Проект строительства ПТУ 840 МВт в Краснодарском крае
|
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Размещение и топливо 7
2 SWOT анализ 8
3 Расчет максимальной тепловой нагрузки района 9
3.1 Расчет максимального потребления тепла на горячее водоснабжение
промышленных, общественных и жилых зданий 9
3.2 Расчет максимального потребления тепла на отопление промышленных,
общественных и жилых зданий 12
3.3 Расчет максимального потребления тепла на вентиляцию промышленных и
общественных зданий 14
3.4 Суммарная тепловая нагрузка Славянского района 15
4 Технико-экономическое обоснование выбора систем основного оборудования
проектируемой ТЭС 16
5 Литературный обзор ПГУ-420 23
5.1 Комплектность ГТУ 25
5.2 Газовая турбина GT26B 25
5.3 Паровая турбина STF30C 28
5.4 Описание турбогенераторов турбин 31
5.5 Котел-утилизатор П-133 32
5.6 Описание пункта подготовки газа с топливными компрессорами 35
5.7 Описание автоматической системы управления (АСУ ПТУ) 36
5.8 Описание дожимной компрессорной станции ДКС-424 37
6 Расчет тепловой схемы парогазовой электростанции 39
6.1 Расчет газотурбинной установки по сложному термодинамическому
циклу 40
6.2 Расчет сетевой установки 51
6.3 Тепловой расчет котла-утилизатора 54
6.4 Тепловой расчет паротурбинной установки 60
7 Техническое водоснабжение 64
7.1 Расчет вентилируемой градирни 65
8 Выбор вспомогательного оборудования 69
8.1 Выбор сетевых подогревателей 69
8.2 Выбор питательных насосов 70
8.3 Выбор конденсатных насосов 71
8.4 Выбор сетевых насосов 71
8.5 Выбор циркуляционных насосов 72
8.6 Выбор деаэрационной установки 72
8.7 Выбор конденсатора 73
8.8 Выбор пикового водогрейного котла 74
9 Охрана окружающей среды 74
9.1 Расчет выброса вредных веществ 77
9.2 Расчет высоты дымовой трубы 76
9.3 Расчет концентраций загрязняющих веществ в газах за КУ 77
9.4 Расчет рассеивания вредных веществ в атмосферу 78
9.5 Подъем дымового факела над устьем дымовой трубы 82
9.6 Оценка влияния низкоэмиссионной системы горения Alstom 82
9.7 Построение кривой распределения приземных концентраций 82
10 Проектирование электрической части ПТУ 87
10.1 Выбор силовых трансформаторов 87
10.2 Проектирование основных электрических схем 89
10.3 Выбор пускового устройства 90
10.4 Схемы выдачи мощности 92
11 Топливное хозяйство ПТУ 94
11.1 Г азовое хозяйство ПТУ 94
11.2 Дизельное хозяйство ПТУ 95
11.3 Подача запального газа к газовой турбине 96
12 Компоновка генерального плана и главного корпуса 96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 99
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 101
1 Размещение и топливо 7
2 SWOT анализ 8
3 Расчет максимальной тепловой нагрузки района 9
3.1 Расчет максимального потребления тепла на горячее водоснабжение
промышленных, общественных и жилых зданий 9
3.2 Расчет максимального потребления тепла на отопление промышленных,
общественных и жилых зданий 12
3.3 Расчет максимального потребления тепла на вентиляцию промышленных и
общественных зданий 14
3.4 Суммарная тепловая нагрузка Славянского района 15
4 Технико-экономическое обоснование выбора систем основного оборудования
проектируемой ТЭС 16
5 Литературный обзор ПГУ-420 23
5.1 Комплектность ГТУ 25
5.2 Газовая турбина GT26B 25
5.3 Паровая турбина STF30C 28
5.4 Описание турбогенераторов турбин 31
5.5 Котел-утилизатор П-133 32
5.6 Описание пункта подготовки газа с топливными компрессорами 35
5.7 Описание автоматической системы управления (АСУ ПТУ) 36
5.8 Описание дожимной компрессорной станции ДКС-424 37
6 Расчет тепловой схемы парогазовой электростанции 39
6.1 Расчет газотурбинной установки по сложному термодинамическому
циклу 40
6.2 Расчет сетевой установки 51
6.3 Тепловой расчет котла-утилизатора 54
6.4 Тепловой расчет паротурбинной установки 60
7 Техническое водоснабжение 64
7.1 Расчет вентилируемой градирни 65
8 Выбор вспомогательного оборудования 69
8.1 Выбор сетевых подогревателей 69
8.2 Выбор питательных насосов 70
8.3 Выбор конденсатных насосов 71
8.4 Выбор сетевых насосов 71
8.5 Выбор циркуляционных насосов 72
8.6 Выбор деаэрационной установки 72
8.7 Выбор конденсатора 73
8.8 Выбор пикового водогрейного котла 74
9 Охрана окружающей среды 74
9.1 Расчет выброса вредных веществ 77
9.2 Расчет высоты дымовой трубы 76
9.3 Расчет концентраций загрязняющих веществ в газах за КУ 77
9.4 Расчет рассеивания вредных веществ в атмосферу 78
9.5 Подъем дымового факела над устьем дымовой трубы 82
9.6 Оценка влияния низкоэмиссионной системы горения Alstom 82
9.7 Построение кривой распределения приземных концентраций 82
10 Проектирование электрической части ПТУ 87
10.1 Выбор силовых трансформаторов 87
10.2 Проектирование основных электрических схем 89
10.3 Выбор пускового устройства 90
10.4 Схемы выдачи мощности 92
11 Топливное хозяйство ПТУ 94
11.1 Г азовое хозяйство ПТУ 94
11.2 Дизельное хозяйство ПТУ 95
11.3 Подача запального газа к газовой турбине 96
12 Компоновка генерального плана и главного корпуса 96
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 99
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 101
Краснодарский край — один из самых населенных регионов России, носящий гордое звание «здравницы страны». В летний период регион характеризуется «туристической перенаселенностью», что обуславливает проблему перегрузки энергетической инфраструктуры городов и районов. По энергодостаточности Кубань располагается на 73 месте из 74 регионов России.
По данным инвестиционного портала Краснодарского края топливно-энергетический комплекс региона выступает как одно из приоритетных направлений развития. Фактор дефицита электричества накладывает множество ограничений на реализацию инвестиционных проектов в различных отраслях: промышленности, агропромышленном комплексе, гостиничном бизнесе.
На территории Краснодарского края по состоянию на 2021 год полноценно функционируют четыре важных производителя электрической и тепловой энергии: Краснодарская ТЭЦ 1025 МВт, Сочинская ТЭЦ 158 МВт, Адлерская ТЭЦ 367 МВт, Джубгинская ТЭЦ 180 МВт. Остальные объекты меньшей производительности - Краснополянская 29 МВт и Белореченская ГЭС 48 МВт, и порядка 40 ТЭС малой мощности. Общая установленная мощность электростанций Краснодарского края составляет 2371 МВт.
Согласно данных Министерства топливно-энергетического комплекса по 2020 год потребляемая электрическая энергия в Краснодарском крае превысила 27,264 млрд. кВтш. Максимальная мощность потребления достигает 4917 МВт. Прогноз роста на энергосистему к 2025 году демонстрирует рост максимальной мощности потребления до 5333 МВт. Все это означает, что край к 2025 году будет ощущать нехватку мощности в 2962 МВт.
Данный дефицит энергии оказывает следующие последствия для региона:
• Уменьшается инвестиционная привлекательность края, так как наличие дефицита препятствует развитию инвестиционного потенциала.
• Увеличение числа затянутых строительств объектов (долгостроев). Краснодарский край вышел на третье место по темпам строительства среди других регионов, но динамика создания инфраструктуры сильно отстала от темпа строительства.
• Появляется вероятность перебоев энергоснабжения, что
недопустимо для медицинских, оздоровительных и курортных учреждений.
Таким образом, Краснодарский край относится к энергодефицитным субъектам РФ, энергопотребление которого с годами будет нарастать высокими темпами в связи с ростом производства на территории края.
Кроме дефицита электрической энергии в Краснодарском крае существует еще одна немаловажная проблема. Основную часть тепловых нагрузок края покрывают с помощью котельных. Большая часть этих котельных находятся в неудовлетворительном состоянии, что приводит к аварийным перебоям обеспечения тепловой нагрузки. Кроме того, по данным ПАО «МОЭК», переключение зоны теплоснабжения котельных с суммарной расчетной нагрузкой ГВС около 340 Гкал/час на ПТУ-ТЭЦ достигнута экономия газа в системе порядка 297 миллионов кубометров в год и, соответственно, существенно улучшена экологическая ситуация. Учитывая стоимость природного газа, для городов, где энергетика полностью основана на сжигании этого вида топлива, экономия ресурсов - ключевой вопрос экономической эффективности топливно-энергетического комплекса.
Один из путей решения проблемы был прописан в Прогнозе НТР отраслей ТЭК до 2035 года, выпущенном Минэнерго РФ в 2016 году. Предполагается закрытие локальных котельных, с переводом их потребителей на снабжение от крупных ТЭЦ.
На 2021 год в Славянском районе Краснодарского края функционирует наибольшее число котельных по краю - 277 штук. При этом в районе нет работающих электрических станций. Стоит отметить, что в Славянском районе функционирует крупнейший объект газодобычи на юге России - Анастасиевско- Троицкое месторождение. Все эти факторы указывают на необходимость строительства крупной ТЭЦ в Славянском районе Кубани.
Для того, чтобы окончательно определиться с районом и мощностью возводимой станции, необходимо рассмотреть схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики. Данный документ содержит сведения о планируемых для размещения объектов федерального значения в области энергетики на период до 2030 года. Рассмотрим все планируемые электростанции Краснодарского края.
Новороссийская ТЭС 600 МВт находится на этапе проектирования - предпроектные работы завершены. Проект разрабатывает компания «ГазЭнергоСтрой»...
По данным инвестиционного портала Краснодарского края топливно-энергетический комплекс региона выступает как одно из приоритетных направлений развития. Фактор дефицита электричества накладывает множество ограничений на реализацию инвестиционных проектов в различных отраслях: промышленности, агропромышленном комплексе, гостиничном бизнесе.
На территории Краснодарского края по состоянию на 2021 год полноценно функционируют четыре важных производителя электрической и тепловой энергии: Краснодарская ТЭЦ 1025 МВт, Сочинская ТЭЦ 158 МВт, Адлерская ТЭЦ 367 МВт, Джубгинская ТЭЦ 180 МВт. Остальные объекты меньшей производительности - Краснополянская 29 МВт и Белореченская ГЭС 48 МВт, и порядка 40 ТЭС малой мощности. Общая установленная мощность электростанций Краснодарского края составляет 2371 МВт.
Согласно данных Министерства топливно-энергетического комплекса по 2020 год потребляемая электрическая энергия в Краснодарском крае превысила 27,264 млрд. кВтш. Максимальная мощность потребления достигает 4917 МВт. Прогноз роста на энергосистему к 2025 году демонстрирует рост максимальной мощности потребления до 5333 МВт. Все это означает, что край к 2025 году будет ощущать нехватку мощности в 2962 МВт.
Данный дефицит энергии оказывает следующие последствия для региона:
• Уменьшается инвестиционная привлекательность края, так как наличие дефицита препятствует развитию инвестиционного потенциала.
• Увеличение числа затянутых строительств объектов (долгостроев). Краснодарский край вышел на третье место по темпам строительства среди других регионов, но динамика создания инфраструктуры сильно отстала от темпа строительства.
• Появляется вероятность перебоев энергоснабжения, что
недопустимо для медицинских, оздоровительных и курортных учреждений.
Таким образом, Краснодарский край относится к энергодефицитным субъектам РФ, энергопотребление которого с годами будет нарастать высокими темпами в связи с ростом производства на территории края.
Кроме дефицита электрической энергии в Краснодарском крае существует еще одна немаловажная проблема. Основную часть тепловых нагрузок края покрывают с помощью котельных. Большая часть этих котельных находятся в неудовлетворительном состоянии, что приводит к аварийным перебоям обеспечения тепловой нагрузки. Кроме того, по данным ПАО «МОЭК», переключение зоны теплоснабжения котельных с суммарной расчетной нагрузкой ГВС около 340 Гкал/час на ПТУ-ТЭЦ достигнута экономия газа в системе порядка 297 миллионов кубометров в год и, соответственно, существенно улучшена экологическая ситуация. Учитывая стоимость природного газа, для городов, где энергетика полностью основана на сжигании этого вида топлива, экономия ресурсов - ключевой вопрос экономической эффективности топливно-энергетического комплекса.
Один из путей решения проблемы был прописан в Прогнозе НТР отраслей ТЭК до 2035 года, выпущенном Минэнерго РФ в 2016 году. Предполагается закрытие локальных котельных, с переводом их потребителей на снабжение от крупных ТЭЦ.
На 2021 год в Славянском районе Краснодарского края функционирует наибольшее число котельных по краю - 277 штук. При этом в районе нет работающих электрических станций. Стоит отметить, что в Славянском районе функционирует крупнейший объект газодобычи на юге России - Анастасиевско- Троицкое месторождение. Все эти факторы указывают на необходимость строительства крупной ТЭЦ в Славянском районе Кубани.
Для того, чтобы окончательно определиться с районом и мощностью возводимой станции, необходимо рассмотреть схему территориального планирования Российской Федерации в области энергетики. Данный документ содержит сведения о планируемых для размещения объектов федерального значения в области энергетики на период до 2030 года. Рассмотрим все планируемые электростанции Краснодарского края.
Новороссийская ТЭС 600 МВт находится на этапе проектирования - предпроектные работы завершены. Проект разрабатывает компания «ГазЭнергоСтрой»...
В рамках данной научно-исследовательской работы было выполнено комплексное проектирование ПТУ-ТЭЦ с мощностью 840 МВт в Краснодарском крае.
В первой части работы был проведен анализ основных факторов для начала проектирования потенциальной станции: потребность в тепловой энергии с учетом работы районах источников тепла (в данном случае котельных); дефицит выработки электроэнергии; возможность вывода электроэнергии в сеть; возможность размещения электростанции на данной местности; экологическим состоянием места сооружения; расположение и достаточность источника топлива. Также было представлено обоснование технологии, по которой будет осуществляться технологический процесс проектируемой электростанции, работающей на газообразном топливе Анастасиевско-Троицкого месторождения.
Был проведен расчет главных показателей назначения проектируемой станции. Главным показателем назначения для генерального подрядчика и генерального проектировщика станции является численное значение максимальной тепловой и электрической нагрузки для проектируемой ТЭЦ. Наконец, с учетом выбранной технологии исполнения электростанции и расчетных параметров назначения, было проведено технике-экономическое сравнение трех сопоставимых и взаимозаменяемых вариантов. Сравнение трех инвестиционных проектов и выбор лучшего проводился с использованием расчетных показателей экономической эффективности строительства. Исходя из экономических расчётов было сделано обоснование техническим решениям проекта. Произведён расчёт срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 9 лет (с учетом дисконтирования). В заключении первой части проектирования был представлен укрупненный литературный обзор всех основных и вспомогательных систем выбранной парогазовой установки ПГУ- 420 Alstom.
В основной главе работы представлена расчетная часть, которая включает в себя следующие пункты:
• расчет газотурбинной установки по сложному термодинамическому циклу, в результате которого были определены параметры эффективности GT26b (расход топлива на каждую КС, КПД ГТ, расчетная мощность компрессоров и турбины) и поострён термодинамический цикл Брайтона в координатах hs;
• расчет сетевой установки и тепловой расчет котла - утилизатора П¬133, в результате которого были получены расходы рабочей среды на каждый контур котла, КПД КУ, а также количество тепла, подведенного к каждой поверхности нагрева;
• расчет паротурбинной установки, в результате которого были определены показатели эффективности ПТУ и ПГУ в целом (электрическая мощность станции, расходы топлива на производство теплоты и электроэнергии, удельные расходы топлива).
В основную часть включен расчет и выбор вспомогательного оборудования станции. В результате проведённого расчета был произведен выбор: устройств технического водоснабжения; сетевых подогревателей; питательных насосов; конденсатных насосов; циркуляционных насосов; делегационной установки; конденсатора; пикового водогрейного котла.
В заключительной части работы представлен укрупненный расчет экологических показателей, спроектированы основные электрические схемы ПТУ-ТЭЦ, выбраны схемы и устройства топливного хозяйства потенциальной станции, а также разработан генеральный план и компоновка ТЭЦ.
В первой части работы был проведен анализ основных факторов для начала проектирования потенциальной станции: потребность в тепловой энергии с учетом работы районах источников тепла (в данном случае котельных); дефицит выработки электроэнергии; возможность вывода электроэнергии в сеть; возможность размещения электростанции на данной местности; экологическим состоянием места сооружения; расположение и достаточность источника топлива. Также было представлено обоснование технологии, по которой будет осуществляться технологический процесс проектируемой электростанции, работающей на газообразном топливе Анастасиевско-Троицкого месторождения.
Был проведен расчет главных показателей назначения проектируемой станции. Главным показателем назначения для генерального подрядчика и генерального проектировщика станции является численное значение максимальной тепловой и электрической нагрузки для проектируемой ТЭЦ. Наконец, с учетом выбранной технологии исполнения электростанции и расчетных параметров назначения, было проведено технике-экономическое сравнение трех сопоставимых и взаимозаменяемых вариантов. Сравнение трех инвестиционных проектов и выбор лучшего проводился с использованием расчетных показателей экономической эффективности строительства. Исходя из экономических расчётов было сделано обоснование техническим решениям проекта. Произведён расчёт срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 9 лет (с учетом дисконтирования). В заключении первой части проектирования был представлен укрупненный литературный обзор всех основных и вспомогательных систем выбранной парогазовой установки ПГУ- 420 Alstom.
В основной главе работы представлена расчетная часть, которая включает в себя следующие пункты:
• расчет газотурбинной установки по сложному термодинамическому циклу, в результате которого были определены параметры эффективности GT26b (расход топлива на каждую КС, КПД ГТ, расчетная мощность компрессоров и турбины) и поострён термодинамический цикл Брайтона в координатах hs;
• расчет сетевой установки и тепловой расчет котла - утилизатора П¬133, в результате которого были получены расходы рабочей среды на каждый контур котла, КПД КУ, а также количество тепла, подведенного к каждой поверхности нагрева;
• расчет паротурбинной установки, в результате которого были определены показатели эффективности ПТУ и ПГУ в целом (электрическая мощность станции, расходы топлива на производство теплоты и электроэнергии, удельные расходы топлива).
В основную часть включен расчет и выбор вспомогательного оборудования станции. В результате проведённого расчета был произведен выбор: устройств технического водоснабжения; сетевых подогревателей; питательных насосов; конденсатных насосов; циркуляционных насосов; делегационной установки; конденсатора; пикового водогрейного котла.
В заключительной части работы представлен укрупненный расчет экологических показателей, спроектированы основные электрические схемы ПТУ-ТЭЦ, выбраны схемы и устройства топливного хозяйства потенциальной станции, а также разработан генеральный план и компоновка ТЭЦ.
