Техническое перевооружение Тюменской ТЭЦ-1 путем ввода парогазовой установки

Энергетика (возобновляемые / невозобновляемые источники). Рамочная конвенция ООН об изменении климата, РКИК (Framework Convention on Climate Change, UN FCCC), Организация экономического сотрудничества и развития, Комитет по надзору за Совместным Осуществлением. Формат проектно технической документации для совместного осуществления. Версия 01 в силе с 15 июня 2006. 74 с. Тюменская ТЭЦ-1 введена в работу 17 ноября 1960 года. ТЭЦ-1 расположена в восточной части города Тюмени. Станция обеспечивает город Тюмень тепловой и электрической энергией. Оборудование: 1 блок ПГУ, 3 турбины паровые, 7 котлов электрических, 4 пиковых водогрейных котла. Основное топливо ТЭЦ - природный газ. Установленная мощность: электрическая - 472 МВт, тепловая - 1411 Гкал / ч. Целью реализации проекта является покрытия тепловых и электрических нагрузок ЖКС (жилищно-коммунальной сферы) и промышленных предприятий г. Тюмени за счет замены морально и физически изношенного оборудования путём реконструкции с применением передовых технологий ПГУ на базе Тюменской ТЭЦ- 1. Реализация проекта позволит увеличить полезный отпуск электрической и тепловой энергии, улучшить технико-экономические показатели станции, снизить удельные расходы топлива, улучшить показатели надёжности, ремонтопригодности и безопасности эксплуатации оборудования, снизив в то же время вредное экологическое воздействие на окружающую среду. По проекту предусматривается реконструкция действующей ТЭЦ с заменой морально и физически устаревшего оборудования. Из эксплуатации будут выведены 3 котлоагрегата типа БКЗ-210-140ф ст. 4-6 и 2 турбоагрегата типа ПТ-60-130/13 ст. 3, 4. Вместо них в осях главного корпуса 13-28 устанавливается второй парогазовый энергоблок мощностью 190/220 МВт. ПГУ в составе: Газовая турбина V 64.3 A фирмы Ансальдо Паровая турбина Т-130/160-12,8 ОАО Силовые машины Паровой котел Е-500-13,8-560 ГН, ТКЗ Красный котельщик . Основным и резервным топливом для существующих энергетических котлов, блоков ПГУ ст. 1 и ст. 2, а также водогрейных котлов является природный газ. Годовой расход природного газа 1547,1 млн.м 3 в год. Мазут марки М-40 используется в качестве аварийного топлива для водогрейных котлов. Общее описание проекта Наименование проекта Описание проекта Положение, существовавшее до даты начала проекта Проектный сценарий Сценарий базовой линии Описание истории проекта Участники проекта ОАО Фортум Техническое описание проекта Место нахождения проекта Применяемые технологии, меры, операций или действия, предусмотренные проектом Краткое объяснение того, каким образом антропогенные выбросы парниковых газов будут сокращены в рамках предложенного проекта совместного осуществления, а также того , почему сокращение выбросов были бы невозможны без проекта, учитывая особенности национальной и / или отраслевой политики и другие обстоятельства Одобрение проекта участвующими Сторонами Базовая линия Описание и обоснование сценария базовой линии Показатели и описание выбранного подхода в отношении базовой линии Применение выбранного подхода Определение базовой линии на основе выбора наиболее вероятного альтернативного сценария Демонстрация дополнительности Расчет выбросов в базовой линии Выбросы по проекту Выбросы в базовой линии Сокращение выбросов Данные, которые не подлежат мониторингу Данные и параметры, которые отслеживаются Описание того, как антропогенные выбросы парниковых газов из источников будут ниже уровня, который имел бы место в отсутствие СО проекта Финансовые показатели проекта Анализ чувствительности Новые энергоблоки ОЭС Урал Описание того, как определение границ проекта применяется к проекту Границы проекта Источники выбросов, включены или исключены из границ проекта Дополнительная информация базовой линии, включая дату разработки базовой линии и имя (имена) от лица (лиц) / организации (ий) разрабатывавших базовую линию Продолжительность проекта / периода кредитования Дата начала проекта Ожидаемый срок эксплуатации проекта Продолжительность периода кредитования План мониторинга Описание выбранного плана мониторинга Мониторинг выбросов по проекту и в базовой линии Прямой мониторинг сокращения выбросов по проекту Порядок учета утечек в плане мониторинга Описание формул, используемых для оценки сокращений выбросов по проекту Информация о сборе и хранении данных об экологическом воздействии проекта, в соответствии с процедурами по требованию принимающей стороны (там, где применимо) Процедуры контроля качества (КК) и обеспечения качества (ОК), предпринимаемые для мониторинга данных Пожалуйста, опишите операционную и управленческую структуру, которую исполнитель проекта будет использовать при реализации плана мониторинга Перечень лиц/организаций, устанавливающих план мониторинга Оценка сокращения выбросов парниковых газов Ожидаемые выбросы по проекту Оценка утечек Сумма выбросов ПГ по проекту и утечек Оценка выбросов базовой линии Выбросы ПГ в базовой линии Сокращение выбросов ПГ Таблица значений, полученных по формулам, приведенным выше Проект, базовая линия, и сокращение выбросов в кредитный период Проект, базовая линия, и сокращение выбросов после кредитного периода Воздействие на окружающую среду Документация по анализу/оценке воздействия на окружающую среду, включая трансграничное воздействие, в соответствии с процедурами, установленными принимающей стороной Если воздействие на окружающую среду оценивается участниками проекта или принимающей Стороной, пожалуйста, предоставьте заключения и все ссылки на документы, подтверждающие, что воздействие на окружающую среду соответствует нормам и требованиям принимающей Стороны Комментарии заинтересованных лиц Соответствующая информация о комментариях заинтересованных лиц по проекту Заинтересованные лица Приложения Контактная информация об участниках проекта Исходная информация о базовой линии Фактор эмиссии CO 2 базовой линии Назначение и область применения Параметры Источник данных Методология Определение соответствующих электроэнергетических систем Схема ЕЭС России Доступные данные потребления и перетоков электроэнергии ОЭС Урала на 2005 и 2009 годах Выберите, следует ли включать автономные электростанции в проектную систему (опционально) Сравнение данных Росстат РФ и ОЭС Урала (2008 год) Выбор метода расчета фактора эмиссии CO 2 для существующих мощностей (ОМ) Выработка электроэнергии за последние пять лет и доля электростанций с низкими эксплуатационными затратами и электростанций, работающих в базовом режиме в выбранной ОЭС (МВт-ч) Расчет фактора эмиссии ОМ с использованием выбранного метода Определение других видов топлива Потребление других видов топливо в регионах в период 2005-2007 Расчет выбросов электростанций ОЭС Урала Коэффициенты эмиссии по умолчанию Результаты расчета EF grid, OM, y и средневзвешенного фактора OM Определение группы энергоблоков для расчета ВМ ОЭС Урала. Электростанци /блоки, введенные в эксплуатацию в последнее время Расчет прогнозного фактора эмиссии BM Исходные данные для расчета EF grid. BM. Y Результаты расчета EF grid. BM. y Расчет комбинированного фактора эмиссии Основная информация и данные, используемые для установления базовой линии План мониторинга Расчет фактического и прогнозного факторов эмиссии ( Извините, отсутствует )
Источник: twirpx.com  |  2015-11-28 15:44:58  |  Просмотров: 2048  |  Комментариев: 0
Комментировать новость
Нет результатов.
  • ← Предыдущие 10 1-0 из 0 Следующие 10 →
Показывать по 10 20 30 40 50
Определить автоматически
Close