Проект газотурбинной установки с использованием теплоты уходящих газов для подогрева питательной воды на ТЭЦ-ПВС ПАО "Северсталь"

Фундаменты фахверха и стоек перекрытия оперативной отметки 5,00 м - сборные железобетонные стаканного типа и монолитные железобетонные на естественном основании.

Фундаменты под оборудование и котел - монолитные железобетонные.

Фундамент под ГТУ- монолитный железобетонный рамного типа.

Подпольные каналы, приямки, лотки - монолитные и сборные железобетонные.

Перегородки:

Подготовка под полы на отм. 0.000м выполняется в виде армированной железобетонной плиты.

Внутренние лестницы и площадки обслуживания оборудования - из стальных профилей по стальным каркасам.

Наружные вертикальные лестницы - из стальных профилей.

Для монтажа крупногабаритного оборудования в котельном и турбинном отделении запроектированы распашные ворота 4,2х4,2 м

1.7 Обзор периодической литературы

1.7.1 Особенности использования парогазовых установок на ТЭЦ

Чл.-корр. РАН В.М. Батенин, заместитель директора, д.т.н. Ю.А. Зейгарник, заведующий отделом, д.т.н. В.М. Масленников, заведующий отделом, к.т.н. Ю.Л. Шехтер, старший научный сотрудник, Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН), г. Москва

Анализ перспективы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения.

При анализе перспективы потребления тепловой энергии в России большинство оценок сходятся в том, что как общее потребление тепла, так и объемы централизованного теплоснабжения будут расти весьма умеренно (темпы роста до 2030 г. составят не более 1% в год). Это будет связано с реализацией энергосберегающей политики в области потребления тепловой энергии, структурными изменениями в экономике, увеличением доли малоэтажного жилья, использующего автономное теплоснабжение, стагнацией численности населения в стране. При этом, несмотря на серьезный рост автономных источников тепла в абсолютном измерении, преобладание централизованного теплоснабжения сохранится.

Умеренный рост или даже неизменность теплового потребления будут характерны и для российских крупных городов (мегаполисов) с преобладанием многоэтажной застройки в городской черте, где рост потребления тепловой энергии с увеличением численности населения будет практически компенсироваться энергосбережением в ЖКХ и выводом промышленных предприятий за пределы города.

Более 50% централизованного тепла в России производится на ТЭЦ. Ожидаемая «стабилизация» потребления централизованного тепла проявится в том, что имеющаяся тепловая мощность существующих ТЭЦ в перспективе окажется достаточной для обеспечения тепловой энергией большинства крупных городов. Более актуальным является вопрос старения оборудования действующих ТЭЦ и определение рациональных путей его модернизации и замещения.

В последние два десятилетия в мировой энергетике произошли существенные сдвиги в техническом уровне энергетических установок. В обычной тепловой энергетике - это крупномасштабное распространение парогазовых установок (ПГУ) с электрическим КПД на уровне 55-60% при использовании природного газа и совершенствование паротурбинных установок (ПТУ) с ростом их КПД (эл.) на 4-5% (абсолютных). Это требует определенного переосмысления и корректировки ряда вопросов теплофикации и централизованного теплоснабжения в целом.

Суть проблемы состоит в следующем. Рост КПД электрогенерирующей установки ведет к тому, что на базе каждого 1 кДж теплоты сгорания топлива вырабатывается примерно 0,5-0,6 кДж электроэнергии (подчеркнем, что выработка электроэнергии - наиболее универсального и качественного вида энергии - является основным назначением любой электрогенерирующей установки). Тем самым, для нужд теплоснабжения (с учетом потерь тепла с уходящими газами) остается всего лишь 0,4-0,3 кДж. Это не делает теплофикацию (комбинированную выработку электрической и централизованной тепловой энергии) лишенной смысла. Она, как и прежде, существенно увеличивает коэффициент использования тепла топлива (КИТТ) и снижает стоимость выработки электроэнергии и тепла, хотя и в меньших относительных размерах, чем на станции с менее экономичными электрогенерирующими установками.

В то же время на отопительной ТЭЦ соотношение отпускаемых электроэнергии и тепла, заметно изменяясь в годовом и суточном разрезах, все же является достаточно предопределенным. Более того, исходя из требований надежности снабжения теплом жилищных, коммунальных и промышленных объектов, расчетная (максимальная) тепловая мощность отопительной ТЭЦ определяется достаточно редко реализуемым условием - необходимостью обеспечения потребителя требуемым количеством тепловой энергии при сравнительно непродолжительной (несколько суток) расчетной минимальной температуре окружающего воздуха. С учетом сегодняшних реалий для средней полосы Европейской части страны это отношение расчетных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ составляет примерно 3:1. Эта располагаемая тепловая мощность ТЭЦ в среднем используется лишь наполовину, но она в значительной степени определяет и структуру оборудования ТЭЦ, и, в известной мере, ее технико-экономические показатели. Поэтому при реконструкции действующих отопительных ТЭЦ прежде всего приходится исходить из сохранения их существующих тепловых мощностей.

Несмотря на то, что ожидаемый прирост тепловой мощности невелик, в двадцатилетнем разрезе все же может возникнуть потребность в сооружении новых отопительных ТЭЦ в городах с населением несколько сотен тысяч человек или в увеличении мощности действующих ТЭЦ. При установке на вновь сооружаемых ТЭЦ ПГУ с коэффициентом преобразования тепловой энергии в электрическую 55-60% эти ТЭЦ за счет отработанного в ПГУ тепла смогут покрыть только потребности ЖКХ в горячем водоснабжении. Основная нагрузка по отпуску тепловой энергии (на нужды отопления) ляжет на пиковые котлы ТЭЦ или на иные источники централизованного теплоснабжения (РТС, котельные), работающие на общую с ТЭЦ тепловую сеть. Более того, при разгрузке ТЭЦ по отпуску электроэнергии, например, в выходные дни, даже потребности горячего водоснабжения вынужденно будут частично обеспечиваться пиковыми котлами. По сути дела, с ростом з^, ТЭЦ как электростанция постепенно превращается всвоего рода котельную, надстроенную современными электрогенерирующими установками. Точнее, на единой промышленной площадке будут сосуществовать котельная (ее роль выполняют пиковые котлы) и недовырабатывающая необходимое количество тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ, объединенные общей инфраструктурой.

Расширение действующих ТЭЦ современными ПГУ без ввода дополнительных пиковых котлов изменяет расчетное соотношение тепловой и электрической мощностей ТЭЦ. В большинстве случаев, ввиду прогрессирующего сокращения в городах промышленной электрической нагрузки на ТЭЦ появляется избыток электрической мощности, которая должна быть передана за пределы города (мегаполиса) для обеспечения промышленной деятельности и ЖКХ городов - спутников, потребности которых в централизованном тепле решаются уже без участия ТЭЦ. Эта неординарная, но все более распространенная, ситуация снабжения электричеством периферии из мегаполиса требует серьезного системного анализа.

Недовыработка тепловой энергии ПГУ-ТЭЦ без пиковых котлов может быть компенсирована новым построением системы централизованного теплоснабжения в целом. Одним из целесообразных вариантов, по-видимому, может явиться подача сетевой воды умеренной температуры к РТС, расположенным вблизи потребителя, с последующим доведением ее до требуемой температуры в соответствии с графиком тепловой нагрузки, не устанавливая водогрейных котлов на самой ТЭЦ. При этом ПГУ круглогодично работает на тепловом потреблении, снижаются тепловые потери, появляется возможность применения долгоживущих полимерных труб и т.д.

Таким образом, использование ПГУ на ТЭЦ обеспечивает рост ее электрической мощности, увеличение эффективного КПД выработки электроэнергии и КИТТ по сравнению с раздельной выработкой тепла и электроэнергии на ПГУ-КЭС и котельной. В то же время неизбежно возрастает доля выработки тепловой энергии пиковыми котлами ТЭЦ или РТС, требуется увеличение их установленной мощности. Данный вопрос требует индивидуальных решений в каждом конкретном случае на базе системного технико-экономического анализа.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет тепловой схемы ГТУ без охлаждения

2.1.1 Исходные данные

электрическая мощность N_э =15,2 МВт;

температура газов перед турбиной t_с = 920С;

температура воздуха на входе в компрессор t_а = 15С;

отношение давлений в компрессоре = p_b/p_a = 19,9;

коэффициент потерь давления = / = 0,96 (где = p_с/p_d-отношение давлений в турбине);

коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания _к.с. = 0,99;

механический КПД турбины _м = 0,99;

КПД электрического генератора _э.г. = 0,99;

изоэнтропийный КПД турбины _т = 0,89;

изоэнтропийный КПД компрессора _к = 0,87;

коэффициент утечек _ут = 0,005;

В качестве топлива принимаем стандартное углеводородное топливо (85 % С, 15% Н₂), имеющее следующие характеристики:

- теплота сгорания топлива К_т = 44300 кДж/кг;

- минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания 1 кг топлива L₀ = 15 кг/кг.

2.1.2 Определение параметров рабочего тела в компрессоре

Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре.

Определяем работу, затраченную на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

(2.72)

Н_к = 452,59-(-10,03) = 462,62 кДж/кг.

Определяем работу ГТУ на валу агрегата:

(2.73)

где _м механический КПД турбины;

(2.74)

b =

где _ут коэффициент утечек.

Подставляем получившееся значение в (2.74) в (2.75) и получаем:

Н_е = 762,74·0,99-0,99·462,62 = 296,17 кДж/кг,

Расход газа через турбину:

(2.75)

где N_э - электрическая мощность ГТУ, переведенная в кВт; _э.г.- КПД электрического генератора.

G_т1 = кг/с,

G_т2 = G_т1+В₂ (2.76)

Расход воздуха, подаваемого компрессором:

(2.77)

G'_k = 0,99 · 51,84 = 51,32 кг/с.

Расход топлива:

(2.78)

B₁ = кг/с.

B₂= , кг/с. (2.79)

B₂ = =0,477кг/с.

Получаем расход топлива:

В = В₁+В₂, кг/с (2.80)

В = 0,66+0,477 = 1,15 кг/с.

Отсюда расход газа через вторую ступень турбины:

G_т2 = 51,84+0,477 = 52, 32 кг/с

Мощность газовой турбины:

(2.81)

N_т = 104,16 · 762,74 = 79444,35 кВт

Мощность, потребляемая компрессором:

(2.82)

N_k = 51,32·462,62 = 23741,66кВт

Коэффициент полезной работы:

(2.83)

ц =

Коэффициент полезного действия ГТУ (электрический КПД ГТУ):

(2.84)

где К_т - теплота сгорания топлива, кДж/кг.

з_э =

2.1.6 Расчет полного сгорания топлива

Исходные данные:

Процентное содержание водорода Н₂ в топливе (природном газе)- 15 %

Теоретический расход сухого кислорода:

(2.85)

V⁰₀₂ = 0,01·(0,5·15) = 0,075

Теоретический расход сухого окислителя:

, (2.86)

V^o_ok = 100·0,075/21 = 0,357

О_2ок - объемное содержание кислорода в окислителе, % (для атмосферного воздуха 21%).

Расход сухого окислителя при:

. (2.87)

V_ok = 5,1·0,357= 1,82

Выход сухих трехатомных газов:

. (2.88)

V_RO2 = 0

Теоретический выход азота:

(2.89)

V^o_N = 0,01·79·0,357 = 0,282

N_2ок - объемное содержание азота в окислителе, % (для атмосферного воздуха 79 % ).

Теоретический выход водяных паров:

(2.90)

V^o_H2O = 0,01 ·15+0,00124·(0,3·0,13·0,357) = 0,15

d_ок - влагосодержание окислителя, г/м³, для атмосферного воздуха может быть принята равной 0,13 г/м³.

Выход продуктов полного сгорания при:

(2.91)

V_H2O = 0,15+0,00124·0,13·(5,1-1)·0,357 = 0,15

V_г = 0+0,28+0,15+(5,1-1)·0,357 = 1,89

Объемный состав продуктов полного сгорания:

(2.92)

RO₂ =0

; (2.93)

N₂ = 100·(0,28+0,01·(5,1-1)·0,357·79)/1,89 = 75,84

(2.94)

O₂ = (5,1-1)·0,357·21/1,89 = 16,2

H₂O = 100·0,15/1,89 = 7,94

Плотность продуктов сгорания при нормальных условиях:

(2.95)

с_г = 0,01·(1,25·75,84+1,43·16,2+0,804·7,94+0,09·15) = 1,25

Для стандартного углеводородного топлива низшая теплота сгорания Q^p_н , кДж/кг принимается по ГОСТ:

Q^p_н = 44300кДж/кг.

2.1.7 Тепловой расчет котла-утилизатора

Атмосферный воздух сжимается в компрессоре газотурбинной установки, и направляется в камеру сгорания, куда также подается топливо (жидкое или газообразное). Продукты горения топливной смеси направляются в газовую турбину, где расширяются до давления, несколько превышающего атмосферное. Часть мощности турбины (5070 %) расходуется на привод компрессора, остальная часть является полезной и идет на выработку электрической мощности в генераторе. Отработавшие в ГТУ газы направляются в котел-утилизатор, где охлаждаются, и за счет их физической теплоты в нем вырабатывается водяной пар. Полученный пар используется на производстве.

Выполним расчет котла-утилизатора для ГТЭ-16 при следующих условиях: топливо - стандартный углеводород (массовое содержание углерода - 85 %, водорода - 15 %); массовый расход газов, уходящих из ГТУ G_г = 78,21 кг/с; температура отходящих от ГТУ газов - t_г'= 627,66C;Рабочее давление пара на выходе из котла- 18кгс/см²;температура пара на выходе из котла-t_п=370 C; коэффициент избытка воздуха в газах = 5,1;температура питательной воды КУ t_пв = 100C; температура газов на выходе из котла - t_г''= 233C;L₀ = 15 кг/кг - теоретическое минимальное количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг стандартного углеводородного топлива.

, тыс м³/ч, (2.96)

тыс м³/ч,

выбираем котел-утилизатор Е-50-1,8 ГТ производительностью 50т/ч, Рраб=18кг/см², рассчитанный на расход газов V=200 тыс м³/ч, что допустимо.

По h-sдиаграмме определяется энтальпия пара h_п (при р_п, t_п), кДж/кг;

h_п=3180 кДж/кг

По температуре питательной воды t_пв определяют ее энтальпию:

h_пв = 4,19t_пв, кДж/кг; (2.97)

h_пв = 4,19100=419 кДж/кг

Задаемся температурами газа, проходящего через КУ:

t'_г =610 С,

t''_г =233С.

При температурах t''_ги t'_г определяются энтальпии воздуха в газах (отсчитанная от 25 С):

(2.98)

h_в(233) =1,013233-25,08=210,95 кДж/кг,

h_в(610) =1,05610-25,08=210,95 кДж/кг,

где средняя теплоемкость воздуха при температурах t_г определяется по таблице.

Энтальпия чистых продуктов сгорания при температурах t_г (отсчитанная от 25 С):

(2.99)

h_п.с(233) =1,084233-26,77=225,8 кДж/кг,

h_{п.с (610)} =1,15610-26,77=674,73 кДж/кг,

где средняя теплоемкость чистых продуктов сгорания при t_г определяется по таблице.

Определяется энтальпию газов при температурах t_г:

(2.100)

h'_г=кДж/кг

h”_г=кДж/кг

где L₀ = 15 кг/кг - теоретическое минимальное количество воздуха, необходимое для сжигания 1 кг стандартного углеводородного топлива.

В масштабе строится график h_г(t_г): по оси абсцисс откладывается энтальпия газа h_г, а по оси ординат - соответствующая ей температура газа t_г.

Качественно графики изменения температуры и энтальпии газа, а также температуры нагреваемого теплоносителя при противот

Рис. 2.1. Качественный график h_г(t_г); изменение температур греющей и нагреваемой среды.

Q_г =G_г(h'_г -h”_г)=Q_г кВт, (2.101)

Q_г =78,21(627,66 -214,01)=32264,7 кВт

Оценим паропроизводительность котла-утилизатора:

Q_п=3,6D_п(h_п -h_пв)=Q_г кВт (2.102)

Выразим из данного уравнения D_п:

D_п=Q_г/(h_п -h_пв)3,6 тонн/час; (2.103)

D_п=32264,7/(3180 -419)3,6=42,066 тонн/час;

где Q_п тепловой поток, кВт, G_г - расход газов через котел-утилизатор, кг/с;

D-выход пара, тонн/час.

Оценим кпд котла:

з_э = (2.104)

з_э =

3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ