курсач. Модернизация серийной электростанции паэс 2500 с установкой турбодетандера
 Скачать 1.44 Mb.
|
|
Модернизация серийной электростанции ПАЭС 2500 с установкой турбодетандера Содержание Сокращения Введение 1. Аналитическая часть 1.1 Анализ задачи по уменьшению затрат на собственные нужды 1.2 Разработка газокомпрессорной станции 1.3 Разработка ГТУ 1.4 Разработка системы электроснабжения на собственные нужды 1.5 Разработка трансформаторной подстанции, выбор трансформатора 1.5.1 Состав и устройство трансформатора ТМГ-1600 1.6 Разработка системы электроснабжения, выбор проводников 1.7 Разработка систем защиты электроприемников. Выбор аппаратов защиты 1.8 Разработка газораспределительной станции 2. Исследовательская часть 2.1 Выбор и расчет турбодетандера 2.2 Разработка турбодетандера 2.3 Разработка модернизации электросхемы распределительного устройства Заключение Список литературы Приложения Сокращения ГРП – газораспределительный пункт; ГРС – газораспределительная станция; ГВС – горячее водоснабжение; ГТУ – газотурбинная установка; ДГА - детандер-генераторный агрегат; ПГУ – парогазовая установка; ТЭЦ – теплоэнергцентраль; ПАЭС - передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция; Введение Энергетика в жизни современного общества играет главенствующую, образующую роль. История развития человечества может рассматриваться через призму развития энергетики. Интересен "спектр" такой "призмы": в XV в. средневековый человек энергии (в доступных для тех технологий формах) потреблял приблизительно в 10 раз больше, чем первобытный человек; человек современный потребляет в 100 раз больше энергии, чем первобытный человек, и живет в 4 раза дольше. Наиболее удобная для потребления, транспортировки, преобразования энергия – электрическая. потребление энергии на душу населения во многом определяет уровень жизни конкретной страны, общества на каком либо участке социально-культурного развития. В таких высокоразвитых индустриальных странах как США, Канада, Норвегия на душу населения приходится сейчас 10—14 т у.т/год, в Бангладеш, Мали, Чад – чуть более 0,3—0,4 т у.т/год. Наиболее широкое распространение получила генерация электроэнергии на различных тепловых электростанциях (78% в 2001 г.). Улучшение технико-экономических параметров генерирующих мощностей, повышение коэффициента полезного действия, снижения расходов на собственные нужды – задача, требующая эффективного решения. Газ как топливо имеет ряд преимуществ: добыча, транспортировка, автоматизация технологических процессов, выбросы в атмосферу – во всех этих процессах природный газ предпочтительней жидкого или твердого топлива. Особенно привлекателен газ в энергетике для газотурбинных установок. Расходы электроэнергии на собственные нужды не высокий - 1,5-2% (для паровых турбин конденсационно типа на газо-мазутном топливе – 3-5%), есть возможности для утилизации тепла выхлопа газотурбинной установки (ГТУ). Утилизация возможна как в паровом котле – котле-утилизаторе (энергоблоки типа паро-газовые установки (ПГУ)), так и в самом простом случае – котел-теплообменник для отопления, горячего водоснабжения (ГВС) жилого фонда. Следует отметить, что утилизация тепла уходящих газов газовой турбины в виде производства перегретого пара – рабочего тела паровой турбины, стало возможным при высокотемпературном выхлопе. Проточная часть ГТУ, лопатки турбины и другие узлы смогли нести столь высокие тепловые и механические нагрузки (температуры уходящих газов до 570 ОС; давление на входе в проточную часть до 35 кгС/см 2 ) благодаря развитию турбостроения в последние 20 лет. Если взять отдельно кпд ГТУ - до 28-30%; котел и паровая турбина – до 35%; совместная энергетическая установка: ГТУ, котел-утилизатор, паровая турбина – до 55-57%. ГТУ получили широкое распространение в газотранспортной системе на газокомпрессорных станциях в качестве привода для нагнетателей. Потребление электроэнергии на собственные нужд газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственные нужды составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4—0,9%, для агрегатов меньшей мощности–до 2%. К функциональным особенностям нагнетателя можно отнести: . большая производительность при относительно небольших габаритных размерах; . равномерность подачи газа; . уравновешенность движущихся частей, вследствие чего не необходимости в гашении вибрации путем сооружения массивных фундаментов; . имеется полная возможность автоматизации управления агрегатом. Стоимость транспортировки газа при электроприводе нагнетателей больше в 6 раз, чем при использовании газотурбинных установках. Рабочее тело в ГТУ – продукты горения газа и избыточный воздух – охлаждение проточной части. Сгорая природный газ образует температуру 1600-1800 градусов, поэтому коэффициент избытка воздуха при работе ГТУ в 10 раз выше коэффициента избытка воздуха для паровых котлов. Отработанное рабочее тело направляется для дальнейшей тепловой утилизации и затем удаляется в атмосферу. Потребители электроэнергии на газокомпрессорных станциях относятся к первой категории с источником гарантированной электроэнергии. Рис. 1.1. Внешний вид ГТУ. В последнее время в газораспределительной системе получила технология использование потенциальной энергии природного газа высокого давления магистральных газопроводов. Перед потребителем газа необходимо снизить давление. Это происходит на газораспределительных станциях, газораспределительных пунктах. С применением детандер-генераторов (ДГА) понижение давления газа происходит с производством электроэнергии. Причем газ, рабочее тело, отдает потенциальную энергию – давление, а не сгорает. Первый в России детандер-генераторный комплекс мощностью 10 МВт, состоящий из 2-х детандер-генераторных агрегатов ДГА-5000, введен в эксплуатацию в 1994 г. на ТЭЦ-21 "Мосэнерго". Их поставщик - ОАО "Криокор". Подобные агрегаты работают сегодня на Среднеуральской ГРЭС в России (поставщик ОАО "ТМЗ"), на Лукомльской ГРЭС в Беларуси (поставщик - ОАО "Криокор"), на Днепропетровской ГРС-7 в Украине (поставщик "Союзтурбогаз"). В ближайшее время вводятся в эксплуатацию два агрегата на Рязанской ГРЭС (поставщик - ОАО "Криокор") и один в ОАО "Сода, г. Стерлитамак, Башкирия (поставщик – ОАО "Калужский турбинный завод" – ООО "ТурбоДЭн"). Рис. 1.2. Внешний вид турбодетандера. Срок окупаемости проектов - от 3 до 5 лет. По разным оценкам ресурс внедрения ДГ-технологии России и СНГ оценивается в 5000-8000 МВт. Широкое внедрение в практику турбодетандеров в Российской энергосистеме несколько тормозится. Это происходит по ряду причин. Небольшие потребители газа, котельные не имеют достаточно квалифицированных кадров, специалистов по эксплуатации турбин. Крупные потребители газа, электростанции, не заинтересованы ввиду малых объемов вырабатываемой энергии, до 1% от установленной мощности электростанций. Очевидно, что законодательная база для технологических инноваций в этой области отстает от реалий сегодняшнего дня. Остается надеяться, что принятый сравнительно недавно Федеральный закон "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности..." создаст необходимые предпосылки для широкого использования энерго- и ресурсосберегающих технологий и будет способствовать внедрению турбодетандеров на газопотребляющих предприятиях различного назначения, мощности и собственности. В настоящей работе на примере газокомпрессорной станции с двумя газотурбинным установками (ГТУ) типа ГТК-25 и энергетической установке передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция (ПАЭС-2500 - авиационный ГТД с приводом на генератор собственных нужд газокомпрессорной станции) рассмотрена установка турбодетандера параллельно существующей газораспределительной станции (ГРС). Наличие потребителя природного газа вблизи компрессорной станции обуславливает возможность внедрения турбодетандеров в схему редуцирования пониженного давления газа на нужды поселка. Вырабатываемая электроэнергия турбодетандером рассматривается в качестве дополнительного источника питания для собственных нужд газокомпрессорной станции. 1. Аналитическая часть 1.1 Анализ задачи по уменьшению затрат на собственные нужды Газ как топливо в энергетике занимает важнейшее место не только в топливно-энергетическом балансе России, но и в мировом масштабе. Добыча, транспортировка газа представляет собой сложнейший комплекс технических, экологических, социальных, экологических задач. Потребление электроэнергии на собственные нужды газотурбинными установками (ГТУ) зависит от их мощности и режима работы. Для агрегатов мощностью более 25 МВт расход на собственных нужд составляет при работе в базисной части графика нагрузки 0,4—0,9%, а при покрытии пиков 0,6—1,7%. Потребление газа растет, в поисках новых месторождений приходиться осваивать все более сложные территории и акватории; инфраструктура отрасли требует вложений не столько материальных (что вполне объяснимо), сколько интеллектуальных ресурсов. При этом одна из важнейших задач - уменьшение затрат на добычу, транспортировку, подготовку этого вида топлива. Рассматриваемые в работе собственные нужды включают в себя не только собственные нужды электроэнергии на технологические процессы ГТУ, но и на технологические нужды самой газокомпрессорной станции. Газ транспортируется по трубопроводной системе. Газокомпрессорные станции повышают давление газа. Нагнетатель совершает работу, часть которой идет на повышение внутренней энергии газа – его температуры и давления. Повышение давления газа – необходимое условие для дальнейшей транспортировки газа. Повышение температуры сжимаемого газа – явление для технологической цепи не нужное. Температура газа после сжатия может быть оценена по следующей формуле: [1.1] Где Та, Тb – температуры газа до и после нагнетания, корень четвертой степени из числа πk– показатель степени сжатия. Рост температуры при этом процессе не может быть высоким, но это тепло необходимо удалить. Наибольшее потребление электроэнергии на газокомпрессорных станциях приходиться на систему охлаждения сжимаемого газа. При этом привод нагнетателей – газотурбинная установка. Если привод нагнетателя электрический – это в несколько раз увеличивает расходы на собственные нужды. Таким образом, снизить расходы на собственные нужды газокомпрессорной станции можно 2-мя путями: . Рационализировать сам процесс теплообмена между газом и воздухом, в том числе утилизировать технологическое тепло; . Использовать технические условия данного узла магистральной газотранспортной сети для генерации дополнительной электроэнергии. Утилизация технологического тепла с производством тепловой, электрической энергии либо с производством холода в современной энергетике на сегодняшний день представлена в когенерационных и тригенерационных установках. При нагнетании газа нет редуцирования высоких температур, привлекательных с точки зрения коммерческого производства электрической энергии. Расположение газокомпрессорной станции вблизи крупных потребителей газа (крупных городов, электростанций, предприятий металлургии) имеет привлекательную особенность в том, что возможно производство электроэнергии турбодетандерными установками, работающими параллельно существующих ГРС. Таким образом, представляется возможным сконструировать следующую модель: газотурбинная установка (ГТУ) в качестве привода нагнетателей газокомпрессорной станции выдают высокотемпературный выхлоп, тепловая энергия которого впоследствии утилизируется в теплообменниках подогрева газа перед турбодетандерной установкой. Что в свою очередь, существенно повышает КПД турбодетандера. Очевидно, расход газа через газораспределительной станции (ГРС) существенно влияет на электрическую мощность турбодетандера. В существующей схеме электроснабжения собственных нужд турбодетандер работает параллельно газотурбинного двигателя (ГТД) генератора собственных нужд. В настоящей работе произведем расчет такой установки. 1.2 Разработка газокомпрессорной станции Задачи, решаемые газокомпрессорными станциями – поддержание необходимого давления в магистральном газопроводе, очистка, охлаждение после сжатия, осушка, одоризация газа. Рис. 1.3. Схема газокомпрессорной станции. 1 – газопровод магистрального газа; 3 – шунтирующий газопровод-байпас; 4,7 – фильтры-пылеуловители, конденсат-сборники на входе и выходе газокомпрессорной станции; 5 – нагнетатели. Газокомпрессорные станции представляют собой комплекс сооружений, включающий объекты: компрессорный цех, содержащий установки для компримирования газа, установки пылеуловителей, попутной очистки газа от вредных примесей, установки охлаждения газа. Газ из магистрального газопровода через входной газопровод компрессорной станции подаётся во входной коллектор пылеуловителей. После пылеуловителей через выходной коллектор газ поступает на приём группы нагнетателей. Газ после последовательного сжатия в нагнетателях поступает на автоматическое воздушное охлаждение. А затем по выкидной нитке газ поступает в магистральный газопровод. Задвижка разделяет магистральный газопровод; по одну сторону задвижки газ низкого, а по другую высокого давления. Рабочее состояние задвижки "закрыто". Она нужна для того, чтобы при неисправностях газ не поступал на компрессорную станцию. Таким образом, даже при не работающей компрессорной станции подача газа по магистральному газопроводу не прекращается. Входное давление 5,6 МПа; расход 80 тыс. м 3 /ч. 1.3 Разработка ГТУ Общий вид газотурбинной установки типа газотурбинная установка ГТУ-2.5П электростанции ПАЭС-2500 мощностью 2500кВт приведен на рисунке 1.4. Турбины — осевые, двухступенчатые. Диски турбин выполнены из нержавеющей стали с высоким содержанием хрома; крепятся центральным стяжным болтом с конической головкой. Рабочие лопатки турбин, выполненные из сплава нимоник 80А, закреплены в осевых пазах дисков елочного профиля. Входной патрубок 14 (рис. 1.4) турбины высокого давления, корпус турбины высокого давления, промежуточная часть 19, корпус турбины низкого давления и выходная часть объединены в единый корпус. Входной патрубок двухстенный. Внутренняя часть патрубка — жаропрочная вставка, состоит из входной и кольцевой цилиндрических частей. Корпус турбины высокого давления двухстенный. Наружная (силовая) часть выполнена из малоуглеродистой стали. Все газопроводы и корпуса от камеры сгорания до выхода выполнены двухстенными. В установке применено воздушное охлаждение. Расход охлаждающего воздуха составляет 1,5% от расхода воздуха на установку. Воздух на охлаждение турбин отбирается из компрессора в трех точках: за восьмой ступенью для охлаждения входного патрубка турбины высокого давления, за второй ступенью (через полый промежуточный вал, соединяющий роторы компрессора и турбины) и из напорного патрубка для охлаждения дисков турбины высокого давления. В результате эффективного воздушного охлаждения роторы и корпуса турбин имеют температуру ниже, чем температура газового потока, температура наружного корпуса турбины не превышает 478 К. Рис. 1.4 Общий вид газотурбинной установки 1 - входной патрубок; 2 - компрессор; 3 - отвод воздуха в камеру сгорания; 4 - турбина высокого давления; 5 - турбина низкого давления; 6 - выход газа; 7-регулятор; 8 - редуктор; 9 - рама; 10 - пусковой электродвигатель, 11 - форсунка; 12 - вход воздуха в камеру сгорания; 13 - камера сгорания Рис. 1.5. Компоновка газотурбинной установки на газокомпрессорной станции: 1 - выходная труба, 2 - маслоохладитель (воздушный); 3 - маслопровод; 4 - выходной трубопровод; 5 - нагнетатель; 6 - турбина; 7 - компрессор; 8 - впускной трубопровод; 9 – жалюзи для входа воздуха; 10 - воздухопровод; 11 - воздушный фильтр. Таблица 1.1 Основная техническая характеристика электростанции ПАЭС-2500 Мощность электростанции, кВт 2500 Тип двигателя Авиа турбина ДЗОЭУ-1 Тип генератора СГС-14-100-У2 Частота вращения вала силовой турбины, об/мин. 5500 Частота вращения выходного вала редуктора привода генератора, об/мин 1000/3000 Род тока Переменный, трехфазный Частота тока номинальная, Гц 50 Напряжение номинальное, В 10500;6300 КПД электрический, % 2140 Расход топлива, нм3/ч 1250 Расход масла, кг/ч 0,5 Масло для ГТД МС-8П ОСТ 38.01163-78 Температура газа на входе в турбину газогенератора, °С 650 Температура продуктов сгорания на выпуске, °С 375 Степень повышения давления в компрессоре 6,0 Расход воздуха, кг/с 24,4 Время пуска и принятия полной нагрузки, с 3 Степень автоматизации 3 ГОСТ 14228 Давление топливного газа на входе в двигатель, МПа 1,1±0,1 Уровень звуковой мощности, дБА 80 Эмиссия NOx при 15 % О2, мг/м3, не более 50 Ресурс ГТД до капремонта, ч 25000 Ресурс ГТД до списания, ч 40000 Габаритные размеры блок-контейнера, мм 12 000x2500x3750 Масса электростанции в блок-контейнере, кг 30 000 Газотурбинная установка приводит в движение генератор, который вырабатывает электроэнергию собственных нужд газокомпрессорной станции. Основной потребитель электроэнергии – установка охлаждения газа. Температура газа после нагнетателя значительно повышается. Излишек приращения внутренней энергии газа в виде температуры необходимо убрать. Этот процесс состоит в охлаждении газа в теплообменнике. Теплообмен происходит между окружающим воздухом и газом, съем тепла газа реализован с помощью работы вентиляторов. Электропривод вентиляторов – двигатели АИР250S8, мощность 24 кВт, 750 об/мин., Iн/Iп=6; η=0,925; cosφ=0,78. Часть вырабатываемой электроэнергии уходит на собственные нужды ПАЭС. Представляется очевидным, что потребители электроэнергии газокомпрессорной станции относятся к потребителям 1-й категории. Вследствие этого необходимо иметь 2 независимых источника электроэнергии. В действующей схеме этот подход реализован в виде электроснабжения от системы и электроснабжения от собственной ГТУ. В нормальном режиме работает ГТУ собственных нужд, в аварийном режиме газокомпрессорная станция получает электроснабжение от системы. |