Проект гибридной ПТУ - КЭС 1000 МВт
|
Введение 2
1 Обзор и обоснование выбора технологии гибридной ПГУ-ВЦГ 9
1.1 Место строительства 9
1.2 Обзор современной ПГУ-ВЦГ 9
1.3 Гибридный цикл ПГУ-ВЦГ 15
1.4 Выбор схемы и основного оборудования для ПТУ 19
2 Основная расчетная часть 23
2.1 Расчет газогенерирующей установки 23
2.2 Комплексный расчет газотурбинной установки 31
2.2.1 Расчет параметров процесса сжатия воздуха в основном
компрессоре 34
2.2.2 Определение параметров продуктов сгорания после подвода
теплоты в камере сгорания 36
2.2.3 Расчет параметров продуктов сгорания в процессе
расширения в турбине 40
2.2.4 Расчет коэффициента полезного действия ГТУ с учетом
охлаждения турбины 47
2.3 Расчет дожимного компрессора 49
2.4 Комплексный расчет трехконтурного котла-утилизатора 50
2.4.1 Тепловой расчет котла-утилизатора 50
2.4.2 Конструкторский расчет котла-утилизатора 64
2.5 Расчет паровой турбины 78
2.6 Конструкторский расчет конвективной воздухонагревательной
установки 80
2.7 Расчет технико-экономических показателей станции 94
3 Расчет и выбор вспомогательного оборудования турбинного
отделения, проектирование топливного хозяйства, выбор тягодутьевых машин 96
3.1 Выбор насосов 96
3.2 Расчет и выбор тягодутьевых машин 97
3.3 Определение площади угольного склада и выбор типа мельниц 99
4 Охрана окружающей среды 100
4.1 Расчет выбросов вредных веществ 100
4.2 Расчет высоты дымовой трубы для конвективной
воздухонагревательной установки 102
5 Общая часть 103
5.1 Генеральный план станции 103
5.2 Компоновка главного корпуса 104
5.3 Схема технического водоснабжения 104
5.4 Схема топливно-транспортного хозяйства 105
6 Экономическая часть 106
6.1 Определение эксплуатационных затрат 106
6.2 Расчет затрат на топливо 106
6.3 Расходы на оплату труда 107
6.4 Амортизационные отчисления 107
6.5 Расходы на ремонт основных средств 108
6.6 Прочие расходы 108
6.7 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии 108
6.8 Расчёт показателей экономической эффективности проекта .. 109
Заключение 111
Список сокращений 112
Список использованных источников 113
1 Обзор и обоснование выбора технологии гибридной ПГУ-ВЦГ 9
1.1 Место строительства 9
1.2 Обзор современной ПГУ-ВЦГ 9
1.3 Гибридный цикл ПГУ-ВЦГ 15
1.4 Выбор схемы и основного оборудования для ПТУ 19
2 Основная расчетная часть 23
2.1 Расчет газогенерирующей установки 23
2.2 Комплексный расчет газотурбинной установки 31
2.2.1 Расчет параметров процесса сжатия воздуха в основном
компрессоре 34
2.2.2 Определение параметров продуктов сгорания после подвода
теплоты в камере сгорания 36
2.2.3 Расчет параметров продуктов сгорания в процессе
расширения в турбине 40
2.2.4 Расчет коэффициента полезного действия ГТУ с учетом
охлаждения турбины 47
2.3 Расчет дожимного компрессора 49
2.4 Комплексный расчет трехконтурного котла-утилизатора 50
2.4.1 Тепловой расчет котла-утилизатора 50
2.4.2 Конструкторский расчет котла-утилизатора 64
2.5 Расчет паровой турбины 78
2.6 Конструкторский расчет конвективной воздухонагревательной
установки 80
2.7 Расчет технико-экономических показателей станции 94
3 Расчет и выбор вспомогательного оборудования турбинного
отделения, проектирование топливного хозяйства, выбор тягодутьевых машин 96
3.1 Выбор насосов 96
3.2 Расчет и выбор тягодутьевых машин 97
3.3 Определение площади угольного склада и выбор типа мельниц 99
4 Охрана окружающей среды 100
4.1 Расчет выбросов вредных веществ 100
4.2 Расчет высоты дымовой трубы для конвективной
воздухонагревательной установки 102
5 Общая часть 103
5.1 Генеральный план станции 103
5.2 Компоновка главного корпуса 104
5.3 Схема технического водоснабжения 104
5.4 Схема топливно-транспортного хозяйства 105
6 Экономическая часть 106
6.1 Определение эксплуатационных затрат 106
6.2 Расчет затрат на топливо 106
6.3 Расходы на оплату труда 107
6.4 Амортизационные отчисления 107
6.5 Расходы на ремонт основных средств 108
6.6 Прочие расходы 108
6.7 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии 108
6.8 Расчёт показателей экономической эффективности проекта .. 109
Заключение 111
Список сокращений 112
Список использованных источников 113
Производство электроэнергии с использованием органического топлива является базовым направлением развития мировой экономики уже многие десятилетия. Значительная часть рынка первичных энергоресурсов базируется на угле, и доля его постоянно возрастает: с 2000 по 2015 г. доля угля возросла от 23 до 29 %, при этом 45 % роста мирового спроса на первичные энергоресурсы обеспечивалось именно за счет угля. К началу 2015 г. мощность угольных ТЭС составила 1900 ГВт, или 50,5 %, из 3759 ГВт суммарной установленной мощности ТЭС мира. На них выработано 23 322 ТВт-ч, или 41,3 % от общей генерации электроэнергии в мире. Для справки: доля выработки на газовых ТЭС составила 27,1 % всей мировой электрогенерации или 11 728 ГВт. На долю Азиатско-Тихоокеанского региона приходится 64 % угольных ТЭС. Средняя эффективность ТЭС мира составляет около 35 %. Прогнозы развития угольной энергетики связаны как с появлением на рынке новых потребителей (Индия, страны Юго-Восточной Азии), так и с пониманием необходимости сдерживания негативного влияния отрасли на мировую экосистему.
Стратегическим приоритетом развития тепловой энергетики на органическом топливе является повышение эффективности и экологической безопасности с обеспечением в перспективе близких к нулю выбросов вредных веществ. Анализируя разные сценарии развития энергетики, эксперты получили, что сохранение существующего тренда с двукратным увеличением потребления энергии к 2050 г. может вызвать повышение температуры атмосферы на недопустимо большое значение (+6 °C, этому значению соответствует сценарий потребления угля до 2050 г. 6DS). Для того чтобы затормозить этот процесс до допустимого уровня (+2 °C, этому значению соответствует сценарий потребления угля до 2050 г. 2DS), необходима реализация комплекса мероприятий по реструктуризации отрасли. Требуется в том числе вывод из эксплуатации всего энергетического оборудования, работающего на паре докритических параметров, (что составляет около 40 % установленных мощностей и по техническим условиям может находиться в эксплуатации до 2050 г.), а также оснащение системами улавливания и хранения СО2(carbon capture and storage — CCS) всех ТЭС, работающих на сверхкритических и суперсверхкритических параметрах (СКП и ССКП).
Развитие угольной энергетики в мире базируется на сочетании многолетнего опыта и перспективных разработок в рамках концепции высокоэффективных низкоэмиссионных угольных технологий (High-efficiency, low-emissions (HELE) coal technologies). Статус технологий, уровень их реализации и перспективы на среднесрочный и долгосрочный периоды анализируются международным энергетическим агентством IEA. И угольные технологии в течение, как минимум, последних 5 лет оцениваются как демонстрирующие низкий уровень прогресса с точки зрения реализации сценария 2DS. Это связано с тем, что большое количество ТЭС, работающих на паре докритических параметров, находится в эксплуатации и продолжается строительство новых ТЭС. В качестве перспективных твердотопливных технологий предлагаются ТЭС на сверхкритических и суперсверхкритических параметрах, а также ПТУ с внутрицикловой газификацией. При этом отмечается, что в долгосрочной перспективе ПТУ с внутрицикловой газификацией обеспечивают более высокий КПД и более масштабное снижение выбросов СО2. Однако на сегодняшний день в стадии проектирования и строительства находится незначительное количество ПГУ-ВЦГ, основная причина чего — высокая стоимость. Эксперты отмечают существенный рост в целом стоимости строительства объектов электрогенерации, начиная с 2005 г., а для строящихся ПГУ-ВЦГ, значительная часть из которых является демонстрационными и, как следствие, имеют нестандартизированные уникальные схемы, подвергающиеся ревизии и усовершенствованию в процессе проектирования и даже строительства, это приводит к удлинению сроков строительства и еще большему удорожанию. Так, например, удельные капитальные затраты ПГУ-ВЦГ Edwardsport (США) возросли с первоначальных 3400 долларов/кВт в 2007 г. до 5600 долларов/кВт в 2012 г.
Разработка энергетических установок со сжиганием угля и продуктов его конверсии на базе газовых турбин производится по следующим основным направлениям:
- ГТУ замкнутого (и полузамкнутого) цикла;
- ПТУ со сжиганием угля в выносной топке;
- ПТУ с внутрицикловой газификацией топлива (ПГУ-ВЦГ, или IGCC);
- ПГУ на промышленных газах — продуктах конверсии угля в технологических агрегатах.
Авторы [1, с. 38] считают, что интерес к технологии производства энергии в твердотопливном комбинированном цикле объясняется возможностью реализации бинарного цикла на твердом топливе с высоким КПД (освоенный уровень 43-44 %, ожидаемый 50-55 %) с обеспечением жестких экологических требований. Перспективы развития твердотопливной ПГУ связаны с возможностью достижения по этой технологии высоких околопредельных начальных температур цикла (1700-1750 °C).
Технология производства энергии в комбинированном твердотопливном цикле (ПГУ-ВЦГ или IGCC — Integrated Gasification Combined Cycle) является относительно молодой: первая в мире твердотопливная ПТУ Kellerman мощностью 170 МВт с четырьмя газогенераторами Lurgi, газовой турбиной на продуктах сгорания генераторного газа в ВПГ и паровой турбиной была пущена в Германии в 1976 г. и работала до 1991 г. (для сравнения: первая в мире угольная центральная электростанция мощностью 500 кВт была пущена в Нью-Йорке в 1882 г., вторая — мощностью 200 кВт в 1883 г. в Петербурге). Развитие ПГУ с внутрицикловой газификацией идет достаточно успешно и к началу XXI в. перешло от демонстрационной стадии освоения к коммерческой стадии. Первые ПГУ-ВЦГ современного типа — Buggenum (1994 г., газогенератор Shell, N = 253 МВт, п = 43 %), Puertollano (1998 г., газогенератор Prenflo, N = 300 МВт, п = 42 %). Последние ПГУ-ВЦГ — Edwardsport (2013 г., газогенератор GE, N = 630 МВт, п = 44 %), Kemper County IGCC (в 2014 г. пущена на природном газе, 15 июля 2016 г. начата эксплуатация первого газогенератора, 19 сентября 2016 г. введен в эксплуатацию второй газогенератор; после отладки работы всех основных подсистем начнется коммерческая эксплуатация станции на синтез-газе; газогенератор TRIG, N = 582 МВт, Пн = 48 %). Интерес к этой технологии объясняется, прежде всего, способом решения экологических задач при сохранении известных преимуществ бинарного цикла и обусловлен несколькими факторами:
- возможностью достижения высокой температуры рабочего тела в камере сгорания ГТ — 1600-1700 °C при умеренных давлениях (3-10 МПа) против 600-700 °C (при 30-35 МПа) в ПТУ. В настоящее время фирмы Siemens, MHI, GE производят газовые турбины, адаптированные для работы на искусственных газах (температуры на входе в ГТ составляют 1100-1300 °C). Компания MHI в рамках национального проекта разработала газовую турбину нового поколения на природном газе серии J мощностью 470 МВт с температурой рабочего тела в КС 1600 °C. Квалификационные испытания первой турбины M501J завершены, ее коммерческая эксплуатация началась в июле 2011 г. на тестовой электростанции MHI T-Point. Использование ГТ такого класса позволит поднять КПД нетто ПГУ- ВЦГ выше 49-50 %;
- обеспечением жестких экологических требований, включая возможность организации эффективного улавливания СО2 в схемах CCS (pre- и post-combustion);
- наличием отработанного энергетического оборудования на достигнутые термодинамические параметры, применяемого с высокой эффективностью в ГТУ на искусственных газах, и успешными активными разработками оборудования на перспективные параметры;
- освоенностью и наличием производства основных элементов технологической части (газогенератор, газоочистка). По данным глобальной базы газификации 2014 г. в энергетике и в родственных сферах (химия, производство газового и жидкого топлив) находятся в стадии строительства и разработки установки суммарной мощностью соответственно 59 и 88 ГВт;
- высокой адаптивностью к работе на различных типах твердых топлив, в том числе низкосортных (асфальтены, нефтекокс, каменные и бурые угли).
По прогнозам компании Siemens установленная мощность газовых турбин для работы на бедных (низкокалорийных) искусственных газах увеличивается с 8,1 ГВт в 2005 г. до 81-135 ГВт к 2020 г.
Стратегическим приоритетом развития тепловой энергетики на органическом топливе является повышение эффективности и экологической безопасности с обеспечением в перспективе близких к нулю выбросов вредных веществ. Анализируя разные сценарии развития энергетики, эксперты получили, что сохранение существующего тренда с двукратным увеличением потребления энергии к 2050 г. может вызвать повышение температуры атмосферы на недопустимо большое значение (+6 °C, этому значению соответствует сценарий потребления угля до 2050 г. 6DS). Для того чтобы затормозить этот процесс до допустимого уровня (+2 °C, этому значению соответствует сценарий потребления угля до 2050 г. 2DS), необходима реализация комплекса мероприятий по реструктуризации отрасли. Требуется в том числе вывод из эксплуатации всего энергетического оборудования, работающего на паре докритических параметров, (что составляет около 40 % установленных мощностей и по техническим условиям может находиться в эксплуатации до 2050 г.), а также оснащение системами улавливания и хранения СО2(carbon capture and storage — CCS) всех ТЭС, работающих на сверхкритических и суперсверхкритических параметрах (СКП и ССКП).
Развитие угольной энергетики в мире базируется на сочетании многолетнего опыта и перспективных разработок в рамках концепции высокоэффективных низкоэмиссионных угольных технологий (High-efficiency, low-emissions (HELE) coal technologies). Статус технологий, уровень их реализации и перспективы на среднесрочный и долгосрочный периоды анализируются международным энергетическим агентством IEA. И угольные технологии в течение, как минимум, последних 5 лет оцениваются как демонстрирующие низкий уровень прогресса с точки зрения реализации сценария 2DS. Это связано с тем, что большое количество ТЭС, работающих на паре докритических параметров, находится в эксплуатации и продолжается строительство новых ТЭС. В качестве перспективных твердотопливных технологий предлагаются ТЭС на сверхкритических и суперсверхкритических параметрах, а также ПТУ с внутрицикловой газификацией. При этом отмечается, что в долгосрочной перспективе ПТУ с внутрицикловой газификацией обеспечивают более высокий КПД и более масштабное снижение выбросов СО2. Однако на сегодняшний день в стадии проектирования и строительства находится незначительное количество ПГУ-ВЦГ, основная причина чего — высокая стоимость. Эксперты отмечают существенный рост в целом стоимости строительства объектов электрогенерации, начиная с 2005 г., а для строящихся ПГУ-ВЦГ, значительная часть из которых является демонстрационными и, как следствие, имеют нестандартизированные уникальные схемы, подвергающиеся ревизии и усовершенствованию в процессе проектирования и даже строительства, это приводит к удлинению сроков строительства и еще большему удорожанию. Так, например, удельные капитальные затраты ПГУ-ВЦГ Edwardsport (США) возросли с первоначальных 3400 долларов/кВт в 2007 г. до 5600 долларов/кВт в 2012 г.
Разработка энергетических установок со сжиганием угля и продуктов его конверсии на базе газовых турбин производится по следующим основным направлениям:
- ГТУ замкнутого (и полузамкнутого) цикла;
- ПТУ со сжиганием угля в выносной топке;
- ПТУ с внутрицикловой газификацией топлива (ПГУ-ВЦГ, или IGCC);
- ПГУ на промышленных газах — продуктах конверсии угля в технологических агрегатах.
Авторы [1, с. 38] считают, что интерес к технологии производства энергии в твердотопливном комбинированном цикле объясняется возможностью реализации бинарного цикла на твердом топливе с высоким КПД (освоенный уровень 43-44 %, ожидаемый 50-55 %) с обеспечением жестких экологических требований. Перспективы развития твердотопливной ПГУ связаны с возможностью достижения по этой технологии высоких околопредельных начальных температур цикла (1700-1750 °C).
Технология производства энергии в комбинированном твердотопливном цикле (ПГУ-ВЦГ или IGCC — Integrated Gasification Combined Cycle) является относительно молодой: первая в мире твердотопливная ПТУ Kellerman мощностью 170 МВт с четырьмя газогенераторами Lurgi, газовой турбиной на продуктах сгорания генераторного газа в ВПГ и паровой турбиной была пущена в Германии в 1976 г. и работала до 1991 г. (для сравнения: первая в мире угольная центральная электростанция мощностью 500 кВт была пущена в Нью-Йорке в 1882 г., вторая — мощностью 200 кВт в 1883 г. в Петербурге). Развитие ПГУ с внутрицикловой газификацией идет достаточно успешно и к началу XXI в. перешло от демонстрационной стадии освоения к коммерческой стадии. Первые ПГУ-ВЦГ современного типа — Buggenum (1994 г., газогенератор Shell, N = 253 МВт, п = 43 %), Puertollano (1998 г., газогенератор Prenflo, N = 300 МВт, п = 42 %). Последние ПГУ-ВЦГ — Edwardsport (2013 г., газогенератор GE, N = 630 МВт, п = 44 %), Kemper County IGCC (в 2014 г. пущена на природном газе, 15 июля 2016 г. начата эксплуатация первого газогенератора, 19 сентября 2016 г. введен в эксплуатацию второй газогенератор; после отладки работы всех основных подсистем начнется коммерческая эксплуатация станции на синтез-газе; газогенератор TRIG, N = 582 МВт, Пн = 48 %). Интерес к этой технологии объясняется, прежде всего, способом решения экологических задач при сохранении известных преимуществ бинарного цикла и обусловлен несколькими факторами:
- возможностью достижения высокой температуры рабочего тела в камере сгорания ГТ — 1600-1700 °C при умеренных давлениях (3-10 МПа) против 600-700 °C (при 30-35 МПа) в ПТУ. В настоящее время фирмы Siemens, MHI, GE производят газовые турбины, адаптированные для работы на искусственных газах (температуры на входе в ГТ составляют 1100-1300 °C). Компания MHI в рамках национального проекта разработала газовую турбину нового поколения на природном газе серии J мощностью 470 МВт с температурой рабочего тела в КС 1600 °C. Квалификационные испытания первой турбины M501J завершены, ее коммерческая эксплуатация началась в июле 2011 г. на тестовой электростанции MHI T-Point. Использование ГТ такого класса позволит поднять КПД нетто ПГУ- ВЦГ выше 49-50 %;
- обеспечением жестких экологических требований, включая возможность организации эффективного улавливания СО2 в схемах CCS (pre- и post-combustion);
- наличием отработанного энергетического оборудования на достигнутые термодинамические параметры, применяемого с высокой эффективностью в ГТУ на искусственных газах, и успешными активными разработками оборудования на перспективные параметры;
- освоенностью и наличием производства основных элементов технологической части (газогенератор, газоочистка). По данным глобальной базы газификации 2014 г. в энергетике и в родственных сферах (химия, производство газового и жидкого топлив) находятся в стадии строительства и разработки установки суммарной мощностью соответственно 59 и 88 ГВт;
- высокой адаптивностью к работе на различных типах твердых топлив, в том числе низкосортных (асфальтены, нефтекокс, каменные и бурые угли).
По прогнозам компании Siemens установленная мощность газовых турбин для работы на бедных (низкокалорийных) искусственных газах увеличивается с 8,1 ГВт в 2005 г. до 81-135 ГВт к 2020 г.
В рамках выпускной квалификационной работы был выполнен расчет ПГУ-КЭС мощностью 1000 МВт, в которую входят: газотурбинная установка SGT5-4000F; паровая турбина SST-3000F; трехконтурный котел-утилизатор КГТ-258/310/35-15/3,14/0,44; газогенератор и конвективная воздухонагревательная установка.
Данный проект включает в себя следующие расчеты: тепловые расчеты ГТУ, трехконтурного котла-утилизатора, паровой турбины, в результате которых были определены технико-экономические показатели работы станции. Также выполнены конструкторские расчеты трехконтурного котла утилизатора, в котором были определены его основные габаритные размеры с учетом пересчитанной паропроизводительности, и конвективной воздухнонагревательной установки, в результате которого найдены основные размеры поверхностей нагрева.
Экономическая часть проекта содержит расчет себестоимости производства единицы элеткроэнергии проектируемой КЭС. Произведен расчет срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 17 лет.
Данный проект включает в себя следующие расчеты: тепловые расчеты ГТУ, трехконтурного котла-утилизатора, паровой турбины, в результате которых были определены технико-экономические показатели работы станции. Также выполнены конструкторские расчеты трехконтурного котла утилизатора, в котором были определены его основные габаритные размеры с учетом пересчитанной паропроизводительности, и конвективной воздухнонагревательной установки, в результате которого найдены основные размеры поверхностей нагрева.
Экономическая часть проекта содержит расчет себестоимости производства единицы элеткроэнергии проектируемой КЭС. Произведен расчет срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 17 лет.