Диплом. Проектування парогазової установки для промислового району міста
 Скачать 3.92 Mb.
|
|
Анотація Бакалаврська кваліфікаційна робота, темою якої є “Проектування парогазової установки для промислового району міста” складається з певних розділів, які поступово висвітлюють вище сказану тему. Першим розділом є загальна характеристика станції, у якому вказується основне енергетичне обладнання. У наступному розділі іде розрахунок теплової схеми ПГУ, тобто парової турбіни, газової турбіни, деаератора. У розділі розрахунок котла-утилізатора знаходяться температури і ентальпії відпрацьованих газів, а у другій частині – площі поверхонь нагріву. У економічній частині з трьох котлів-утилізаторів, які можуть бути вста-новлені на станції потужність 45МВт за допомогою теорії ймовірності прово-диться вибір найоптимальнішого (з економічної точки зору) котла-утилізатора для роботи на цій станції. Далі йде розділ охорони праці, в якому вказується міри безпеки при експлуатації турбіни, протипожежні заходи, а також заходи, щодо зменшення несприятливих умов експлуатаційного персоналу. Зміст Вступ………………………………………………………………………………...… .6 Розділ 1. Загальна характеристика ПГУ потужністю 45 МВт………………….….. 7 1.1. Основні елементи технологічної схеми ПГУ з КУ…………………........ 9 1.2. Теплові схеми і показники ПГУ з котлом-утилізатором………………. 11 1.3. Розрахунок теплової схеми ПГУ………………………………………... 13 Розділ 2. Характестика ПГУ з котлом-утилізатором……………………………….19 2.1. Парогазова установка з одноконтурним КУ……………………………..19 2.2. Парогазова установка з двоконтурним КУ………………………….......23 2.3. Конструктивні схеми котлів утилізаторів……………………………….30 2.4. Характеристика деаераторної установки……………………………...…33 2.4.1. Призначення і фізичні основи процесу термічної деаерації.......34 2.4.2. Будова деаератора………………………………………………...34 2.4.3.Схема деаераторної установки…………………………………...39 2.5. Розрахунок котла-утилізатора……………………………………………41 Розділ 3. Економічна частина ……………………………………………….…..…...60 3.1. Розрахунок котла двосекційного……………………………….…….…..60 3.2. Розрахунок котла односекційного……………………………………..…62 3.3. Розрахунок котла односекційного з пониженими параметрами…….…64 Розділ 4. Охорона праці………………………………………………………………66 4.1. Характеристика машинного відділення…………………………….……68 4.2. Протипожежні заходи………………………………………………….….69 4.3. Міри безпеки при експлуатації турбіни………………………………….70 Висновок………………………………………………………………………………73 Література……………………………………………………………………………..74 Вступ Необхідність електричної енергії для сучасного виробництва і побуту людини велика. Виробництво і споживання енергії – одна з найголовніших характеристик технічного прогресу і економічного рівня розвитку суспільства. Виробничі проце-си в усіх галузях промисловості, в сільському господарстві, на транспорті всі види обслуговування населення зв’язані із використанням електростанції. Від кількості споживання у виробничих процесах енергії і якості енергоносіїв, за допомогою яких ця енергія використовується для отримання матеріальних благ і послуг, в значній мірі залежать темпи росту продуктивності праці, удосконалення знарядь і предметів праці. Основна кількість електроенергії виробляється на теплових електростанціях, крім того вона також виробляється ПГУ – це сукупність паротурбінного і газотурбінного устаткування, яке об’єднане загальним технологічним циклом. Сукупність цих установок в єдине ціле дозволяє знизити втрати теплоти з відхідними газами ГТУ і використати ці гази за газовими турбінами в якості підігрітого окиснювача при спалюванні палива і отримати при цьому додаткову потужність, що в кінцевому результаті підвищить ККД парогазової електро-станції. Застосування ПГУ для сьогоднішньої енергетики – найбільш ефективний спосіб значного підвищення теплової і загальної економічності електростанції на органічному паливі. Основними технічними і економічними вимогами до роботи парогазової установки та її обладнання є надійність виробництва електроенергії, мобільність, економічність спорудження. РОЗДІЛ 1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ПГУ При проектуванні парогазової установки для промислового району міста, буде доцільно вибрати установку потужністю 45 МВт. Парогазова ТЕС має потужність 45МВт і в її склад входить дві газотурбінні установки потужністю по 16 МВт і одна конденсаційна турбіна потужністю 13МВт. В склад газотурбогенераторного комплекту входять:
Газотурбогенераторний комплекс ГТГК-16 призначений для роботи в базово-му, піковому і напівпіковому режимах покриття електричних потужностей енергосистеми. В якості палива для газотурбогенератора використовується дизельне паливо. Газотурбінний двигун комплектується турбогенераторами ТС-20-2ЕТ3, а парова турбіна – турбогенераторами ТА-12-2Т3. Утилізаційна частина котельна установка складається із котла-утилізатора двох тисків генерованої робочої пари, сепараторів пари, циркуляційних насосів, які об’єднані трубопроводами і арматурою. Відпрацьована пара конденсується в конденсаторі К-1032, в якому площа поверхні складає 1032м. Конденсат робочої пари відкачується двома конденсатними насосами Кс-80-155, в яких подача Q=80м3/год, а напір Н=155м, через конденсатор пари ущільнень парової турбіни в атмосферний деаератор ДА-100, робочий тиск в якого p=0.12МПа, продуктивність по воді Q=100т/год, температура деаерованої 1040С. Конденсат направляється у витратний бак, об’єм V=10м3 і туди ж подається хімочищена вода з хімводопідготовки. В деаератор подається хімочищена вода для компенсації втрат в контурі парового циклу. Пара на деаерацію конденсату і добавки води відбирається з відбора парової турбіни і резервується з паропроводами низького тиску. Із деаератора вода подається живильними насосами в котли-утилізатори. Три живильні насоси високого тиску мають напір Н=250м, продуктивність Q=40м3/год, тип ПЄ-40-250. Два живильні насоси мають тип ЭКН-20-50, продуктивність Q=20м3/год, Н=50м. 1.1. Основні елементи технологічної схеми ПГУ з КУ Енергетична ГТУ - основний елемент теплової схеми установки, що визначає режим її роботи, - з'єднана з встановленим за нею КУ перехідним газоходом, що є продовженням дифузора ГТ . Залежно від компонування в цьому газоході може встановлюватися заслінка , що дозволяє направляти гази ГТ або в КУ, або в байпасну димову трубу. Наявність в цьому випадку двох димових труб ускладнює схему, але дозволяє енергетичної ГТУ працювати в автономному режимі. Вихлопні гази ГТУ змінюють масову витрату і свою температуру насамперед зі зміною температури зовнішнього повітря, що робить істотний вплив на характеристики ПГУ. Теплота вихлопних газів ГТУ використовується в котлі-утилізатори ПГУ для генерації пари. Ці котли розрізняються по компоновці, тепловим схемами і параметрами. Вони виконуються горизонтальними або вертикальними переважно барабанного типу з природною або примусовою циркуляцією середовища в контурі випарників. Поверхні теплообміну виготовляються з труб із зовнішніми спіральним ребрами, що дозволяє зменшити цю поверхню і її металоємність в 1,5 рази. Ці поверхні скомпоновані в залежності від конструктивної схеми котла: у вигляді секцій, зібраних в загальні блоки і підвішених до стелі поперек руху газів в КУ горизонтальній компонування, і у вигляді окремих блоків, що встановлюються в шахті вертикального КУ. Конструкторський тепловий розрахунок котла виконується при прийнятій температурі зовнішнього повітря і номінальному навантаженні ГТУ залежно від типу ПГУ: для конденсаційних установок при середньорічній температурі повітря, а для теплофікаційних ПГУ при середній температурі повітря за опалювальний період. При інших температурах повітря і навантаженнях ГТУ виконують перевірочні теплові розрахунки КУ, в процесі яких при певній його конструкції знаходять показники роботи. Особливістю котлів-утилізаторів ПГУ є зв'язок між паропродуктивністю і початковими параметрами пари. Це виявляється при аналізі процесу теплообміну в одноконтурному КУ в Q, Т-діаграмі. Збільшення розрахункового тиску пара зменшує його масова витрата, роблячи вплив на теплоперепад, спрацьовуючий паром в паровій турбіні. Паротурбіні установки в тепловій схемі ПГУ відрізняються від ПТУ паросилових ТЕС низкою особливостей. У них може подаватися до трьох потоків пари з різними початковими параметрами, що максимально завантажує останні ступені ПТ, не передбачені регенеративні відбори пари , а конденсат після конденсатора направляється безпосередньо в хвостову поверхню нагріву КУ При цьому забезпечується мінімально можлива температура його вихідних газів - в КУ двох - трьох тисків пара ТУХ = 90-100 °С. Відбувається гранично можлива утилізація їх теплоти. Парові турбіни ПГУ з КУ в порівнянні з паросиловими ТЕС працюють на знижених параметрах пари і з меншою економічністю. Слід при цьому мати на увазі, що вироблювана ними електроенергія отримана без додаткового витрати палива в установці. Вихлопні гази енергетичних ГТУ мають досить високу температуру, а об'ємна концентрація О2 в них становить 13-16 %. Їх можна розглядати в якості малоактивного окиснювача процесу горіння. У ряді випадків в ПГУ можна організувати додаткове спалювання ( допалювання ) деякої кількості природного газу в середовищі вихлопних газів ГТУ. Це дозволяє підвищити їх температуру , стабілізувати параметри генерується в КУ пара , збільшити потужність ПГУ. Показники теплової економічності ПГУ з КУ визначають, використовуючи схему потоків теплоти і енергії. 1.2. Теплові схеми і показники ПГУ з котлом-утилізатором Парогазова установка з котлом - утилізатором ( ПГУ з КУ ) - найбільш перспективна і широко поширена в енергетиці парогазова установка, що відрізняється простотою і високою ефективністю виробництва електричної енергії. Ці ПГУ - єдині в світі енергетичні установки, які при роботі в конденсаційному режимі відпускають споживачам електроенергію з ККД 55-60%. Експлуатаційні витрати потужної сучасної ПГУ вдвічі нижче в порівнянні з витратами на пиловугільній ТЕС. Терміни будівництва ПГУ з КУ , особливо при поетапному введенні в експлуатацію, набагато коротший, ніж строки будівництва потужних теплових електростанцій інших типів. Однією з головних причин перспективності ПГУ є використання природного газу - палива, світові запаси якого дуже великі. Газ - це найкраще паливо для енергетичних ГТУ - основного елемента установки. Природний газ добре транспортується на далекі відстані по магістральних газопроводах . Його можна поставляти і в рідкому вигляді, як зріджений природний газ ( LNG- Liquefied Natural Gas ). Таким паливом, наприклад, користуються для ПГУ в Японії і Південній Кореї. Парогазові установки можуть також працювати при використанні в ГТУ важкого нафтового палива, сирої нафти, побічних продуктів переробки нафти, синтетичного газу, одержуваного при газифікації вугілля. Найпростіша теплова схема ПГУ представлена на рис. 1.1., а термодинамічний цикл Брайтона - Ренкіна зображений на рис. 1.2. Вихідні гази енергетичної ГТУ надходять в КУ, де більша частина їх теплоти передається пароводяному робочому тілу. Генерований в КУ пар направляється в паротурбінну установку (ПТУ), де виробляється додаткова кількість електроенергії. Опрацьований в паровій турбіні (ПТ) пар конденсується в конденсаторі ПТУ , конденсат за допомогою насоса подається в КУ . Теплова схема генерації пари в КУ з використанням теплового потенціалу вихідних газів ГТУ представлена на Q , Т - діаграмою передачі теплоти від газів до пароводяному робочому тілу. Для КУ приймають мінімальні значення температурного на холодному кінці випарника, використовують в якості поверхонь нагріву труби із зовнішнім оребренням і забезпечують глибоке охолодження вихідних газів ГТУ до рівня 80-130 °С, що значно підвищує економічність ПГУ.   Рис.1.1. Найпростіша теплова схема ПГУ з КУ Рис. 1.2. Термодинамічний цикл ЄГ – електрогенератор; К – компресор; Брайтона – Ренкина парогазової КЗ – камера згорання; установки з котлом-утилізатором ПТ – парова турбіна; КУ – котел утилізатор; К-р – конденсатор; Н – насос. Можна використовувати поняття «ступінь бінарності» ПГУ з КУ. Значення ступеня бінарності наближається до одиниці, коли вдається майже повністю використовувати теплоту вихідних газів ГТУ для генерації пари в паровому ступені установки. У бінарної ПГУ втрат теплоти ∑qпот = 0. Насправді, ступінь бінарності ПГУ з одноконтурним КУ становить близько 0,90, так як у такій установці не вдається охолодити вихідні гази ГТУ до температури нижче 150 °С. Щодо невеликі та кількості генерується пара і вироблюваної в ПТУ електроенергії. 1.3. Розрахунок теплової схеми ПГУ ПГУ являє собою сукупність паротурбінної і газотурбінної установки. В ГТУ в якості палива використовується рідке паливо – дизельне, яке подається в камеру згорання. Компресор стискує повітря, яке необхідне для спалювання палива. Гарячі гази являються робочим тілом в газовій турбіні, де вони розширяються, а потім потрапляють в котел-утилізатор. Таблиця 1.1 – Вихідні параметри ПГУ
Розрахунок принципової теплової схеми ГТУ проводиться при послідовному розрахунку показників роботи компресора і газової турбіни. Температура повітря за компресором: tн.к. = tз.п.+∆tк/ηк. де  =  -1tз.п. – температура зовнішнього повітря; Е- степінь стиснення компресора; ηк. – ККД компресора; ∆tк = Tз.п.∙(  -1)=(15+273) ( )= 389.6 0СОтже, tн.к.=15+389,6/0.86=468 0С Потужність привода компресора розраховується за формулою: Nк=Ср∙Tз.п.( -1) ,Де Ср – питома теплоємність повітря, кДЖ/(кг∙К); Nк=1.0031∙288∙1.353∙  =33037.9 кВтВитрата палива в камері згорання: Bг.т. =  ;де tн.т. – температура газів після камери згорання; Gуг – втрата через кінцеві ущільнення компресора; Gуг = 0.005∙ Gг= 0.005∙71=0.355кг/с Gохл – витрата повітря на охолодження лопаткового апарату газової турбіни; Gохл = 2.2∙10-4 (tн.л-750)∙Gт = 2.2∙10-4 (900-750)∙71=2.343 кг/с ηк.з – ККД камери згорання; Вг.т =  = 1.025 кг/сОтже, Вг.т = 1.025 кг/с або 3690 кг/год. Внутрішня потужність газової турбіни розраховується за формулою:  =( hн.т. – hк.т ) Ψ (Gг – Gут + Вг.т)Де hн.т – ентальпія газів на входів газову турбіну; hк.т - ентальпія газів на виході з турбіни; Ψ – поправочний коефіцієнт, який враховує вплив спалюваного рідкого палива на стан газів; = (1455,31-718,99)∙1,027∙(71-0,355-2,343+1,025)=51393,7 кВтТемпература газів за газовою турбіною: tк.м.= tн.т.- Тн.т. (1 -  ) ∙ηт.т = 1076 – 1349 (1-  ) ∙ 0.87 = 432,70СЕлектрична потужність ГТУ вираховується за формулою: Ne =  - Nк) ∙ ηм ∙ ηг = (51393,7 – 33037,9) ∙ 0.96 ∙ 0,97 = 170092,9 кВтОтже розрахункова потужність Ne =17 МВт Електричний ККД ГТУ:  = =  = 0.361Отже, ККД газотурбінної установки складає 36%. У двоконтурній ПГУ – 45 входить парова турбіна К-12. Основні дані по контурах турбіни: Контур високого тиску:
Контур низького тиску:
Тиск пари в конденсаторі – 3,25 кПа. Для розрахунку турбіни використовуємо IS – діаграму.  P'0 = 2.05 МПа, t'0 = 410 0С i'0 = 780  = 3268,2 кДж/кгP0" = 0.258 МПа, t0" = 1700С і0" = 670 = 2807,3  Отже, теплоперепади: h"= і0" – ік = 2807,3 – 2338 = 469,3 кДж/кг Загальний теплоперепад: h = h' +h" = 460,9 + 469,3 = 930, 2 кДж/кг Потужність на клемах генератора парової турбіни вираховується за формулою: Nпт =(D0' ∙ h + D0" ∙ h")∙ ηм ∙ ηт =( 13,6 ∙ 930,2 + 3,27 ∙ 469,3) ∙ 0.96 ∙ 0.97 = 13209.3 кВт = 13,2 МВт. Загальна потужність парогазової установки буде рівна: Nпгу = Nпт + 2 ∙ Nгт = 13,2 + 2 ∙17 = 47, 2 МВт ККД парогазової установки по виробництву електростанції: ηпгу =  =  = 0,49Отже, ККД ПГУ ηпгу = 49%. ККД ПГУ по відпуску електроенергії нетто: ηнпгу = ηпгу (1- eв.п), де, ев.п – доля витрати електроенергії на власні потреби;  = 49 ∙ (1-0.05) = 46,5Отже, = 46%Питома витрата умовного палива на виробництво електроенергії:  =  =  = 251,0 г/кВт∙годЗначить, питома витрата умовного палива становить 261 г/кВт∙год |