Помощь студентам в учебе
Проект гибридной ПГУ-КЭС 1000 МВт на бородинском угле
|
Введение
1 Обоснование технического решения 8
1.1 Общие положения 8
1.2 Разработка ПТС гибридной ПГУ 10
2 Расчет газификатора твердого топлива 12
3 Расчетная часть 23
3.1 Тепловой расчет ГТУ 23
3.1.1 Определение параметров процесса сжатия воздуха в компрессоре 24
3.1.2 Определение параметров газа после камеры сгорания 27
3.1.3 Определение параметров процесса расширения газа в турбине 31
3.1.4 Учет охлаждения турбины ГТУ 37
3.2 Расчет дожимного компрессора 40
3.3 Расчет трехконтурного котла-утилизатора 41
3.3.1 Исходные данные 41
3.3.2 Тепловой расчет котла-утилизатора 41
3.3.3 Конструкторский расчет котла-утилизатора 52
3.4 Укрупненный расчет паровой турбины 67
3.5 Конструкторский расчет воздушного котла 74
3.6 Расчет технико-экономических показателей работы ПГУ 84
4 Экономическая часть 86
4.1 Определение ежегодных издержек 86
4.2 Расчёт затрат на топливо 86
4.3 Расходы на оплату труда 87
4.4 Амортизационные отчисления 87
4.5 Расходы на ремонт основных средств 88
4.6 Прочие расходы 88
4.7 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии 89
4.8 Расчёт показателей эффективности проекта 89
4.9 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности .. 92
5 Общая часть 94
5.1 Генеральный план 94
5.2 Компоновка главного корпуса 95
6 Экологическая часть 96
6.1 Общие положения 96
6.2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду 97
6.3 Уменьшение токсичности отработавших газов и шумности ГТУ 97
6.4 Расчет выбросов вредных веществ 99
Заключение 102
Список сокращений 103
Список использованных источников 104
1 Обоснование технического решения 8
1.1 Общие положения 8
1.2 Разработка ПТС гибридной ПГУ 10
2 Расчет газификатора твердого топлива 12
3 Расчетная часть 23
3.1 Тепловой расчет ГТУ 23
3.1.1 Определение параметров процесса сжатия воздуха в компрессоре 24
3.1.2 Определение параметров газа после камеры сгорания 27
3.1.3 Определение параметров процесса расширения газа в турбине 31
3.1.4 Учет охлаждения турбины ГТУ 37
3.2 Расчет дожимного компрессора 40
3.3 Расчет трехконтурного котла-утилизатора 41
3.3.1 Исходные данные 41
3.3.2 Тепловой расчет котла-утилизатора 41
3.3.3 Конструкторский расчет котла-утилизатора 52
3.4 Укрупненный расчет паровой турбины 67
3.5 Конструкторский расчет воздушного котла 74
3.6 Расчет технико-экономических показателей работы ПГУ 84
4 Экономическая часть 86
4.1 Определение ежегодных издержек 86
4.2 Расчёт затрат на топливо 86
4.3 Расходы на оплату труда 87
4.4 Амортизационные отчисления 87
4.5 Расходы на ремонт основных средств 88
4.6 Прочие расходы 88
4.7 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии 89
4.8 Расчёт показателей эффективности проекта 89
4.9 Оценка инвестиционного риска методом анализа чувствительности .. 92
5 Общая часть 94
5.1 Генеральный план 94
5.2 Компоновка главного корпуса 95
6 Экологическая часть 96
6.1 Общие положения 96
6.2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду 97
6.3 Уменьшение токсичности отработавших газов и шумности ГТУ 97
6.4 Расчет выбросов вредных веществ 99
Заключение 102
Список сокращений 103
Список использованных источников 104
Промышленное развитие энергетики началось с создания системы переменного тока (1886 г.), соответствующего оборудования для генерации электрической энергии, трансформации напряжения и переноса электроэнергии на значительные расстояния. Параллельно строились тепловые и гидравлические станции для производства электроэнергии. Сегодня та ТЭС подавляющее большинство генераторов электрического тока имеет турбинный привод. Паросиловые установки с паровыми турбинами производят до 80 % электроэнергии в Российской Федерации.
В конце XIX в. Густав Лаваль (Швеция) и Чарльз Парсонс (Англия) создали первые промышленные паровые турбины. Постоянно совершенствуя, их применяют и до настоящего времени, повышая параметры пара и единичную мощность паросиловых установок.
В начале XX в. были построены первые газотурбинные установки (ГТУ) П.Д. Кузьминским (в России), Штольце в Германии, Арменго и Лемалем во Франции. В 1939 г. швейцарская фирма «Браун-Бовери» создала первую энергетическую ГТУ, испытанную А. Стодолой.
Термодинамический цикл Ренкина - основа технологического процесса паротурбинных установок ТЭС. В начале XX века передовые установки этого типа работали с начальными параметрами пара 9 МПа и 535 °С, средняя температура подвода теплоты в цикл, эквивалентный циклу Карно, составляла 317 °С. В настоящее время большинство паросиловых установок имеют начальные параметры пара 24 МПа, 540 °С с промежуточным перегревом при 540 °С, а средняя температура подвода теплоты в цикл не превышает 400 °С. Невысокий темп роста этой температуры (70 °С за столетие) связан с технологическими сложностями и повышенными требованиями к конструкционным материалам при изготовлении котельного и турбинного оборудования, особенностями использования рабочего тела (водяного пара). Необходимо отметить, что для пара сравнительно просто решается задача снижения его средней температуры при отводе теплоты из цикла при соответствующей температуре циркуляционной воды.
Применение газа в газотурбинных энергетических установках (ГТУ) существенно упрощает задачу повышения средней температуры рабочего тела при подводе теплоты в цикле Брайтона. Вместе с тем значительно сложнее снизить температуру газа при отводе теплоты из цикла, которая имеет тенденцию к увеличению.
В истории энергетики можно заметить своеобразное «соревнование» между паровыми и газовыми установками и их термодинамическими циклами. Отсутствие соответствующих технологий в прошлом не позволяло использовать продукты сгорания в качестве рабочего тела, и водяной пар применялся как промежуточное рабочее тело. Параллельное развитие газовых и паровых циклов, однако, не привело к их антагонизму. Напротив, наметилась тенденция максимально использовать их положительные свойства, создав комбинированную парогазовую установку. В ней теплота выходных газов ГТУ используется почти полностью в нижней паровой части объединенного цикла Брайтона-Ренкина, что значительно повышает экономичность ПГУ.
Опытные парогазовые установки появились в начале XX в. Их создание связано с именами П. Д. Кузьминского (Россия), Хольцварта, Шюле (Германия), А. Н. Ложкина (ЦКТИ, Россия) и специалистами фирмы «Браун- Бовери» (Швейцария).
В 60-х годах XX в. начался бурный рост и практическое осуществление целого ряда парогазовых установок (фирмы General Electric и Westinghaus, США, ABB, Швейцария-Швеция, Siemens, Германия, Alstrom, Великобритания и др.) Мощность парогазовых установок составляет от 5 до 700 МВт при КПД производства электроэнергии в конденсационном режиме 50-60 %. Это единственные конденсационные ТЭС с такими высокими энергетическими показателями.
В конце XIX в. Густав Лаваль (Швеция) и Чарльз Парсонс (Англия) создали первые промышленные паровые турбины. Постоянно совершенствуя, их применяют и до настоящего времени, повышая параметры пара и единичную мощность паросиловых установок.
В начале XX в. были построены первые газотурбинные установки (ГТУ) П.Д. Кузьминским (в России), Штольце в Германии, Арменго и Лемалем во Франции. В 1939 г. швейцарская фирма «Браун-Бовери» создала первую энергетическую ГТУ, испытанную А. Стодолой.
Термодинамический цикл Ренкина - основа технологического процесса паротурбинных установок ТЭС. В начале XX века передовые установки этого типа работали с начальными параметрами пара 9 МПа и 535 °С, средняя температура подвода теплоты в цикл, эквивалентный циклу Карно, составляла 317 °С. В настоящее время большинство паросиловых установок имеют начальные параметры пара 24 МПа, 540 °С с промежуточным перегревом при 540 °С, а средняя температура подвода теплоты в цикл не превышает 400 °С. Невысокий темп роста этой температуры (70 °С за столетие) связан с технологическими сложностями и повышенными требованиями к конструкционным материалам при изготовлении котельного и турбинного оборудования, особенностями использования рабочего тела (водяного пара). Необходимо отметить, что для пара сравнительно просто решается задача снижения его средней температуры при отводе теплоты из цикла при соответствующей температуре циркуляционной воды.
Применение газа в газотурбинных энергетических установках (ГТУ) существенно упрощает задачу повышения средней температуры рабочего тела при подводе теплоты в цикле Брайтона. Вместе с тем значительно сложнее снизить температуру газа при отводе теплоты из цикла, которая имеет тенденцию к увеличению.
В истории энергетики можно заметить своеобразное «соревнование» между паровыми и газовыми установками и их термодинамическими циклами. Отсутствие соответствующих технологий в прошлом не позволяло использовать продукты сгорания в качестве рабочего тела, и водяной пар применялся как промежуточное рабочее тело. Параллельное развитие газовых и паровых циклов, однако, не привело к их антагонизму. Напротив, наметилась тенденция максимально использовать их положительные свойства, создав комбинированную парогазовую установку. В ней теплота выходных газов ГТУ используется почти полностью в нижней паровой части объединенного цикла Брайтона-Ренкина, что значительно повышает экономичность ПГУ.
Опытные парогазовые установки появились в начале XX в. Их создание связано с именами П. Д. Кузьминского (Россия), Хольцварта, Шюле (Германия), А. Н. Ложкина (ЦКТИ, Россия) и специалистами фирмы «Браун- Бовери» (Швейцария).
В 60-х годах XX в. начался бурный рост и практическое осуществление целого ряда парогазовых установок (фирмы General Electric и Westinghaus, США, ABB, Швейцария-Швеция, Siemens, Германия, Alstrom, Великобритания и др.) Мощность парогазовых установок составляет от 5 до 700 МВт при КПД производства электроэнергии в конденсационном режиме 50-60 %. Это единственные конденсационные ТЭС с такими высокими энергетическими показателями.
В рамках данной выпускной квалификационной работы был выполнен расчет ПГУ-КЭС мощностью 1000 МВт с установкой парогазовой установки с внутрицикловой газификацией, в которую входят: газовая турбина M701F4, котел-утилизатор П-132, паровая турбина SST-3000, газогенератор и воздушный котел. В качестве топлива используется бурый уголь бородинского месторождения.
В проекте произведен тепловой расчет газогенератора и ГТУ, расчет тепловой схемы с трехконтурным котлом - утилизатором, укрупненный расчет проточной части паровой турбины, В результате которых определены технико¬экономические показатели двух энергоблоков.
Определены габаритные размеры котла-утилизатора и воздушного котла, произведен выбор вспомогательного оборудования, рассчитаны выбросы в атмосферу.
Экономическая часть проекта содержит расчёт себестоимости единиц электроэнергии проектируемой ПГУ-КЭС. Произведён расчёт срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 9 лет и 5 месяцев.
По окончанию расчетов выполнены чертежи: принципиальная тепловая схема блока, генеральный план, разрез главного корпуса, принципиальная схема газификации, газификатор, продольный разрез котла-утилизатора, газотурбинной установки и паровой турбины . Чертежи выполнены на формате А1.
В проекте произведен тепловой расчет газогенератора и ГТУ, расчет тепловой схемы с трехконтурным котлом - утилизатором, укрупненный расчет проточной части паровой турбины, В результате которых определены технико¬экономические показатели двух энергоблоков.
Определены габаритные размеры котла-утилизатора и воздушного котла, произведен выбор вспомогательного оборудования, рассчитаны выбросы в атмосферу.
Экономическая часть проекта содержит расчёт себестоимости единиц электроэнергии проектируемой ПГУ-КЭС. Произведён расчёт срока окупаемости предлагаемого проекта, который составляет 9 лет и 5 месяцев.
По окончанию расчетов выполнены чертежи: принципиальная тепловая схема блока, генеральный план, разрез главного корпуса, принципиальная схема газификации, газификатор, продольный разрез котла-утилизатора, газотурбинной установки и паровой турбины . Чертежи выполнены на формате А1.