603 .46143 .25

59.0086.3320.38

0.00

0.00

45.07637 .74151 .28

0.00 4 .92 2747.40

151 .24

0.00

0.00

0.00

0.00

819.5886.3320.33

0.00 4 .00 2943.99

240 .00

0.00

0.00

4 2405 .00 5.00

42405 .00 15.56

817.940.022 2367.99

6.80 %

819

.5878

.47

18.7

0

8 19.5880.0918.84

1.6

4

0.95

031

25.3

7

325.

13

1.64411 .4298.18

73.

36

4.7

829

20.0

1

229.

87

40.

00

51.

00

4 0.00

51.

00

0.00

504.

68

120.

06

7 3.36 5 .06 2920.01

230 .41

615.41128 .21 3510.79

564 .43

725.78 30.45 3598.92

563 .17

594.97 34.46 3162.95

373 .86

G, t/hP, bar I, kJ/kg

T, C (Y,%)

Баланс-схема ПГУ-1000 для среднегодового режима работы

Проектные параметры тепло-вой схемы ПГУ-1000 с ГТ мощностью 315 МВт и паровой турбины К-320-12.8 для условий работы при среднегодовой температуре наружного воздуха -3.3°С и температуре охлаждающей воды 5 °С.

Проектные параметры тепло-вой схемы ПГУ-1000 с ГТ мощностью 315 МВт и паровой турбины К-320-12.8 для условий работы при среднегодовой температуре наружного воздуха -3.3°С и температуре охлаждающей воды 5 °С.

Мощность парогазового блока при среднегодовых условиях

работы (tН.В=-3.3 оС, =76 % и рН.В=1.01 бар) - 990 МВт

при КПД брутто - 59 %

Мощность газовой турбины - 336 МВт

КПД ГТ – 40%

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской ГРЭС «под ключ» Энергоблок Нижневартовской ГРЭС, бл.3.1, 3.2

Энергетические показатели ПГУ-1000

Мощность паровой турбины - 318 МВт

Температура уходящих газов КУ - 90°С

Проект ПГУ-1000 для условий Нижневартовской ГРЭС отвечает всем передовым международным требованиям по экономичности, надёжности и экологичности, соответствует «Программе стратегического развития энергетики России на период до 2030г.» и может быть рекомендован для внедрения на Нижневартовской ГРЭС, а также рассмотрен как прообраз для создания аналогичного оборудования отечественного производства.

Проект ПГУ-1000 для условий Нижневартовской ГРЭС отвечает всем передовым международным требованиям по экономичности, надёжности и экологичности, соответствует «Программе стратегического развития энергетики России на период до 2030г.» и может быть рекомендован для внедрения на Нижневартовской ГРЭС, а также рассмотрен как прообраз для создания аналогичного оборудования отечественного производства.



Благодарим за внимание!Благодарим за внимание!

Консорциум по строительству бл.3.1 Нижневартовской...

Documents