Проект Сахалинской ГРЭС-2 120 МВт, Сахалинский уголь
|
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Технико-экономическая оценка состава основного оборудования 10
1.1 Расчёт основных технико-экономических показателей пpoектируемой и сопоставляемой конденсационной электростанции 10
1.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией 10
1.1.2 Расчет себестоимости единицы электроэнергии 14
1.2 Экономическое обоснование состава основного обоpудования по критерию себестоимости энергетической продукции 16
2 Принцип работы станции и применяемая технология 16
3 Расчетная часть 19
3.1 Определение параметpов установки по подогреву сетевой воды 19
3.2 Построение процесса расширения пара на h-s диаграмме 20
3.3 Определение параметpов по элементам схемы 22
3.4 Определение предварительного расхода пара на турбину 24
3.5 Баланс пара и конденсата 25
3.6 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания 26
3.6.1 Теоретический объём воздуха и продуктов сгорания 26
3.6.2 Действительные объёмы продуктов сгорания 26
3.7 Коэффициент полезного действия и потери теплоты 27
3.8 Определение расхода топлива 27
3.9 Расчет теплообмена в топке 29
3.10 Расчет регенеративной схемы 33
3.10.1 Расчет регенеративной схемы ПВД 33
3.10.2 Расчет деаэратора и ПНД 34
3.11 Расчет технико-экономических показателей 36
3.12 Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС 40
3.12.1 Регенеративные подогреватели 40
3.12.2 Деаэратор 40
3.12.3 Сетевые подогреватели 40
3.12.4 Выбор питательных насосов 40
3.12.5 Выбор конденсатных насосов 41
3.12.6 Выбор циркуляционных насосов 41
3.12.7 Выбор сетевых насосов 42
3.13 Проектирование топливного хозяйства 42
3.13.1 Приемные разгрузочные устpoйства 42
3.13.2 Ленточные конвейеры 43
3.13.3 Дpoбилки 43
3.13.4 Топливные склады 44
3.13.5 bbidop механизмов системы пылеприготовления 45
3.14 bbidop тягодутьевых машин 46
3.15 Расчет схемы водocнабжения 46
3.16 Охрана окружающей среды 48
3.16.1 Определение выбpoсов вредных веществ в атмocферу 52
3.16.2 Расчет дымовой трубы 53
4 Общая часть 54
5 Расчет показателей экономической эффективнocти стpoительства КЭС и оценка коммерческой эффективнocти пpoекта 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 63
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 65
1 Технико-экономическая оценка состава основного оборудования 10
1.1 Расчёт основных технико-экономических показателей пpoектируемой и сопоставляемой конденсационной электростанции 10
1.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией 10
1.1.2 Расчет себестоимости единицы электроэнергии 14
1.2 Экономическое обоснование состава основного обоpудования по критерию себестоимости энергетической продукции 16
2 Принцип работы станции и применяемая технология 16
3 Расчетная часть 19
3.1 Определение параметpов установки по подогреву сетевой воды 19
3.2 Построение процесса расширения пара на h-s диаграмме 20
3.3 Определение параметpов по элементам схемы 22
3.4 Определение предварительного расхода пара на турбину 24
3.5 Баланс пара и конденсата 25
3.6 Расчет объёмов воздуха и продуктов сгорания 26
3.6.1 Теоретический объём воздуха и продуктов сгорания 26
3.6.2 Действительные объёмы продуктов сгорания 26
3.7 Коэффициент полезного действия и потери теплоты 27
3.8 Определение расхода топлива 27
3.9 Расчет теплообмена в топке 29
3.10 Расчет регенеративной схемы 33
3.10.1 Расчет регенеративной схемы ПВД 33
3.10.2 Расчет деаэратора и ПНД 34
3.11 Расчет технико-экономических показателей 36
3.12 Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС 40
3.12.1 Регенеративные подогреватели 40
3.12.2 Деаэратор 40
3.12.3 Сетевые подогреватели 40
3.12.4 Выбор питательных насосов 40
3.12.5 Выбор конденсатных насосов 41
3.12.6 Выбор циркуляционных насосов 41
3.12.7 Выбор сетевых насосов 42
3.13 Проектирование топливного хозяйства 42
3.13.1 Приемные разгрузочные устpoйства 42
3.13.2 Ленточные конвейеры 43
3.13.3 Дpoбилки 43
3.13.4 Топливные склады 44
3.13.5 bbidop механизмов системы пылеприготовления 45
3.14 bbidop тягодутьевых машин 46
3.15 Расчет схемы водocнабжения 46
3.16 Охрана окружающей среды 48
3.16.1 Определение выбpoсов вредных веществ в атмocферу 52
3.16.2 Расчет дымовой трубы 53
4 Общая часть 54
5 Расчет показателей экономической эффективнocти стpoительства КЭС и оценка коммерческой эффективнocти пpoекта 58
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 63
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 65
Многие десятилетия тепловые электрические станции (ТЭС) остаются главным промышленным источником энергии. Современная энергетика сегодня продолжает в значительной мере опираться на использование ТЭС, что обусловлено некоторыми ограничениями в других её отраслях:
• Доля атомной энергетики составляет около 10% в мировом производстве электроэнергии, многие страны осуществляют поэтапное закрытие станций и осуществляют их замену. В настоящее время к выходу из эксплуатации до 2040 г. готовятся более 200 ядерных реакторов (в таких странах как США, Россия и Япония). В связи с этим возникает проблема восполнения нехватки генерирующих мощностей: особенно остро в последнее время она поднимается в странах Европы.
• Перспективы развития гидроэнергетики ограничены тем, что гидропотенциал развитых стран почти полностью исчерпан, кроме того, серьёзным препятствием прогрессу в данной отрасли является неравномерное расположение гидропотенциала, обусловленное географическим расположением рек и водоёмов.
• Несмотря на значительный прогресс в использовании ветряной и солнечной энергии, в ближайшем будущем не предполагается широкий переход на использование данных видов энергии вследствие их сильной зависимости от климатических условий, препятствующей надёжному снабжению потребителя электроэнергией.
В данных условиях, с учётом использования новых экологичных технологий и общему прогрессу в изготовлении конструкционных материалов перспективным и надёжным источником энергии остаются мощные пылеугольные энергоблоки. Сейчас, вследствие аварий, связанных со «старением» оборудования с одной стороны (в середине десятилетия по статистике средний возраст основного оборудования станций превышал 33 года) и роста потребности в электрической и тепловой энергии с другой, важным является ввод новых мощностей в этой сфере. Запасы угля огромны, проблем с его производством нет, и спрос на него ограничен исключительно вопросами экологии, в настоящее время успешно решаемыми в европейских странах новейшими технологиями по сокращению выбросов CO2.
ПАО "Сахалинэнерго" по-прежнему является основной энергоснабжающей компанией острова Сахалин. Его установленная электрическая мощность составляет 539,24 МВт, а установленная тепловая мощность-798,5 Гкал/ч, протяженность всех электрических сетей превышает 7 тысяч километров. В состав компании входят пять структурных подразделений с численностью персонала более 3000 человек.
Сахалинская ГРЭС и Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, находящиеся в ведении "Сахалинэнерго", производят основной объем электроэнергии. Также в регионе действуют ОАО "Ногликская газовая электростанция" и ОАО "Охинская ТЭЦ" и, соответственно, принадлежащие им одноименные станции. Эти четыре предприятия вырабатывают более 90% электроэнергии в регионе, остальная доля вырабатывается дизельными электростанциями на Курильских островах и дизельными электростанциями в децентрализованных населенных пунктах острова Сахалин. Новая станция должна заместить существующую станцию (Сахалинская ГРЭС-1) и в общем увеличить мощность энергосистемы острова Сахалин.
Строительство электрической станции (Южно-Сахалинской ГРЭС) было начато в 1961 году. Первый турбоагрегат был запущен 28 декабря 1965 года. В 1972 году станция достигла проектируемой мощности в 315 МВт, в эксплуатацию были введены 6 турбин: 3 турбины (1 очередь строительства) типа К-50-90-3 мощностью 50 МВт каждая (№ 1—3) 3 турбины (2 очередь) типа К-50-90-4 мощностью 55 МВт каждая (№ 4—6), а также 6 котлов. К началу 1990-х годов оборудование электростанции достигло очень высокой степени износа, и начался процесс постепенного вывода из эксплуатации основного оборудования или его повторной маркировки с уменьшением мощности. В 1992 году котел № 1 был демонтирован. В 2013-2014 годах 4 из 6 турбин были выведены из эксплуатации.
Установленная мощность электростанции на момент вывода из эксплуатации составляет 84 МВт, а тепловая мощность-15 Гкал / час. Станция работала в базовом режиме с выводом в холодный резерв в течение всего лета.
Состав оборудования станции по состоянию на момент вывода из эксплуатации:
• Турбоагрегат № 5 с мощностью 42 МВт, с турбиной К-42/50-90-4 и с генератором ТВФ-60-2, введён в 1971 году;
• Турбоагрегат № 6 с мощностью 42 МВт, с турбиной К-42/50-90-4 и с генератором ТВФ-60-2, введён в 1972 году.
Пар для турбоагрегатов вырабатывали 3 котлоагрегата (станционные номера 2,4 и 6) — один БКЗ-220-100-9С и два БКЗ-220-100 Ф.
С начала 2010 года началась реализация программы газификации ОП Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, а также строительство 4-го и 5-го газовых энергоблоков. В 2012 году на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 был введен в эксплуатацию 5-й энергоблок, а в 2013 году-4-й энергоблок. С 2013 года ТЭЦ-1 полностью переведена на газ. Уголь перешел в категорию резервного топлива (необходимость его сжигания на тепловых электростанциях обусловлена нормативными актами Министерства энергетики Российской Федерации по поддержанию резервного топлива в надлежащем качестве)....
• Доля атомной энергетики составляет около 10% в мировом производстве электроэнергии, многие страны осуществляют поэтапное закрытие станций и осуществляют их замену. В настоящее время к выходу из эксплуатации до 2040 г. готовятся более 200 ядерных реакторов (в таких странах как США, Россия и Япония). В связи с этим возникает проблема восполнения нехватки генерирующих мощностей: особенно остро в последнее время она поднимается в странах Европы.
• Перспективы развития гидроэнергетики ограничены тем, что гидропотенциал развитых стран почти полностью исчерпан, кроме того, серьёзным препятствием прогрессу в данной отрасли является неравномерное расположение гидропотенциала, обусловленное географическим расположением рек и водоёмов.
• Несмотря на значительный прогресс в использовании ветряной и солнечной энергии, в ближайшем будущем не предполагается широкий переход на использование данных видов энергии вследствие их сильной зависимости от климатических условий, препятствующей надёжному снабжению потребителя электроэнергией.
В данных условиях, с учётом использования новых экологичных технологий и общему прогрессу в изготовлении конструкционных материалов перспективным и надёжным источником энергии остаются мощные пылеугольные энергоблоки. Сейчас, вследствие аварий, связанных со «старением» оборудования с одной стороны (в середине десятилетия по статистике средний возраст основного оборудования станций превышал 33 года) и роста потребности в электрической и тепловой энергии с другой, важным является ввод новых мощностей в этой сфере. Запасы угля огромны, проблем с его производством нет, и спрос на него ограничен исключительно вопросами экологии, в настоящее время успешно решаемыми в европейских странах новейшими технологиями по сокращению выбросов CO2.
ПАО "Сахалинэнерго" по-прежнему является основной энергоснабжающей компанией острова Сахалин. Его установленная электрическая мощность составляет 539,24 МВт, а установленная тепловая мощность-798,5 Гкал/ч, протяженность всех электрических сетей превышает 7 тысяч километров. В состав компании входят пять структурных подразделений с численностью персонала более 3000 человек.
Сахалинская ГРЭС и Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, находящиеся в ведении "Сахалинэнерго", производят основной объем электроэнергии. Также в регионе действуют ОАО "Ногликская газовая электростанция" и ОАО "Охинская ТЭЦ" и, соответственно, принадлежащие им одноименные станции. Эти четыре предприятия вырабатывают более 90% электроэнергии в регионе, остальная доля вырабатывается дизельными электростанциями на Курильских островах и дизельными электростанциями в децентрализованных населенных пунктах острова Сахалин. Новая станция должна заместить существующую станцию (Сахалинская ГРЭС-1) и в общем увеличить мощность энергосистемы острова Сахалин.
Строительство электрической станции (Южно-Сахалинской ГРЭС) было начато в 1961 году. Первый турбоагрегат был запущен 28 декабря 1965 года. В 1972 году станция достигла проектируемой мощности в 315 МВт, в эксплуатацию были введены 6 турбин: 3 турбины (1 очередь строительства) типа К-50-90-3 мощностью 50 МВт каждая (№ 1—3) 3 турбины (2 очередь) типа К-50-90-4 мощностью 55 МВт каждая (№ 4—6), а также 6 котлов. К началу 1990-х годов оборудование электростанции достигло очень высокой степени износа, и начался процесс постепенного вывода из эксплуатации основного оборудования или его повторной маркировки с уменьшением мощности. В 1992 году котел № 1 был демонтирован. В 2013-2014 годах 4 из 6 турбин были выведены из эксплуатации.
Установленная мощность электростанции на момент вывода из эксплуатации составляет 84 МВт, а тепловая мощность-15 Гкал / час. Станция работала в базовом режиме с выводом в холодный резерв в течение всего лета.
Состав оборудования станции по состоянию на момент вывода из эксплуатации:
• Турбоагрегат № 5 с мощностью 42 МВт, с турбиной К-42/50-90-4 и с генератором ТВФ-60-2, введён в 1971 году;
• Турбоагрегат № 6 с мощностью 42 МВт, с турбиной К-42/50-90-4 и с генератором ТВФ-60-2, введён в 1972 году.
Пар для турбоагрегатов вырабатывали 3 котлоагрегата (станционные номера 2,4 и 6) — один БКЗ-220-100-9С и два БКЗ-220-100 Ф.
С начала 2010 года началась реализация программы газификации ОП Южно-Сахалинская ТЭЦ-1, а также строительство 4-го и 5-го газовых энергоблоков. В 2012 году на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 был введен в эксплуатацию 5-й энергоблок, а в 2013 году-4-й энергоблок. С 2013 года ТЭЦ-1 полностью переведена на газ. Уголь перешел в категорию резервного топлива (необходимость его сжигания на тепловых электростанциях обусловлена нормативными актами Министерства энергетики Российской Федерации по поддержанию резервного топлива в надлежащем качестве)....
В данной выпускной квалификационной работе разработан проект Сахалинской ГРЭС мощностью 120 МВт, с 1 блоком . В ходе теоретического обзора были рассмотрены различные варианты исполнения проектируемого блока. Вследствие особенностей используемого топлива (бурого угля Сахалинского разреза) было принято решение об использовании котла БКЗ- 420 с перерасчетом его на проектируемое топливо. Для осуществления стабильной и надёжной работы блока была выбрана турбина К-130-12,8.
Для проверки эффективности данного проекта были произведены следующие расчеты:
- расчет тепловой схемы турбины;
- тепловой расчет котлоагрегата;
- расчет технико-экономических показателей работы станции;
- аэродинамический расчет котла;
- расчёт и выбор вспомогательного оборудования
- расчёт системы технического водоснабжения;
- расчет выбросов вредных веществ;
- оценка экономической эффективности проекта и вычисление срока окупаемости.
Расчёт тепловой схемы показал, что удельный расход условного топлива на производство электроэнергии составил 0,304 кг/кВт-ч; а так же показатель удельного расхода условного топлива на производство тепловой энергии, который равен 3,24 кг/ГДж.
Расчет котельного агрегата проводился по конструкторской методике, что позволило найти основные габаритные размеры поверхностей нагрева, а также температуры и энтальпии дымовых газов и рабочей среды по всему тракту.
Аэродинамический расчет котла показал, что величина сопротивления газовоздушного тракта с учётом дополнительных поверхностей нагрева составляет приемлемую величину, по газовому тракту 6,3 кПа, по воздушному 5,6 кПа. Исходя из данных значений были выбраны тягодутьевые машины следующих марок: дымосос типа ДН-15 с частотой вращения 1500 об/мин и дутьевой вентилятор ВМ-160/850у с частотой вращения 980 об/мин.
Расчёт системы технического водоснабжения показал, что при использовании оборотной системы водоснабжения высота используемых на проектируемой станции градирен составит 60 метров, диаметр градирен - 35 метра.
При расчёте вредных выбросов была вычислена общая концентрация вредных выбросов с учётом установки золоуловителя, которая составила порядка 287,9 г/с на блок, при этом выбросы отдельных составляющих удовлетворяют нормативным.
Расчёт экономической эффективности проекта позволил вычислить индекс доходности, который составил 1,02, что является показателем нейтральной эффективности проекта. Простой и дисконтированный сроки окупаемости проекта составили 7,44 и 14,3 года соответственно.
Для проверки эффективности данного проекта были произведены следующие расчеты:
- расчет тепловой схемы турбины;
- тепловой расчет котлоагрегата;
- расчет технико-экономических показателей работы станции;
- аэродинамический расчет котла;
- расчёт и выбор вспомогательного оборудования
- расчёт системы технического водоснабжения;
- расчет выбросов вредных веществ;
- оценка экономической эффективности проекта и вычисление срока окупаемости.
Расчёт тепловой схемы показал, что удельный расход условного топлива на производство электроэнергии составил 0,304 кг/кВт-ч; а так же показатель удельного расхода условного топлива на производство тепловой энергии, который равен 3,24 кг/ГДж.
Расчет котельного агрегата проводился по конструкторской методике, что позволило найти основные габаритные размеры поверхностей нагрева, а также температуры и энтальпии дымовых газов и рабочей среды по всему тракту.
Аэродинамический расчет котла показал, что величина сопротивления газовоздушного тракта с учётом дополнительных поверхностей нагрева составляет приемлемую величину, по газовому тракту 6,3 кПа, по воздушному 5,6 кПа. Исходя из данных значений были выбраны тягодутьевые машины следующих марок: дымосос типа ДН-15 с частотой вращения 1500 об/мин и дутьевой вентилятор ВМ-160/850у с частотой вращения 980 об/мин.
Расчёт системы технического водоснабжения показал, что при использовании оборотной системы водоснабжения высота используемых на проектируемой станции градирен составит 60 метров, диаметр градирен - 35 метра.
При расчёте вредных выбросов была вычислена общая концентрация вредных выбросов с учётом установки золоуловителя, которая составила порядка 287,9 г/с на блок, при этом выбросы отдельных составляющих удовлетворяют нормативным.
Расчёт экономической эффективности проекта позволил вычислить индекс доходности, который составил 1,02, что является показателем нейтральной эффективности проекта. Простой и дисконтированный сроки окупаемости проекта составили 7,44 и 14,3 года соответственно.
Подобные работы
- Здание разгрузочного устройства Сахалинской ГРЭС-2
Дипломные работы, ВКР, строительство . Язык работы: Русский. Цена: 4385 р. Год сдачи: 2018