📄Работа №166415
Тема: Проект расширения Талаканской ГТЭС «Сургутнефтегаз»
Тип работы
Бакалаврская работа
Предмет
Теплоэнергетика
Объем:
96 листов
Год:
2021
Просмотров:
95
4700
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
Реферат
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Технико-экономическое обоснование строительства станции 7
1.1 Выбор типа и места расположения электростанции 7
1.2 Выбор состава основного оборудования 11
1.3 Характеристики основного оборудования 13
1.3.1 Характеристики котла-утилизатора 13
1.3.2 Характеристики газовой турбины 14
1.3.3 Характеристики паровой турбины 15
1.4 Подготовка попутного газа к сжиганию 16
1.4.1 Удаление механических примесей 16
1.4.2 Осушка газа 17
1.4.3 Очистка попутного газа от сероводорода и углекислого газа 19
1.4.4 Комбинированная установка 21
2 Расчётная часть 23
2.1 Разработка принципиальной схемы ИГУ 23
2.2 Тепловой расчёт ГТУ 24
2.2.1 Определение параметров процесса сжатия воздуха в компрессоре 26
2.2.2 Определение параметров газа после камеры сгорания 28
2.2.3 Определение параметров процесса расширения газа в турбине 34
2.2.4 Учёт охлаждения турбины ГТУ 40
2.3 Расчёт двухконтурной комбинированной энергоустановки 45
2.3.1 Исходные данные для расчёта КУ 45
2.3.2 Тепловой расчёт котла-утилизатора 46
2.3.3 Определение габаритных размеров котла-утилизатора 59
2.3.4 Определение поверхности теплообмена одной секции 61
2.3.5 Определение площади поверхности теплообмена ППВД 63
2.3.6 Определение площади поверхности теплообмена ИВД 65
2.3.7 Определение площади поверхности теплообмена экономайзера 65
2.3.8 Определение площади поверхности теплообмена поверхностей низкого
давления 66
2.4 Укрупненный расчет паровой турбины 68
2.5 Расчёт технико-экономических показателей 73
3 Экологическая часть проекта 75
3.1 Расчёт выбросов оксидов азота 75
3.2 Расчёт высоты дымовой трубы 77
4 Выбор вспомогательного оборудования и основного оборудования
электроцеха 79
4.1 Выбор электрооборудования 79
4.2 Разработка электрических схем 79
4.3 Выбор вспомогательного оборудования 81
5 Анализ чувствительность проекта 82
6 Генеральный план станции 84
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 85
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 87
ПРИЛОЖЕНИЕ А 90
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Технико-экономическое обоснование строительства станции 7
1.1 Выбор типа и места расположения электростанции 7
1.2 Выбор состава основного оборудования 11
1.3 Характеристики основного оборудования 13
1.3.1 Характеристики котла-утилизатора 13
1.3.2 Характеристики газовой турбины 14
1.3.3 Характеристики паровой турбины 15
1.4 Подготовка попутного газа к сжиганию 16
1.4.1 Удаление механических примесей 16
1.4.2 Осушка газа 17
1.4.3 Очистка попутного газа от сероводорода и углекислого газа 19
1.4.4 Комбинированная установка 21
2 Расчётная часть 23
2.1 Разработка принципиальной схемы ИГУ 23
2.2 Тепловой расчёт ГТУ 24
2.2.1 Определение параметров процесса сжатия воздуха в компрессоре 26
2.2.2 Определение параметров газа после камеры сгорания 28
2.2.3 Определение параметров процесса расширения газа в турбине 34
2.2.4 Учёт охлаждения турбины ГТУ 40
2.3 Расчёт двухконтурной комбинированной энергоустановки 45
2.3.1 Исходные данные для расчёта КУ 45
2.3.2 Тепловой расчёт котла-утилизатора 46
2.3.3 Определение габаритных размеров котла-утилизатора 59
2.3.4 Определение поверхности теплообмена одной секции 61
2.3.5 Определение площади поверхности теплообмена ППВД 63
2.3.6 Определение площади поверхности теплообмена ИВД 65
2.3.7 Определение площади поверхности теплообмена экономайзера 65
2.3.8 Определение площади поверхности теплообмена поверхностей низкого
давления 66
2.4 Укрупненный расчет паровой турбины 68
2.5 Расчёт технико-экономических показателей 73
3 Экологическая часть проекта 75
3.1 Расчёт выбросов оксидов азота 75
3.2 Расчёт высоты дымовой трубы 77
4 Выбор вспомогательного оборудования и основного оборудования
электроцеха 79
4.1 Выбор электрооборудования 79
4.2 Разработка электрических схем 79
4.3 Выбор вспомогательного оборудования 81
5 Анализ чувствительность проекта 82
6 Генеральный план станции 84
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 85
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 87
ПРИЛОЖЕНИЕ А 90
📖 Введение
Российская Федерация занимает лидирующие позиции по добыче всех видов топливных ресурсов, в том числе и нефти. Объём добычи нефти в 2020 году, по данным Центрального диспетчерского управления топливноэнергетического комплекса, составил 512,68 млн. тонн.
Однако добыча этого ценного ресурса сопровождается также добычей попутного нефтяного газа (далее - ПНГ). Объём добычи этого газа в прошлом году составил 95,7 млрд. м3. Такой газ имеет высокое содержание примесей и тяжёлых углеводородов, при этом его состав может меняться с течением времени даже в рамках одного месторождения. Ввиду сложностей в использовании газа, его утилизацию зачастую производят в факелах, сжигающих ПНГ и загрязняющих атмосферу. По всему миру на месторождениях и предприятиях нефтепереработки горят более 17000 факелов, при этом выбросы СО2 в атмосферу от такого сжигания составляют около 350 млн.т. .
При всех своих недостатках ПНГ всё ещё имеет ценность для химической и энергетической промышленности. На сегодняшний день в РФ используется около 90% добываемого ПНГ, что является довольно низким показателем в сравнении с другими странами, например, США и Норвегией, где уровень использования попутного газа достигает 98-99% .
В данный момент допустимой долей факельного (в атмосферу) сжигания, согласно экологическим требованиям, установлен уровень в 5%. Предприятия, не выполняющие данного требования, вынуждены платить штрафы, что заставляет руководство нефтедобывающих компаний всё чаще задумываться об увеличении доли полезно используемого ПНГ.
Основным способом утилизации ПНГ в РФ является закачка этого газа обратно в пласт, в газовую шапку. Наиболее эффективными вариантами использования ПНГ можно считать его сжижение и переработку на газоперерабатывающих заводах и сжигание в энергетических установках - газотурбинных, газопоршневых или же парогазовых. И если первый вариант имеет смысл в Европейской части России, где хорошо развита логистика и вся сопутствующая инфраструктура, то для более удалённых территорий именно второй вариант является приемлемым и наиболее выгодным в реализации.
Однако добыча этого ценного ресурса сопровождается также добычей попутного нефтяного газа (далее - ПНГ). Объём добычи этого газа в прошлом году составил 95,7 млрд. м3. Такой газ имеет высокое содержание примесей и тяжёлых углеводородов, при этом его состав может меняться с течением времени даже в рамках одного месторождения. Ввиду сложностей в использовании газа, его утилизацию зачастую производят в факелах, сжигающих ПНГ и загрязняющих атмосферу. По всему миру на месторождениях и предприятиях нефтепереработки горят более 17000 факелов, при этом выбросы СО2 в атмосферу от такого сжигания составляют около 350 млн.т. .
При всех своих недостатках ПНГ всё ещё имеет ценность для химической и энергетической промышленности. На сегодняшний день в РФ используется около 90% добываемого ПНГ, что является довольно низким показателем в сравнении с другими странами, например, США и Норвегией, где уровень использования попутного газа достигает 98-99% .
В данный момент допустимой долей факельного (в атмосферу) сжигания, согласно экологическим требованиям, установлен уровень в 5%. Предприятия, не выполняющие данного требования, вынуждены платить штрафы, что заставляет руководство нефтедобывающих компаний всё чаще задумываться об увеличении доли полезно используемого ПНГ.
Основным способом утилизации ПНГ в РФ является закачка этого газа обратно в пласт, в газовую шапку. Наиболее эффективными вариантами использования ПНГ можно считать его сжижение и переработку на газоперерабатывающих заводах и сжигание в энергетических установках - газотурбинных, газопоршневых или же парогазовых. И если первый вариант имеет смысл в Европейской части России, где хорошо развита логистика и вся сопутствующая инфраструктура, то для более удалённых территорий именно второй вариант является приемлемым и наиболее выгодным в реализации.
✅ Заключение
По итогу выполнения работы был выбран состав основного оборудования:
- газовая турбина ГТЭ-65;
- котёл утилизатор Е-114/16-8,1/0,7-535/218-3,8;
- паровая турбина КТ-36/33-7,5/0,12;
- генератор газовой турбины ТФ-65;
- силовой трансформатор газовой турбины ТД-80000/220;
- генератор паровой турбины Т-50-2;
- силовой трансформатор паровой турбины ТРДЦН-63000/220.
Разработанная схема подготовки ПНГ и принципиальная схема блока ПГУ представлены на листах графической части 1 и 2.
Результатом теплового расчёта газовой турбины стал КПД ГТУ с учётов охлаждения лопаток первых ступеней 0,342 и расход топлива в камеру сгорания 4,365 м3/с.
Тепловой расчёт котла-утилизатора на расчётные параметры газов за ГТ завершился определением КПД КУ 0,899 и паропроизводительности контура высокого давления 102,75 и низкого давления 28,05 т/ч.
В ходе конструкторского расчёта были определены новые значения числа рядов секций в каждой из поверхностей нагрева и испарения. Результаты представлены в таблице 2.6.
Результатом укрупнённого расчёта паровой турбины стал внутренний относительный КПД 0,82 и внутренняя мощность турбины на расчётных параметрах 38,465 МВт.
Технико-экономические показатели для данной ПГУ:
- КПД ПГУ: 0,547;
- УРУТ: 0,225 кг/кВт • ч.
Расчёт выбросов оксидов азота и дымовой трубы показал, что приземная концентрация NOx не превышает допустимого значения в 0,084 мг/м3.
Также были определены показатели эффективности строительства на значения, определённые в ходе работы. В результате было получено значение чистого дисконтированного дохода (NPV) 5864,21 млн руб. и дисконтированный срок окупаемости 7,6 лет.
В конечном итоге получаем, что утилизация попутного газа в парогазовых установках выгодна как с экономической, так и с практической точки зрения. Такой проект привлекателен для инвесторов за счёт высокой внутренней нормы доходности, а также способствует улучшению экологической обстановки в регионе, благодаря снижению доли факельного сжигания ПНГ на месторождении.
Использование попутного газа для выработки электрической мощности является перспективным направлением развития топливно-энергетического комплекса. Строительство электростанций на таком дешёвом топливе, как ПНГ, в северных и дальневосточных регионах поспособствует развитию промышленности и других сфер человеческой жизни.
- газовая турбина ГТЭ-65;
- котёл утилизатор Е-114/16-8,1/0,7-535/218-3,8;
- паровая турбина КТ-36/33-7,5/0,12;
- генератор газовой турбины ТФ-65;
- силовой трансформатор газовой турбины ТД-80000/220;
- генератор паровой турбины Т-50-2;
- силовой трансформатор паровой турбины ТРДЦН-63000/220.
Разработанная схема подготовки ПНГ и принципиальная схема блока ПГУ представлены на листах графической части 1 и 2.
Результатом теплового расчёта газовой турбины стал КПД ГТУ с учётов охлаждения лопаток первых ступеней 0,342 и расход топлива в камеру сгорания 4,365 м3/с.
Тепловой расчёт котла-утилизатора на расчётные параметры газов за ГТ завершился определением КПД КУ 0,899 и паропроизводительности контура высокого давления 102,75 и низкого давления 28,05 т/ч.
В ходе конструкторского расчёта были определены новые значения числа рядов секций в каждой из поверхностей нагрева и испарения. Результаты представлены в таблице 2.6.
Результатом укрупнённого расчёта паровой турбины стал внутренний относительный КПД 0,82 и внутренняя мощность турбины на расчётных параметрах 38,465 МВт.
Технико-экономические показатели для данной ПГУ:
- КПД ПГУ: 0,547;
- УРУТ: 0,225 кг/кВт • ч.
Расчёт выбросов оксидов азота и дымовой трубы показал, что приземная концентрация NOx не превышает допустимого значения в 0,084 мг/м3.
Также были определены показатели эффективности строительства на значения, определённые в ходе работы. В результате было получено значение чистого дисконтированного дохода (NPV) 5864,21 млн руб. и дисконтированный срок окупаемости 7,6 лет.
В конечном итоге получаем, что утилизация попутного газа в парогазовых установках выгодна как с экономической, так и с практической точки зрения. Такой проект привлекателен для инвесторов за счёт высокой внутренней нормы доходности, а также способствует улучшению экологической обстановки в регионе, благодаря снижению доли факельного сжигания ПНГ на месторождении.
Использование попутного газа для выработки электрической мощности является перспективным направлением развития топливно-энергетического комплекса. Строительство электростанций на таком дешёвом топливе, как ПНГ, в северных и дальневосточных регионах поспособствует развитию промышленности и других сфер человеческой жизни.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🖼 Скриншоты
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.