Тепловой расчет энергоблока ТЭЦ на базе ПТ-30-90/10 на различных режимах

 

 

 

 

 

 

 

 

Тепловой расчет энергоблока ТЭЦ на базе ПТ-30-90/10

на различных  режимах 

 

Аннотация

 

В выпускной квалификационной работе проведён расчёт принципиальной тепловой схемы электростанции на базе турбоустановки ПТ-30-90/10.

В результате расчета были определены:

- параметры пара в местах отбора турбины и в теплообменниках;

- расходы греющего  пара в регенеративных подогревателях  высокого и низкого давления, деаэраторах повышенного давления  и атмосферном;

- энергетические и экономические показатели турбоустановки и ТЭЦ:

Рассмотрены принципиальная тепловая схема и техническое  описание ТЭЦ на базе турбоустановки ПТ-30-90/10, описание подогревателя низкого давления ПН-130-16-9-I.

Произведен   поверочный   расчет   подогревателя   низкого   давления ПН-130-16-9-I.

Выпускная квалификационная работа занимает 105 страниц, в ней представлено 20 иллюстраций и 57 таблиц, для создания и оформления данной работы использовалось 12 литературных источников.

 

 

 

 

 

Содержание

 

1 Обзор научно-технической литературы

1.1 Концепция энергетической стратегии России

 

Главным содержанием  ЭС-2020 является проблематика оптимального обеспечения России топливом и энергией во взаимоувязке с прогнозом развития экономики страны. В то же время  ЭС-2020 представляет интерес для производственных и иных структур, поскольку позволяет оценить направления и масштабы взаимодействия топливно-энергетического комплекса (ТЭК) с отраслями экономики и промышленности, а также влияние энергетической составляющей на перспективную экономику производства. При численности населения России около 2,5% от всего населения Земли, страна располагает 45% потенциальных мировых запасов природного газа, 13% нефти, 23% угля и 14% урана, т.е. в целом почти 30% всего энергетического природного потенциала Планеты. Россия добывает и производит более 10% всех первичных энергоресурсов в мире.

Тепловая энергетика развивается по нескольким взаимно связанным направлениям:

- укрупнение энергетических установок и электростанций;

- повышение экономичности преобразования тепла топлива в электроэнергию, которое достигалось путем совершенствования термодинамических циклов, схем установок и оборудования;

- применение комбинированного производства электроэнергии и тепла.

- средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 1999 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг.у.т./Гкал.

По отдельным электростанциям  эти показатели изменяются в значительных пределах:

- на электроэнергию: от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской РЭС;

- на теплоэнергию: от 123,6 кг.у.т./Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг.у.т./Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока).

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ.

Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, привело  к тому, что в настоящее время  сложилась устойчивая тенденция  сооружения промышленными предприятиями  собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ.

За 1990-1999 г.г. при общем  снижении отпуска тепла от ТЭЦ  на 252 млн. Гкал (34 %) отпуск тепла от собственных  источников теплоснабжения предприятий (как правило, от котельных) возрос на 52 млн. Гкал.

Выработка электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу с 1990 г. удерживается на достаточно высоком уровне – 40 %. В 1999 г. 59 крупных ТЭЦ увеличили выработку электроэнергии по конденсационному циклу. По итогам 11 месяцев 2000 г. таких ТЭЦ отмечено 46.

Около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. При вводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты.

Для повышения конкурентоспособности  ТЭЦ на рынке тепловой энергии  с 1996 в отрасли был введен метод разделения затрат топлива, в соответствии с которым эффект от теплофикации относился на оба вида энергии.  

Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения  затрат топлива на ТЭЦ оказались  недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было.  

Влияние перечисленных причин оказалось сопоставимым с полученным снижением удельных расходов топлива на отпускаемую от ТЭЦ тепловую энергию. В результате продолжилось сокращение потребления тепловой энергии промышленными предприятиями. За 1996-1999 г. отпуск теплоэнергии из производственных отборов турбоагрегатов уменьшился на 28 млн. Гкал (14%).

В настоящее время  по экспертным оценкам ежегодный  прирост тепловых нагрузок ТЭЦ будет  происходить объеме 3 % в год.

Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей.

Надежное, полнообъемное  энергообеспечение потребителей, эффективность  энергопроизводства предопределяется состоянием основных производственных фондов.

Учитывая, что основной ввод энергетических мощностей был  осуществлен в 1960-70 г.г., в последние  годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей.

Степень физического  износа оборудования характеризуется  составом оборудования ТЭС по возрастным группам на 01.01.2000 г.: от 5 до 20 лет –35%; от 20 до 30 лет-35 %; от 30 до 50 лет-30 %.

Срок эксплуатации основного  оборудования ТЭС является важнейшим  фактором, характеризующим техническое  состояние основного оборудования, а значит и степень актуальности техперевооружения ТЭС.

Имеющийся задел научно-исследовательских, конструкторских, проектных работ, выполненных с участием заводов-изготовителей, позволяет ставить вопрос о техперевооружения  ТЭС на базе новых технологических  процессов и современного энергетического оборудования, более совершенного в конструктивном исполнении.

Большое количество тепловых электростанций (311), многообразие типоразмеров основного оборудования (по единичным  мощностям, параметрам пара, энергетическому  назначению, виду топлива): 2418 энергетических котлов, 1411 паровых турбин, 725 водогрейных котлов – определили необходимость анализа состояния и путей совершенствования производства тепловой энергии по следующим критериям:

1) Основным фактором, определяющим необходимость техперевооружения ТЭС, следует считать ресурсные условия, которые характеризуют состояние физического износа, степень промышленной безопасности и надежности оборудования, а также дают представление о моральном износе и уровне технических показателей оборудования.

2) Критерием, определяющим необходимость техперевооружения основного оборудования ТЭС, принят срок отработки паркового ресурса паровой турбины.

3) Техперевооружение  основного оборудования ТЭС рассматривается  с позиции повышения технического  уровня в целом энергоблока – энергоустановки по двум направлениям:

- замена действующего  выбывающего энергоблока (энергоустановки)  на основе внедрения передовой  техники и технологий, что рассматривается  как стратегическое обновление  всего парка энергооборудования; 
- замена действующего энергоблока (энергоустановки) на модернизированное паросиловое оборудование, более совершенное в конструктивном исполнении.

4) Практически, в реальных  условиях на ТЭС имеют место  и другие мероприятия по основному  оборудованию, относящиеся к частичному повышению эффективности энергоблоков, которые позволяют при минимальных затратах добиться существенных улучшений технико-экономических показателей (КПД на 1,2 %, увеличение тепловой нагрузки до 15%).

1.2 Газотурбинные и  парогазовые технологии

1.2.1 Газотурбинные технологии

В газотурбинных установках (ГТУ) преобразуется теплота газов  в кинетическую энергию вращения ротора турбины. В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутреннего сгорания, а при очень высоких температурах рабочего газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности.

Современные газовые  турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов. Выпускаемые в настоящее время газотурбинные электростанции (ГТЭС) мощностью 1-25 МВт способны давать тепло и электричество небольшим городам, районам, посёлкам и промышленным предприятиям. Работать они могут как автономно, так и параллельно с другими источниками питания или централизованной энергосистемой.

Газотурбинные электростанции небольшой мощности представляют собой стационарные установки блочно-контейнерного типа. При необходимости они могут дополняться дожимающим компрессором, утилизационным теплообменником, установкой подготовки топливного газа. При отсутствии внешнего источника для запуска газотурбинная электростанция может дополняться дизельным двигателем.

 

Газотурбинные электростанции обладают следующими несомненными преимуществами:

- высокая надёжность, показатель наработки до капитального ремонта составляет 25-35 тыс. часов, ресурс основных узлов – до 100 тыс. часов;

- КПД до 88% достигается не только за счёт высокого КПД установки (до 36,4%), но и за счёт утилизации тепла уходящих газов;

- экономичность установок, короткий срок окупаемости (1-3,5 года) при небольшом сроке строительства;

- коэффициент технической готовности достигает 0,99;

- автоматическая система управления и широкая диагностика технического состояния, простота в управлении, минимальная численность обслуживающего персонала;

- высокие экологические показатели: удельные выбросы NО_х в пределах 50-150 мг/нм³, CO не более 300 мг/нм³ и уровень шума не более 80 децибел.

Развитие мировой энергетики в последние десять лет уже  немыслимо без газотурбинных  технологий. В России за это время  было установлено около 200 газотурбинных электростанций. По прогнозам аналитиков, в последующие десять лет доля газотурбинных электростанций в общем объёме энергопроизводства должна увеличиться почти в 10 раз. Этот новый сегмент рынка энергомашиностроения в России осваивают 13 авиамоторных заводов и более 20 машиностроительных предприятий.

ОАО "Газпром" в середине 90-х годов был единственным в  России инвестором производства газотурбинного оборудования. Российскими лидерами в производстве ГТЭС являются два крупнейших авиамоторных завода - "Рыбинские моторы" и "Пермские моторы". Отметим, что для развития производства ГТУ крайне важна реализация законодательных инициатив, способствующих развитию инвестиций в производство и строительство.

Основные преимущества газотурбинных установок:

- низкая себестоимость вырабатываемой электроэнергии, возможность конкурировать с едиными энергосетями;

- высокий КПД до 88%;

- высокие экологические показатели.

Основные недостатки газотурбинных установок:

- крайне высокая начальная стоимость установки;

- нерешенность проблемы продажи излишков электроэнергии в единые энергосети;

- низкая эффективность при отсутствии магистрального газа.

1.2.2 Парогазовые технологии

Назначение, основные функциональные показатели

Технология производства электрической и тепловой энергии на базе использования природного газа включает создание и освоение парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ) с применением высокотемпературных газовых турбин большой, средней и малой мощности, в том числе реконструированных авиационных турбин.

Сооружение установок  комбинированного цикла, или ПГУ (парогазовых  установок) является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики  в последние два десятилетия. Комбинация цикла Брайтона на базе ГТУ и цикла Ренкина на базе паротурбинной установки обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности комбинированной установки. При этом две трети мощности комбинированной установки приходится на ГТУ.