Характеристика основного теплоэнергетического оборудования. Определение параметров рабочего тела в компрессоре и параметров рабочего тела в газовой турбине. Расчет полного сгорания топлива. Определение энергетических показателей и системы охлаждения.
При низкой оригинальности работы "Расширение и модернизация ТЭЦ-ЭВС-2 на ПАО "Северсталь" за счет установки ПГУ сбросного типа", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
К тому же ремонтные циклы основного оборудования не соответствуют друг-другу (капремонт: котел-3 года, турбина - 4 года). Одним из плюсов данной установки является то, что в топку котла подаются газы, имеющие повышенную температуру, и, следовательно, расход теплоты для подогрева топочных газов снижается, это является причиной увеличения КПД всей комбинированной установки. Установленная электрическая мощность составляет 160 МВТ; тепловая: по пару - 370 т/час, по горячей воде - 360 Гкал/час. ТЭЦ-ЭВС-2 обеспечивает технологические нужды ОАО «Северсталь» тепло-и электроэнергией и другими ресурсами, позволяет избежать глубоких ограничений в электроэнергии от системы, возможность ввода новых объектов, развитие, реконструкцию и разрешение действующих производств. Основное оборудование 1-ой очереди расположено в здании, предусматривающем установку 3-го котла и 3-ей паровой турбины.Определяем энтальпии воздуха на входе и выходе из компрессора ha и hb, КДЖ/кг, соответствующие температурам tb и та, °С, отсчитанные от энтальпии воздуха при стандартной температуре 25 °С: где и - средние теплоемкости воздуха при температурах ta и tb, ha = 1,00304·15-25,08 =-10,034 КДЖ/кг, hb = 1,03416·455,41-25,08 = 445,89 КДЖ\кг. Для этого составим уравнение теплового баланса камеры сгорания: где Gk - массовый расход воздуха на входе в камеру сгорания; hb - энтальпия воздуха за компрессором или при входе в камеру сгорания; В - расход топлива (массовый), подаваемого в камеру сгорания насосом (жидкое) или газовым компрессором (газообразное); Кт - теплота сгорания топлива, т.е. количество теплоты, выделяющееся при полном сгорания 1 кг топлива; hk.с - КПД камеры сгорания; hтп - энтальпия топлива; Gt - расход газов, покидающих камеру сгорания; hc - энтальпия продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания. Между расходами Gk, В и Gt существуют соотношения: где L0 - количество воздуха, минимально необходимое для полного сжигания 1 кг топлива, кг/кг; a - коэффициент избытка воздуха, т.е. отношение действительного количества воздуха, подаваемого в камеру сгорания для сжигания 1 кг топлива, к минимально необходимому его количеству. Энтальпию смеси газов на выходе из камеры сгорания hc при температуре Тс = tc 273,15 °С представим в виде: где hп.с и hв - энтальпии чистых продуктов сгорания и воздуха при температуре Тс. Энтальпия чистых продуктов сгорания hп.с в (2.14), отсчитанная от энтальпии продуктов сгорания при 25 °С, равна: где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температурах tc и 25 °С. hп.с = 1,2388·1250-26,77 = 1521,73 КДЖ/кг.В данном проекте предусмотрена установка парогазовой установки (ПГУ) сбросного типа, в результате чего вырабатываемая электрическая мощность станции должна увеличится почти в два раза. Общая стоимость нового оборудования, устанавливаемого по проекту составляет: Цн = 2 229 500 000 руб. Расчет срока окупаемости основан на расчете того количества лет, которое необходимо для полного возмещения инвестиций (капитальных вложений) на реконструкцию при сравнении с ежегодной экономией. Чистый дисконтированный доход (ЧДД или NPV) для постоянной нормы дисконта можно определить по формуле: ЧДД = н.о, руб,. где Т - расчетный период; Е - постоянная норма дисконта (Е = 15 %); t - номер шага расчета (t = 0, 1, 2, …Т). Эти процессы относятся к производству с повышенной опасностью, характеризующиеся сложностью подачи топлива к топкам котлоагрегатов, многуступенчатостью данной задачи, возможностью утечки топлива, его самовоспламенением и взрывом.В данной выпускной квалификационной работе ставилась задача определить целесообразность расширения и модернизации ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» на основе парогазовых технологий. В результате расчета принципиальной тепловой схемы энергоблока ПГУ-С определены показатели тепловой экономичности газотурбинной установки, паротурбинной установки и энергоблока в целом. Установка блока ПГУ обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико-экономических показателей ТЭЦ. Установка блока ПГУ несколько снижает напряженность работы существующего оборудования I очереди. В результате расчета технико-экономических показателей были получены следующие результаты: номинальная мощность станции возрастет на 171 582,3 КВТ, экономия денежных затрат на покупной электрической энергии составит 1 186 813 696 руб., годовая выработка электроэнергии увеличится на 539 460 771 КВТ·ч., экономический эффект от расширения станция равен 1 067 906,561 тыс.руб.
Введение
Череповецкий металлургический комбинат ОАО «Северсталь» - одна из крупнейших в мире вертикально интегрированных сталелитейных и горнодобывающих компаний. Одним из преимуществ ЧЕРМК является его географическое положение. Череповец, где построен комбинат, находится на стыке трех экономических районов: Европейского Севера, Северо-Запада и Центра России.
ОАО «Северсталь», открытое для всего нового в области металлургического оборудования и технологий, является крупнейшим разработчиком и поставщиком технологий на рынке интеллектуальной собственности. По числу полученных патентов на изобретения компания - одна из лидеров Российской металлургии. Основная часть изобретений получена на новые марки стали, новые технологии их производства, совершенствование металлургического оборудования и конструкции новых агрегатов. Кроме того, стратегическим направлением ЧЕРМК ОАО «Северсталь» является внедрение новых технологий, прогрессивных, как с точки зрения создания конкурентоспособной продукции, так и экологической безопасности.
Череповецкий металлургический комбинат включает восемь видов производств: агломерационное, коксохимическое, доменное, сталеплавильное, горячекатаного плоского проката, холоднокатаного проката, сортопрокатное и трубное.
Обеспечением потребностей металлургического комбината в электрической и тепловой энергии, их рациональным использованием, обеспечением надежной и бесперебойной работы энерго- и электрооборудования, занимается Управление главного энергетика (УГЭ).
УГЭ включает в себя следующие цеха: ТЭЦ-ПВС, ТЭЦ-ЭВС-2, ТСЦ, газовый цех, кислородный цех, цех водоснабжения, цех электроснабжения, центр энергосбережения.
На ЧЕРМК ОАО «Северсталь» имеется дефицит как пара для технологических нужд (в зимний период), так и электроэнергии. Если смотреть в процентном соотношении, то потребность комбината в электроэнергии покрывается от собственных производителей примерно на 65% (на ТЭЦ-ЭВС-2 приходится 25 %, на ТЭЦ-ПВС 35 %, на теплосиловой цех 3 %, на газовый цех 2 %), остальные 35 % электроэнергии закупаются. Выработка дополнительной мощности всегда целесообразнее, т.к. дополнительные затраты на топливо оказываются меньше стоимости дополнительной покупной электроэнергии. К тому же ремонтные циклы основного оборудования не соответствуют друг-другу (капремонт: котел -3 года, турбина - 4 года). Этим обусловлена необходимость расширения ТЭЦ-ЭВС-2.
Одним из решений этой проблемы может быть установка ПГУ со сбросом газов в топку котла. Одним из плюсов данной установки является то, что в топку котла подаются газы, имеющие повышенную температуру, и, следовательно, расход теплоты для подогрева топочных газов снижается, это является причиной увеличения КПД всей комбинированной установки.
1.
Теоретическая часть
1.1 Энергетическое хозяйство ЧЕРМК ОАО «Северсталь»
Энергохозяйство ЧЕРМК ОАО «Северсталь» представляет собой сложный энергетический комплекс, в структуру которого входят 9 энергоцехов.
ТЭЦ-ЭВС-2 - теплоэлектроцентраль электровоздуходувная станция № 2 - является структурным подразделением Череповецкого металлургического комбината ОАО «Северсталь» и входит в управления главного энергетика дирекции по производству.
Основными задачами ТЭЦ-ЭВС-2 являются: - выработка электроэнергии для цехов ОАО «Северсталь»;
- отпуск тепла с паром для нужд производства;
- отпуск тепла с горячей водой для теплофикации ОАО «Северсталь»;
- выработка химочищенной воды для технологических нужд;
- использование (утилизация) горючих отходов металлургического производства (доменного и коксового газы, промпродукта после переработки угля);
- обеспечение дутьем необходимых параметров доменных печей №№5(4).
Установленная электрическая мощность составляет 160 МВТ; тепловая: по пару - 370 т/час, по горячей воде - 360 Гкал/час.
Режим работы агрегатов ТЭЦ-ЭВС-2 круглосуточный.
Схема выработки электрической и тепловой энергии комбинированная.
ТЭЦ-ЭВС-2 обеспечивает технологические нужды ОАО «Северсталь» тепло- и электроэнергией и другими ресурсами, позволяет избежать глубоких ограничений в электроэнергии от системы, возможность ввода новых объектов, развитие, реконструкцию и разрешение действующих производств.
Основные задачи цеха: - выработка электроэнергии для производств комбината и собственных нужд;
- выработка тепла в паре для промышленного производства и в горячей воде для теплофикации города и объектов ЧЕРМК;
- выработка дутья для доменных печей № 1-4;
- использование (утилизация) горючих металлургических газов (доменного и коксового).
Основными задачами ТСЦ (теплосилового цеха) являются: выработка тепловой и электрической энергии; бесперебойное снабжение потребителей промышленным паром, химочищенной, питательной и горячей водой, топочным мазутом; обеспечение экономичной, безаварийной работы оборудования и сетей цеха.
Газовый цех занимается очисткой доменного газа, бесперебойным обеспечением газообразным топливом структурных подразделений комбината, транспортировкой газа и поддержанием его параметров в заданных пределах, выработкой электроэнегрии ГУБТ, выработкой углекислоты. В качестве газообразного топлива на ЧЕРМК используются доменный, коксовый и природный газы, а также их смеси различной теплотворной способности.
Кислородный цех обеспечивает своевременное производство и занимается обеспечением подразделений комбината и сторонних потребителей сжатым воздухом, продуктами его разделения (кислородом, азотом, аргоном и водородом установленного качества), обеспечивает безаварийную и экономичную работу оборудования и сетей цеха.
Цех водоснабжения обеспечивает бесперебойное водоснабжение свежей технической, оборотной водой, занимается водоотведением в соответствии с требованиями по качеству воды цехов и сторонних организаций, обеспечивает подразделения Общества питьевой водой для удовлетворения бытовых нужд работников структурных подразделений. Также цех обслуживает экологические объекты, исключает попадания загрязненных вод в поверхностные источники города Череповца.
Цех электроснабжения обеспечивает электроснабжение подразделений комбината и сторонних потребителей. Основными задачами цеха являются эксплуатация и ремонт оборудования главных понизительных подстанций, воздушных и кабельных электрических сетей, сетей наружного освещения, испытание защитных средств.
Основными задачами цеха энергосбережения являются: - контроль и наладка тепловых режимов работы топливопотребляющих агрегатов и режимов сжигания топлива;
- контроль основных теплотехнических и теплоэнергетических показателей работы основного оборудования;
- обеспечение учета количества и контроля качества энергоносителей;
- выявление в момент возникновения и ликвидации средствами противопожарной автоматики загораний и пожаров на объектах ОАО «Северсталь» с целью снижения экономического ущерба и потерь;
- снижение непроизводительных затрат и потерь при производстве и распределении энергоресурсов, повышение эффективности их использования;
- обеспечение мониторинга за воздействием на окружающую среду.
1.2 Описание существующей ситуации
ТЭЦ-ЭВС-2 входит в состав объектов теплосилового хозяйства ОАО «Северсталь» и совместно с другими энергоисточниками комбината (ТЭЦ-ПВС и теплосиловым цехом) является источниками пара для технологических нужд, горячего водоснабжения, отопления и вентиляции комбината и г.Череповца. Кроме того, она вместе с другими генерирующими энергоисточниками ОАО «Северсталь» и энергосистемой покрывает потребности комбината в электроэнергии.
На I очереди ТЭЦ-ЭВС-2 установлены: - два энергетических котла Е-500-13.8-560 ГДП (ТПГЕ-431), производительностью по 500 т/ч каждый с давлением пара - 140 ата и температурой - 560°С;
- два турбоагрегата типа ПТ-80-130, электрической мощностью по 80МВТ;
- два водогрейных котла типа КВГМ-100, производительностью 100 Гкал/ч каждый.
Для энергетических котлов используется доменный и коксовый газы как базовое топливо, в качестве замыкающего - твердое топливо. Природный газ используется по необходимости.
ТЭЦ-ЭВС-2 была спроектирована с учетом ее дальнейшего расширения.
Основное оборудование 1-ой очереди расположено в здании, предусматривающем установку 3-го котла и 3-ей паровой турбины.
Установка оборудования 2-ой очереди предусмотрена поэтапно, тремя пусковыми комплексами: 1. Паровой энергетический котел Е-500-13.8-560 ГДП (ТПГЕ-431) и его вспомогательное оборудование
2. Газотурбиная установка (ГТУ), мощностью 45 МВТ, газовая компрессорная.
3. Паровая турбина Т-110/120-130.
Первый пусковой комплекс
Паровой энергетический котел Е-500-13.8-560 ГДП (ТПГЕ-431) устанавливается на месте, предусмотренном для него при строительстве здания ТЭЦ-ЭВС-2 в осях 10-12, Г-Д существующего здания. Котел практически такой же как существующие котлы, но работает только на газообразном топливе.
Для обеспечения работы котла устанавливается 3 вентилятора ВДН-26-0,62, дымососы ДН 26х2-0.62. Дымососы размещаются в расширяемой части дымососной.
Сброс дымовых газов предусмотрен в существующую дымовую трубу уже на которую работают два существующих котла.
Устанавливается деаэрационная установка котла типа ДП-500, а так же другое вспомогательное котельное оборудование.
В сетевой установке предусматривается установка дополнительных сетевых насосов, деаэратора подпитки теплосети ДА-200.
Второй пусковой комплекс
Размещение ГТУ и ее вспомогательного оборудования предусматривается в пристройке к главному корпусу ТЭЦ-ЭВС-2 в осях 10-12. ГТУ размещается в закрытом шумопоглощающем кожухе.
Пристройка имеет размеры в плане 24х42 м, высотой 12 м - для ГТУ 45 МВТ.
Газовый дожимной компрессор размещается в укрытии существующего ГРП ТЭЦ-ЭВС-2. Природный газ подается с давлением 3кг/см2 подается в компрессор после фильтров существующего ГРП.
Третий пусковой комплекс
Установка паровой турбины Т-110/120-130 с генератором ТФ-120 с воздушным охлаждением предусмотрена в существующем помещении машзала. Необходима реконструкция системы техводоснабжения с установкой градирни S=2600м2.
1.3 Характеристика оборудования I очереди ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь»
1.3.1 Основное энергетическое оборудование
В состав основного оборудования I очереди ТЭЦ-ЭВС-2 входят: 1. Два турбоагрегата ПТ-80-130/13 ст. № 1,2 с номинальной электрической мощностью по 80 МВТ каждый;
2. Два энергетических котла Еп-500-140-560 (ТПГЕ-431) ст. №1,2 паропроизводительностью по 500 т/ч.;
3. Два генератора ТВФ-120-2 ст. № 1 мощностью 100 МВТ и ТВФ-110-2ЕУЗ ст. № 2 - 110 МВТ;
4. Два пиковых водогрейных котла КВГМ-100 ст. № 1,2 теплопроизводительностью по 100 Гкал/ч;
5. Две башенные градирни БГ-900-66-1 ст. № 1площадью орошения 900 МІ и БГ-2600-70 ст. № 2 площадью орошения 2600 МІ;
6. ЦВГУ (центральная водоподготовительная установка): - установка по обессоливанию воды с предочисткой производительностью 340 т/ч;
- установка по подготовке воды для подпитки теплосети производительностью 350 т/ч;
- конденсатоочистка собственных нужд производительностью 200 т/ч;
7. Склад промпродукта угля емкостью 170 тыс. т при высоте штабеля 1,5 м;
8. Три электрокомпрессора фирмы «Зульцер», Швейцария типа AV-90(100)-14 R125-4 производительностью 5500 мі/мин, давлением 6 бар и мощностью двигателей по 32 МВТ.
1.3.2 Общая характеристика тепловой схемы ТЭЦ-ЭВС-2
Тепловая схема ТЭЦ-ЭВС-2 с поперечными связями, общими коллекторами по пару и питательной воды. Компоновка главного корпуса - левая, сомкнутая, с параллельным расположением машинного, деаэраторного и котельного отделений. Предусмотрена система механической вентиляции на ТЭЦ с использованием теплого воздуха помещений.
Выдача тепловой мощности внешним потребителям осуществляется с паром и горячей водой. Установленная электрическая мощность составляет 160 МВТ; тепловая: по пару - 370 т/час, по горячей воде - 360 Гкал/час.
Отпуск тепла с паром внешним потребителям выполнен от коллектора производственного отбора турбин с диапазоном регулирования 10-16 кгс/СМІ. Отпуск тепла с горячей водой производится по температурному графику 150 - 70 ЄС по двум двухтрубным тепломагистралям: на комбинат Ду 800 мм и промпорт Ду 500 мм.
Система водоснабжения подключенной теплосети - закрытая, двухтрубная.
Подпитка теплосети водоснабжения осуществляется осветленной деаэрированной водой регуляторами подпитки в коллектор обратной сетевой воды. Вода для подпитки теплосети поступает от ЦВПУ, подогревается в водоводяном теплообменнике охладителя деаэрированной воды, затем в пароводяных теплообменниках и через охладитель выпара подается в атмосферный деаэратор ДА-200.
Деарированная вода после деаэратора охлаждается в водоводяном теплообменнике до 85 ЄС, далее поступает на всас насосов подпитки теплосети и затем в коллектор обратной сетевой воды теплосети.
Схема сетевых трубопроводов общая для всей ТЭЦ без разделения на секции по всасывающим и напорным коллекторам.
Отпуск тепла потребителям от конденсаторов турбин отсутствует.
На водогрейных котлах применена одноконтурная схема подогрева сетевой воды. По этой схеме сетевая вода циркулирует через котел и нагревается до необходимой температуры.
Водогрейная котельная расположена в отдельном здании. Тягодутьевые машины водогрейных котлов расположены в помещении.
Энергетические и водогрейные котлы подключены к дымовой трубе высотой 250 м тремя металлическими стволами в железобетонной обечайке 245 м. Два ствола диаметром 5,87 м предназначены для удаления дымовых газов от энергетических котлов, а третий диаметром 5,0 - от водогрейных.
1.3.3 Общая характеристика электрической схемы ТЭЦ-ЭВС-2
Особенностью построения главной схемы электрических соединений ТЭЦ-ЭВС-2 является то обстоятельство, что в состав ее основных потребителей входит электровоздуходувная станция (ЭВС) доменного дутья доменной печи № 5 (ДП-5). Главные приводы трех электрокомпрессоров, каждый мощностью по 32 МВТ, по надежности электроснабжения являются электроприемниками особой группы 1 категории.
1.3.4 Характеристика паровых турбин ТЭЦ-ЭВС-2
Паровые турбины типа ПТ-80-130/13 ЛМЗ ст. № 1,2 конденсационные, с регулируемыми отборами пара (производственным и двухступенчатым теплофикационным) предназначены для выработки электрической и тепловой энергии и служат непосредственным приводом генераторов трехфазного тока типа ТВФ-120-2Уз ст. № 1 номинальной мощностью 120 МВТ и ТВФ-110-2ЕУЗ ст. № 2 номинальной мощностью 110 МВТ. Конструкция: одновальный двухцилиндровый агрегат с одним промышленным и двумя теплофикационными отборами пара и одним выхлопом отработавшего пара в конденсатор. Турбина имеет цилиндры высокого и низкого давления.
Технические характеристики и параметры паровой турбины ПТ-80-130 представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Технические характеристики и параметры паровой турбины ПТ-80-130
№ п/п Наименование Параметры
1 Номинальная тепловая мощность 200 Гкал/ч
2 Номинальная электрическая мощность 80 МВТ
3 Частота вращения ротора 3 000 об/мин
4 Давление свежего пара перед стопорным клапаном 130 кгс/СМІ
5 Температура свежего пара перед стопорным клапаном 555 ЄС
6 Максимальный расход пара в турбину 470 т/ч
7 Давление пара в конденсаторе 0,035 кгс/СМІ
8 Расчетная температура охлаждающей воды перед конденсатором 20 ЄС
9 Расход охлаждающей воды при расчетной температуре охлаждающей воды 8 000 мі/ч
10 Пределы регулирования давления пара в производственном отборе 13±3 кгс/СМІ
11 Пределы регулирования давления пара в верхнем теплофикационном отборе 0,5-2,5 кгс/СМІ
12 Пределы регулирования давления пара в нижнем теплофикационном отборе 0,3-1,0 кгс/СМІ
13 Максимально допустимое давление пара в конденсаторе 0,12 кгс/СМІ
14 Количество нерегулируемых отборов пара 7
Свежий пар по трубопроводу поступает к стопорному клапану. От стопорного клапана пар по перепускным трубам подается к регулирующим клапанам ЦВД.
Турбина имеет сопловое парораспределение, состоящее из 4-х регулирующих клапанов и пятого перегрузочного, перепускающего пар при режимах с максимальным расходом пара в ЦВД более 415 т/ч из камеры регулирующей ступени в камеру за 4-й ступенью.
ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. Из ЦВД выполнено три отбора пара на регенерацию за 9-й ступенью в ПВД № 7, за 13-й ступенью в ПВД № 6 и за 17-й ступенью в ПВД № 5.
После ЦВД часть пара поступает в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД.
Регулирование давления в камере производственного отбора осуществляется четырьмя регулирующими клапанами ЦНД.
Из ЦНД выполнено три отбора пара: за 21 ступеньюна ПНД-4, за 25 ступеньюна ПСГ-2 и на ПНД-3, за 27 ступеньюна ПСГ-1 и на ПНД-2.
Давление пара теплофикационного отбора регулируется поворотной диафрагмой расположенной перед ЧНД. Концевые уплотнения турбины лабиринтного типа. В качестве рабочего пара подаваемого на уплотнения используется пар из паровой уравнительной линии деаэраторов 6 кгс/СМІ.
Отсос пара из крайних камер лабиринтовых уплотнений производится в конденсатор пара уплотнений типа КПУ-50-2,5-2 с эжектором, поддерживающим абсолютное давление в коллекторе отсоса 0,03-0,05 кгс/СМІ.
Пар из верхней половины четвертой камеры переднего уплотнения ЦВД отводится на выхлоп ЦВД.
Турбина имеет 7 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды последовательно в ПНД, деаэраторе и ПВД.
Конденсатная установка состоит: - из одного конденсатора типа 80 КЦС-1с с общей площадью охлаждения 3 000 МІ. В конденсаторе предусмотрен отдельный встроенный пучок с поверхностью охлаждения 600 МІ;
- воздухоудаляющего устройства, включающего пусковой ЭП-1-1100-1 и основной эжектора ЭП-3-700-1;
- циркуляционных насосов насосной станции оборотного водоснабжения и водяных фильтров;
- трубопроводов циркуляционной воды.
Охлаждение конденсатора осуществляется оборотной циркуляционной водой из напорных циркуляционных водоводов 1 020x10 мм.
Регенеративная установка включает: - охладители пара основных эжеторов ЭП-3-700-1;
- охладитель отсосапара из уплотнений ПН-130-16-9-II с эжектором;
- подогреватель низкого давления ПНД-1 встроенный в конденсатор;
- охладители пара из уплотнений ПС-50-1;
- три подогревателя низкого давления (ПНД-2,3,4) ПН-130-16-19-II, ПН-200-16-7-1, ПН-200-16-7-1;
- деаэретор 6 ата с деаэрационной колонкой питательной воды КДП-500 и деаэраторным баком БДП-100;
- три подогревателя высокого давления (ПВД-5,6,7) ПВ-425-230-23-1, ПВ-425-230-35-1, ПВ-500-230-50.
Конденсат турбины после конденсатных насосов турбины последовательно подогревается в ОЭ, ПС-50-1, ПНД-1, ОПУ, ПНД-2, ПНД-3 ПНД-4 и поступает в деаэратор 6 ата. Из деаэратора вода питательным электронасосом ПЭ-580-195 последовательно подается в ПВД-5, ПВД-6, ПВД-7 и в котел ТПГЕ-431.
Все подогреватели системы регенерации поверхностного типа, вертикальные. ПВД представляют собой поверхностные теплообменные аппараты вертикального типа со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа.
Конденсат греющего пара ПВД каскадно сливается в ПВД-5 и далее в деаэратор.
1.3.5 Теплофикационная установка
Теплофикационная установка турбин состоит из двух однотипных последовательно включенных по сетевой воде горизонтально расположенных четырехходовых подогревателей ПСГ-1300-3-8-1 с латунными трубками, включенных по пару соответственно в верхний 5 и нижний 6 регулируемые отборы.
Конденсат греющего пара ПСГ-1 подается в линию основного конденсата за ПНД-2 конденсатным насосом бойлера (КНБ-1). Конденсат греющего пара ПСГ-2 подается в линию основного конденсата за ПНД-3 конденсатным насосом бойлера (КНД-2).
1.3.6 Характеристика паровых котлов ТЭЦ-ЭВС-2
Паровой котел Еп-500-140-560 (ТПГЕ-431) с естественной циркуляцией изготовлен Таганрогским котельным заводом ПО «Красный котельщик» и предназначен для получения перегретого пара высокого давления при совместном и раздельном сжигании доменного и коксового газа в широком диапазоне их соотношений. Дополнительное топливо - природный газ и промпродукт после переработки угля.
В качестве резервного топлива может использоваться коксовый газ, а в случае его отсутствия - высокосернистый мазут марки «100».
Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160 С без увеличения тепловой производительности.
Котел барабанный, однокорпусный с симметричным относительно оси котла расположением поверхностей нагрева, выполненный по П-образной компоновке, состоит из топочной камеры и опускной конвективной шахты, соединенных в верхней части переходным горизонтальным газоходом.
Котел газоплотный, с уравновешенной тягой, имеет два потока по паровому тракту, предназначен для работы с турбиной ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ.
Топочная камера призматической формы открытого типа предназначена для работы с твердым шлакоудалением. Все стены топочной камеры, переходного газохода и конвективной шахты выполнены из газоплотных панелей.
В топочной камере размещены испарительные экраны и радиационный настенный пароперегреватель. Верхняя часть топочной камеры и переходного газохода экранизированы трубами потолочного пароперегревателя. В выходной части топочной камеры, в выходном окне, расположен один ряд ширмового пароперегревателя и далее по ходу газов (в переходном газоходе) две ступени конвективного пароперегревателя.
В конвективном газоходе последовательно по ходу газов расположены две части водяного экономайзера. Вне газохода, отдельно от котла, на собственных металлоконструкциях расположены две ступени кубов трубчатого воздухоподогревателя, в рассечке которых расположена одна ступень трубчатого подогревателя инертных газов.
Технические характеристики и параметры парового котла Еп-500-140-560 (ТПГЕ-431) приведены в таблицах 1.2.
Таблица 1.2 - Технические характеристики и параметры парового котла Еп-500-140-560 (ТПГЕ-431)
№ п/п Наименование Параметры
1 Паропроизводительность на проектных топливах и их смесях 500 т/ч
2 Паропроизводительность только на доменном газе 350 т/ч
3 Расчетное давление в барабане 165 ата
4 Расчетное давление пара на выходе из пароперегревателя 140 ата
5 Расчетная температура перегретого пара 560 ЄС
6 Температура питательной воды 230 ЄС
7 Гарантируемый КПД котла брутто при сжигании 45 % ППМ 55 % доменного газа 86 %
8 Гарантируемый КПД котла брутто при сжигании доменного газа 89 %
-воздухоподогревателя трубчатого инертного газа - воздухоподогревателя трубчатого доменного газа 18850 МІ 10400 МІ
10 Гидравлическое сопротивление тракта в пределах котла без РПК 30 ата
11 Объем водяной 90,9 мі
12 Объем паровой 100,4 мі
1.3.7 Пиковые водогрейные котлы КВГМ-100 ст. № 1,2
В отдельном здании пиковой водогрейной котельной установлены два водогрейных котла типа КВГМ-100 Дорогобужского котельного завода.
Котел КВГМ-100, водогрейный, газомазутный, прямоточный, с принудительной циркуляцией воды, номинальной теплопроизводительностью 100 Гкал/ч.
Котел с тремя горелками, установленными треугольниками вниз, предназначен для основного режима работы по четырехходовой гидравлической схеме при непосредственном подогреве сетевой воды, идущей на теплофикацию и горячее водоснабжение.
Расчетные виды топлива и их теплотворная способность: Природный газ с теплотой сгорания - 8 620 ккал/нмі
Мазут с теплотой сгорания - 9 170 ккал/кг
Тип топки - камерная.
Теплопроизводительность котла регулируется изменением давления природного газа при постоянном расходе сетевой воды через котел и переменном температурном перепаде. Обмуровке котла - натрубная, облегченная, состоит из слоя плит, изготовленных на основе огнеупорных волокон (МКРВ-350), минераловатных матов и магнезиальной штукатурки. Конвективная поверхность нагрева размещена в опускном газоходе, образованном боковыми, промежуточными и задними экранами. Пакеты конвективной поверхности набраны из змеевиков, врезанных в вертикальные трубы - стояки.
Циркуляция сетевой воды в теплосети и водогрейном котле обеспечивается сетевыми насоса ми, установленными в машзале главного корпуса ТЭЦ-2.
Для снижения низкотемпературной коррозии экранных и конвективных поверхностей нагрева предусмотрена установка двух насосов рециркуляции 10 НКУ-7-2 для поддержания температур воды на входе в котел не ниже 70 °С. Горячая вода из трубопровода прямой сетевой воды подается в обратную линию и, смешиваясь, подогревает воду перед котлом.
Основные технические характеристики и параметры водогрейного котла КВГМ-100 приведены в таблице 1.3
Таблица 1.3 - Основные технические характеристики и параметры водогрейного котла КВГМ-100
№ п/п Наименование Параметры
1 Станционный номер котла № 1,2
2 Номинальная теплопроизводительность 100 Гкал/ч
3 Рабочее давление (паспортное) 10-22,5 кгс/СМІ
4 Расчетное давление воды в котле 25 кгс/ СМІ
5 Минимальное давление при максимально допустимой температуре воды на выходе 7,5 кгс/ СМІ
6 Пробное давление 32 кгс/МІ
7 Полный расход сетевой воды через котел основной режим пиковый режим 1 250 т/ч 2 400 т/ч
8 Номинальная температура воды на входе на природном газе 70 ЄС
9 Номинальная температура воды на мазуте 110 ЄС
10 Максимальная температура воды на выходе 150 ЄС
11 Минимально-допустимая температура воды на входе 70 ЄС
12 Температура холодного воздуха 30 ЄС
13 Максимальное допустимое гидравлическое сопротивление водяного тракта котла при номинальной производительности 2,5 кгс/СМІ
14 КПД брутто котла на природном газе 92 %
15 Расход природного газа пр номинальной нагрузке 12 900 нмі/ч
16 Теплота сгорания природного газа 8 620 ккал/нмі
17 Теплота сгорания мазута 9 170 ккал/кг
18 Температура уходящих газов на природном газе 130 ЄС
19 Поверхности нагрева: Общая Радиационная Конвективной части 2 710 МІ 325 МІ 2 385 МІ
20 Объем водяной ПВК ст. № 1 ПВК ст. № 2 30 мі 30,5 мі
1.4 Топливный режим ТЭЦ-ЭВС-2
Для энергетических котлов используется доменный и коксовый газ как базовое топливо, промпродукт мокрого обогащения и энергетический уголь в качестве замыкающего топлива. Природный газ используется как растопочное, топливо и как основное топливо при нехватке других. Для водогрейных котлов используется природный газ.
Основные характеристики сжигаемого топлива в цехе приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4-Основные характеристики топлива
Характеристика Единица измерения Вид топлива доменный газ коксовый газ природный газ Промпродукт
СО % 22,6-25,0 6,4-7 - -
СО2 % 19,0-21,7 2,2-2,7 - -
N2 % 47,0-50,1 3,3-6,3 6,93 1,46
Н 2 % 6,5-8,0 56,0-59,1 - 3,25
СН 4 % 24,5 25,6 82,24 -
О 2 % - 0,3-0,7 - 2,95
СГН4 % - 2,3-2,9 - -
СГНБ % - - 7,84 -
СЗНЗ % - - 2,36 -
С4Н10 % - - 0,63 -
Ср % - - - 43,8
S p % - - - 0,43
Ар % - - - 35,12
Wp % - - - 7,73
О р ккал/нм3 746-918 3 768-4 000 8 035-8 106 -
О р ккал/кг - - - 4 326-4 515
Рабочее давление мм. в. ст. 1 500 600 5 000
Ар % - - - 35,12
Доменный газ подается на ТЭЦ по газопроводу ? 2620x3. Коксовый газ подается по газопроводу ? 1820x7. Природный газ (давление до ГРП 3 кгс/см2, после - 0.1кг/см2) подается по газопроводу ? 820x9.
1.5 Характеристика основного оборудования II очереди ТЭЦ-ЭВС-2
Конструкция котла предполагает возможность его работы, как в основных режимах со сбросом газов от ГТУ, так и в автономном режиме при остановленной ГТУ. Соотношение топлив, вводимых в котел: - при работе ГТУ - доменный газ 74%; коксовый 26%; природный -0% по теплу;
- в автономном режиме: доменный газ 60%; коксовый 20%; природный -20% по теплу;
Организация ввода газов от ГТУ и сжигания топлива с учетом подачи части газов в горелки.
В качестве оптимального по условиям минимально-возможного усложнения конструктивных решений и, вместе с тем, максимального использования тепла сбросных газов в котле и надежной работы выходной ступени водяного экономайзера принят вариант ввода остаточной части газов от ГТУ (после отбора необходимой их доли в горелки) в нижнюю часть «холодной воронки». При этом газы ГТУ, кислород которых используемые для окисления части топлива, подаваемого в котел, вводятся в нижнюю часть горелок, предназначенную для сжигания коксового и природного газов.
Начальная стадия сжигания доменного газа предполагается только в воздушной среде, для чего в верхние каналы горелок подается только воздух, с расходом до 40 % от его необходимого количества для сжигания всего, вводимого в котел топлива при принятом значении коэффициента избытка воздуха в горелках.
Горелки МПВСР устанавливаются на 1,8-2 м выше оси горелок на котлах ст.№1,2. Расчетная скорость доменного газа при номинальной нагрузке и qд.г.=0,7 - » 55-60м/с*. Диаметр на срезе амбразуры нижней части горелки с учетом необходимости ввода части газов от ГТУ увеличивается до 1-1,05м. Количество горелок 8 штук - по 4 на фронтовой и тыловой части топки.
Конструкция котла.
В связи со значительным снижением уровня температур в топке и, соответственно, тепловосприятия радиационной части пароперегревателя при работе котла со сбросом газов от ГТУ, поверхность нагрева конвективного пароперегревателя 1-ой ступени (КПП1ст.) по ходу пара увеличивается до 993 м2 путем добавления третьей петли во входной части КПП1ст.
В остальном конструкция котла не претерпевает изменений.
1.5.2 Паровая турбина Т-110/120-130-5
Основные характеристики паровой турбины Т-110/120-130-5 приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 - Основные характеристики турбины Т-110/120-130-5
№ п/п Наименование Размерность Величина
1 Т-110/120-130-5 3 4
1 Номинальная мощность турбины МВТ 110
2 Максимальная мощность турбины МВТ 120
3 Номинальный расход пара на турбину т/ч 470
4 Максимальный расход пара на турбину т/ч 485
5 Начальные параметры пара: 6 Давление кгс/см2 (МПА) 130 (12,75)
11 Давление в нижнем теплофикационном отборе кгс/см2 0,5-2
12 Давление в верхнем теплофикационном отборе кгс/см2 0,6-2,5
13 Расчетный удельный расход теплоты ккал/КВТ*ч 2155
14 Температура питательной воды °С 234
Конструкция турбины
Паровая турбина типа Т-110/120-130 Уральского турбомоторного завода номинальной мощностью 110 МВТ с конденсационной установкой и двумя отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВТ.
Турбина рассчитана на работу свежим паром при давлении 130 ата и температуре 555 С, измеренными перед автоматическим стопорным клапаном. Расчетная температура охлаждающей воды на входе в конденсатор равна 20 С. Номинальное количество охлаждающей воды 16000 м3/час.
Турбина представляет собой трехцилиндровый агрегат, имеющий 27 ступеней. Свежий пар от стопорного клапана по 4-м перепускным трубам поступает к 4 регулирующим клапанам цилиндра высокого давления (ЦВД).
Лабиринтовое уплотнение ЦВД со стороны паровпуска имеют 5 каминных камер. Из первой камеры пар отсасывается в 1-й отбор, из 2-й - в 4-й отбор. Заднее концевое уплотнение ЦВД и переднее уплотнение ЦСД имеют по 4 каминных камеры. Отсос из первых камер направляется в 4 отбор.
Пар на лабиринтовые уплотнения подается из пароуравнительной линии деаэраторов 7 ата через регулирующий клапан при давлении 1,03-1,05 ата и температуре около 160 С в предпоследние камеры всех концевых уплотнений.
Из крайних камер каминов паровоздушная смесь отсасывается в подогреватель сальниковый.
Подогрев питательной воды осуществляется в четырех подогревателях низкого давления и трех высокого давления, которые питаются паром из отборов после 23,21,19,17,13,11,9 ступеней.
Регенеративное устройство
Регенеративное устройство состоит из следующего оборудования: а) основные эжектора типа ЭП-3, б) подогреватель уплотнений типа Х9-90-550, в) сальниковый подогреватель типа ПН-100-16-4, предназначенного для конденсации пара, отсасываемого из промежуточных камер концевых уплотнений турбины, г) четырех поверхностных подогревателей низкого давления ПН-250-16-4, предназначенных для подогрева собственного конденсата, д) трех поверхностных подогревателей высокого давления ПВ-425, предназначенных для подогрева питательной воды после деаэратора 7 ата в количестве 105% от максимального расхода пара на турбину. Подогреватели высокого давления (ПВД) снабжены быстродействующей групповой защитой, состоящей из автоматических впускного и обратного клапанов, командного вентиля с электроприводом включения и отключения подогревателей. В случае переполнения одного из подогревателей отключается вся группа подогревателей и питательная вода направляется в котел по обводу.
Конденсационное устройство
Конденсационное устройство турбины состоит из следующего оборудования: а) конденсаторной группы КГ-6200-1 с поверхностью охлаждения 6200 м2, группа включает в себя два поверхностных, двухходовых конденсатора поверхностью охлаждения 3100 м2 каждый, соединенных между собой по паровой стороне двумя уравнительными линиями.
Латунные трубки диаметром 22х1 развальцованы в трубных досках. Корпуса конденсаторов приварены к выхлопным патрубкам турбины и установлены на пружинных опорах.
Охлаждающая поверхность по паровой и водяной сторонам разделены на три обособленных пучка, из которых два крайних (основных) составляют 85% поверхности, а средний (встроенный пучок)- 15%.
Гидравлическое сопротивление конденсатора при чистых трубках и расходе охлаждающей воды 16000 м3/час составляет 4 м вод. ст. Наибольшее допустимое давление внутри водяного пространства составляет 2,5 кг с/см2 основного пучка конденсатора. Наибольшее допустимое давление внутри водяного пространства встроенного пучка составляет 8,0 кг/см2.
Отсос паровоздушной смеси из конденсаторов производится эжекторами. Из основных пучков паровоздушная смесь, пройдя воздухоохладители, т.е. трубные пучки, специально выделенные для ее дополнительного охлаждения, отводится через трубки, расположенные на боковой поверхности конденсаторов.
Из встроенных пучков паровоздушная смесь отводится через патрубки на торцевых стенках конденсаторов, причем в зависимости от режима их работы, этот отвод осуществляется следующим образом: 1. К воздухоохладителям основных пучков, если вся поверхность охлаждения конденсаторов работает на циркуляционной воде, 2. К воздухоохладителям работающих основных пучков, если другие отключены для чистки по водяной стороне, при этом в зависимости от того, какие из пучков отключены, должны закрыты или открыты соответствующие задвижки отсосов.
3. Непосредственно к эжектору, если работают только одни встроенные пучки (режим ухудшенного вакуума), при этом задвижки из основных пучков закрыты, задвижки из встроенных пучков открыты.
Предусмотрено одновременное охлаждение конденсатора подпиточной и циркуляционной водами, это возможно при условии, что разность их температур на входе в конденсатор не более 20 С.
При охлаждении конденсатора только подпиточной водой турбина должна работать на режиме с противодавлением, т.е. с полностью закрытыми диафрагмами ЦНД. Расход подпиточной воды при этом должен быть в пределах 600-1500 т/час с температурой на входе в конденсатор равной 5-10 С, но не более 20 С.
Возможна работа при пропуске циркуляционной воды через основные пучки, встроенные - отключены. Такая работа допускается при условии, что температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не более 33ЄС, на выходе - 43 С.
При пропуске через конденсатор только подпиточной воды максимальная тепловая нагрузка увеличивается на 5-15 Гкал/час (в зависимости от температуры прямой сетевой воды).
В конденсатосборники подается греющая вода с линии основного конденсата. Добавка дистиллята производится в верхнюю часть конденсатора через 5 групповых форсунок.
Допускается чистка конденсаторов на ходу турбины. При этом следует отключить одновременно либо две внешние, либо две внутренние половины конденсаторов, либо одновременно два встроенных пучка. Снижение нагрузки при этом определяется температурой выхлопного патрубка, высшее значение которой при чистке не должно превышать 80 С.
Двух основных трехступенчатых эжекторов типа ЭП-3-2 предназначенных для обеспечения нормального процесса теплообмена в конденсаторах и других вакуумных аппаратах. Эжекторы питаются паром от магистр
Вывод
Таким образом в результате расширения ТЭЦ-ЭВС-2 с помощью ПГУ сбросного типа: Выработка электрической энергии может быть увеличена почти в 2 раза (сейчас номинальная электрическая мощность, вырабатываемая на станции составляет порядка 160 МВТ, в результате установки ГТУ, электрической мощностью 45 МВТ и паровой турбины, электрической мощности 110 МВТ, электрическая мощность станции может вырасти до 315 МВТ);
Затраты ЧЕРМК на покупную электроэнергии снизятся;
Повысится КПД электростанции в целом;
Доменный и коксовый газ будут использованы более полно;
Улучшится теплоснабжение объектов ОАО «Северсталь».
2. Расчетная часть
2.1 Расчет тепловой схемы ГТУ с охлаждением
2.1.1 Исходные данные
Для расчета тепловой схемы ГТУ заданы следующие исходные величины: электрическая мощность Nэ = 45 МВТ;
температура газов перед турбиной тс = 1250 °С;
температура воздуха на входе в компрессор та = 15 °С;
отношение давлений в компрессоре e = pb/pa = 19,3;
коэффициент потерь давления l = d/e = 0,96 (где d = pc/pd - отношение давлений в турбине);
коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания hk.с. = 0,99;
механический КПД турбины hm = 0,99;
КПД электрического генератора hэ.г. = 0,99;
изоэнтропийный КПД турбины ht = 0,89;
изоэнтропийный КПД компрессора hk = 0,87;
коэффициент утечек аут = 0,005;
В качестве топлива принимаем стандартное углеводородное топливо (85 % С, 15% Н2), имеющее следующие характеристики: теплота сгорания топлива Кт = 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
Расчет тепловой схемы ГТУ ведем по методике, взятой из учебника для вузов «Турбины тепловых и атомных электрических станций» - 2-е изд., под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 488 с., ил.
Схема газотурбинной установки простой (ГТУ) показана на рис. 1
Рисунок 1 - Схема простой ГТУ: К - компрессор; Т - турбина; КС - камера сгорания; ра, Та - параметры воздуха, забираемого из атмосферы; pb, Tb - параметры воздуха на выходе из компрессора; рс, Тс - параметры газа, подаваемого в турбину; pd, Td - параметры газа на выходе из турбины.
Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре.
Рассчитываем газовую постоянную воздуха:
где мв = 28,97 кг/кмоль - молекулярная масса сухого воздуха.
где кв =срв/cvв @ 1,4 - отношение изобарной и изохорной теплоемкостей для воздуха, мв = .
Определяем температуру воздуха на выходе из компрессора в идеальном процессе сжатия:
где Та = та 273,15 = 15 273,15 = 288,15 ЄС - температура воздуха перед компрессором, К.
T"b = 288,15·19,30,286 = 671,31 K.
Из определения изоэнтропийного КПД компрессора:
выражаем действительную температуру воздуха на выходе из компрессора:
Tb= K.
Определяем энтальпии воздуха на входе и выходе из компрессора ha и hb, КДЖ/кг, соответствующие температурам tb и та, °С, отсчитанные от энтальпии воздуха при стандартной температуре 25 °С:
где и - средние теплоемкости воздуха при температурах ta и tb, ha = 1,00304·15-25,08 = -10,034 КДЖ/кг, hb = 1,03416·455,41-25,08 = 445,89 КДЖ\кг.
Вычисляем среднюю теплоемкость в процессе сжатия в компрессоре:
Срв = КДЖ/(кг·К).
Уточняем значение параметра мв:
мв = 0,287/1,035 = 0,277.
Уточняем температуру за компрессором:
Tb = K.
Уточняем энтальпию воздуха на выходе из компрессора:
hb = 1,0322·436,26-25,08 = 425,28 КДЖ/кг.
2.1.3 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ
1. Определяем коэффициент избытка воздуха в камере сгоранияа.
Для этого составим уравнение теплового баланса камеры сгорания:
где Gk - массовый расход воздуха на входе в камеру сгорания; hb - энтальпия воздуха за компрессором или при входе в камеру сгорания; В - расход топлива (массовый), подаваемого в камеру сгорания насосом (жидкое) или газовым компрессором (газообразное); Кт - теплота сгорания топлива, т.е. количество теплоты, выделяющееся при полном сгорания 1 кг топлива; hk.с - КПД камеры сгорания; hтп - энтальпия топлива; Gt - расход газов, покидающих камеру сгорания; hc - энтальпия продуктов сгорания на выходе из камеры сгорания.
Между расходами Gk, В и Gt существуют соотношения:
где L0 - количество воздуха, минимально необходимое для полного сжигания 1 кг топлива, кг/кг; a - коэффициент избытка воздуха, т.е. отношение действительного количества воздуха, подаваемого в камеру сгорания для сжигания 1 кг топлива, к минимально необходимому его количеству.
Продукты сгорания топлива, выходящие из камеры сгорания, можно рассматривать как смесь «чистых» продуктов сгорания, получаемых в результате сжигания топлива без избытка воздуха, и добавочного воздуха. В результате сжигания 1 кг топлива получается 1 L0 чистых продуктов сгорания, кг/кг, и (a-1) L0 добавочного воздуха.
Энтальпию смеси газов на выходе из камеры сгорания hc при температуре Тс = tc 273,15 °С представим в виде:
где hп.с и hв - энтальпии чистых продуктов сгорания и воздуха при температуре Тс.
Подставив выражения (2.12) и (2.13) в (2.11), можно выразить коэффициент a:
Энтальпию воздуха hв в (2.14) определяем по выражению:
где температура газов перед турбиной tc задана в исходных данных; среднюю теплоемкость воздуха при температуре tc;
hв = 1,1125·1523,15-25,08 = 1365,55 КДЖ\кг
Энтальпия чистых продуктов сгорания hп.с в (2.14), отсчитанная от энтальпии продуктов сгорания при 25 °С, равна:
где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температурах tc и 25 °С. hп.с = 1,2388·1250-26,77 = 1521,73 КДЖ/кг.
По формуле (2.14), приняв энтальпию топлива равной нулю (hтп = 0), рассчитывается коэффициент избытка воздуха a. ? =
По формуле (2.13) находим энтальпию газов перед турбиной hc, КДЖ/кг. hc = КДЖ\кг
2.1.4 Определение параметров рабочего тела в газовой турбине
Определяем параметры процесса расширения газа турбине.
Отношение давлений газа в турбине
= 0,96·19,3=18,53
Параметр для газов, расширяющихся в турбине, принимаем предварительно равным мг = 0,25.
Рассчитываем температуру газов на выходе из турбины при изоэнтропийном расширении:
где Tc = tc 273,15 = 1250 273,15 = 1523,15 К, T"d = 1523,15·18,53-0,25 = 734,15 K.
Из определения изоэнтропийного КПД турбины:
выражаем действительную температуру газов на выходе из турбины:
Td = 1523,15-0,89·(1523,15-734,15)=820,94 K.
Вычисляем энтальпию воздуха при температуре Td:
где - средняя теплоемкость воздуха при температуре td = Td - 273,15 °С;
hв = 1,0439·547,8-25,08=546,76 КДЖ\кг.
Энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре Td:
где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температуре td;
hп.с = 1,1424·547,8-26,77=599,03 КДЖ/кг.
Определяем энтальпию газов на выходе из турбины:
hd = КДЖ/кг.
Средняя теплоемкость газов в процессе расширения в турбине:
Срг = КДЖ/(кг·К).
Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:
где мв = 28,97, мп.с = 28,66 - молекулярные массы воздуха и чистых продуктов сгорания. q = rв =
Молекулярная масса продуктов сгорания:
?г = 0,63·28,97 (1-0,63)·28,66 = 28,86
Газовая постоянная продуктов сгорания:
Rг = 8,314/28,86 = 0,288.
Уточняем значение параметра мг:
мг = 0,288/1,22 = 0,24
Уточняем температуру газа за турбиной:
Td = K.
Эту температуру принимаем как окончательную и по ней находим:
где - средняя теплоемкость воздуха при температуре td = Td - 273,15 = 848,017-273,15 = 574,87 °С. hв = 1,0439·(848,017-273,15)-25,08 = 575,02 КДЖ/кг.
Энтальпия чистых продуктов сгорания при температуре Td:
где - средняя теплоемкость продуктов сгорания при температуре td;
Определяем работу, затраченную на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:
Нк = 445,89-(-10,03) = 435,26 КДЖ/кг.
Определяем работу ГТУ на валу агрегата:
Не = 827,74·0,99-0,98·435,26 = 392,07 КДЖ/кг, где hm - механический КПД турбины;
где аут - коэффициент утечек. b = , Расход газа через турбину:
где Nэ - электрическая мощность ГТУ, переведенная в КВТ; hэ.г. - КПД электрического генератора.
Gt = кг/с.
Расход воздуха, подаваемого компрессором:
G"k = 0,98·115,94 = 113,84 кг/с.
Расход топлива:
В = кг/с.
Мощность газовой турбины:
Nt = 115,94·827,74 = 95963,55 КВТ
Мощность, потребляемая компрессором:
Nk = 113,84·435,26 = 49549,37 КВТ
Коэффициент полезной работы:
? =
Коэффициент полезного действия ГТУ (электрический КПД ГТУ):
где Кт - теплота сгорания топлива, КДЖ/кг;
?э = 1.
2.1.6 Расчет системы охлаждения
Температура газов перед газовой турбиной равна tc = 1250 °С. При существующих материалах, из которых изготавливаются лопатки первой ступени турбины, такая температура допустима лишь при наличии системы охлаждения элементов газовой турбины. Газовая турбина SGT-800 оснащена системой воздушного охлаждения. Схема простой ГТУ с воздушным охлаждением представлена на рис. 2.
Рисунок 2 - Схема простой ГТУ с воздушным охлаждением сопловых и рабочих лопаток.
Схема простой ГТУ с открытым воздушным охлаждением содержит линии подачи охлаждающего воздуха Gв1, Gв2 от компрессора к различным точкам проточной части турбины. Охлаждающий воздух отбирается из камер, расположенных за некоторыми ступенями компрессора, и подается на охлаждение сопловых и рабочих лопаток первых нескольких ступеней турбины. Например, поток с расходом Gв1 на рис. 5 подается на охлаждение сопловых и рабочих лопаток первой ступени турбины, поток с расходом Gв2 - на охлаждение второй ступени и т.д. Число мест отбора охлаждающего воздуха из компрессора зависит от начальной температуры газов и может быть равным 3-4. Каждый поток охлаждающего воздуха после охлаждения сопловых и рабочих лопаток сбрасывается в проточную часть газовой турбины, смешиваясь с основным потоком газов и расширяясь в смеси с ним до конечного давления за турбиной, совершая при этом полезную работу.
Принимаем допустимую температуру металла равной tw = 950 °С; число ступеней в газовой турбине - z = 3.
По приближенной формуле, основанной на многочисленных сравнительных расчетах и данных испытаний ГТУ определяют относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:
где gв = (Gв1 Gв2 …)/Gt; Gt - расход газов из камеры сгорания, кг/с; Tw - наибольшая допустимая температура металла; Тс - температура газов перед турбиной. gв = 0,02 0,32·10-3·(1523,15-1223,15) = 0,116
Вычисляем температуру газов после первой ступени турбины по приближенной формуле:
где срг =1,22 - средняя теплоемкость расширения в газовой турбине, КДЖ/(кг?К); Нт = 827,74 - работа расширения 1 кг газа в турбине, КДЖ/кг.
T""2 = 1523,15- (К)
Удельная работа ГТУ с охлаждением газовой турбины определяется выражением:
Нохл = 400,35·(1-0,66·0,116) = 396,78 КДЖ/кг где Н - удельная работа ГТУ без охлаждения, КДЖ/кг:
Н = 827,74-0,98·435,26 = 400,35 КДЖ/кг, где Нк = 435,26 - работа сжатия 1 кг воздуха в компрессоре, КДЖ/кг; b - коэффициент, определенный по формуле (2.36).
?Т = где nн = 0,5?0,7 - опытный коэффициент, зависящий от конструктивных особенностей турбины; j - коэффициент полезной работы.
?к-?в = где Т?1 = Tb = 709,41 К- температура воздуха, подаваемого на охлаждение первой ступени турбины, равная температуре воздуха на выходе из компрессора.
где Nэ - электрическая мощность турбины, КВТ; hэ.г - КПД электрического генератора.
GT =
Расход топлива на ГТУ с охлаждением, кг/с:
Вохл =
Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с:
Gk =
Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:
G"k = 125,5·(0,98 0,116) = 137,81
Расход газов на выходе из турбины, кг/с:
G"T = 125,5·(1 0,116) = 140,08
Электрический коэффициент полезного действия ГТУ с охлаждением:
?э.охл = 0,381·(1-0,66·0,116) = 0,352.
2.2 Расчет полного сгорания топлива
Исходные данные: Процентное содержание углерода С в топливе (природном газе) - 85 %
Процентное содержание водорода Н2 в топливе (природном газе)- 15 %
Топливо, сжигаемое в котле - смесь доменного и коксового газов. Их процентное соотношение: доменный газ 74 %, коксовый 26 %.
Химический состав доменного газа по объему: Н2 = 7 %
СН4 = 0
С2Н4 = 0
О2 = 0
СО = 22 %
СО2 = 21 %
N2 = 48 %
H2O = 2 %.
Химический состав коксового газа по объему: Н2 = 57 %
СН4 = 25,5 %
С2Н4 = 2,5 %
О2 = 0,7 %
СО = 7 %
СО2 = 2,3 %
N2 = 5 %
H2O = 0 %.
Расчет полного сгорания топлива ведем по методике, взятой из учебника для вузов «Промышленные печи и газовое хозяйство заводов». Щукин А.А. Изд. 2-е, перераб. М., «Энергия», 1973.
1. Определяем объемный состав продуктов полного сгорания природного газа. Дымовые газы после ГТУ используются в качестве окислителя для сжигания топлива в парогенераторе.
Определим теоретический расход сухого кислорода (для природного газа):
V002 = 0,01·(1,867·85 5,56·15) = 2,42 м3/м3
Теоретический расход сухого окислителя:
О2ок - объемное содержание кислорода в окислителе, % (для атмосферного воздуха 21%);
Vook = 100·2,42/21 = 11,53 м3/м3
Расход сухого окислителя при :
Vok = 2,84·11,53 = 32,74 м3/м3
Выход сухих трехатомных газов:
VRO2 = 0,01·(1,866·85) = 1,586 м3/м3
Теоретический выход азота:
N2ок - объемное содержание азота в окислителе, % (для атмосферного воздуха 79 %).
VON = 0,008·(0,01·79·11,53) = 0,073 м3/м3.
Теоретический выход водяных паров:
Gф - удельный расход водяного пара на распыливание жидкого топлива, кг/ кг (от 0,03 до 0,1 кг/кг в зависимости от типа форсунки);
dok - влагосодержание окислителя, г/м3, (для атмосферного воздуха может быть принята равной 0,13 г/м3).
На рисунке 3 показана схема (упрощенная) паротурбинной ТЭЦ промышленного типа.
Рисунок 3- Схема паротурбинной промышленной ТЭЦ.
На рисунке 4 показана схема парогазовой установки (ПГУ) сбросного типа.
Рисунок 4 - Схема ПГУ сбросного типа.
На ТЭЦ (рис. 6) в топке парогенератора сжигается газообразное топливо с расходом В0, м3/с, с низшей расчетной теплотой сгорания = 7197,64, КДЖ/м3. За счет теплоты горения этого топлива в парогенераторе из питательной воды с энтальпией hпв, КДЖ/кг, вырабатывается пар в количестве Dпг = 138,89, кг/с, с энтальпией hпг = 3521 КДЖ/кг (при давлении 13 МПА и температуре 565 °С). Энтальпия hпв определяется по температуре питательной воды тпв = 230 °C, т.е. hпв = 990,2 КДЖ/кг.
Тепловая нагрузка парогенератора (если пренебречь расходом теплоты на нагрев продувочной воды) определяется выражением:
В результате технологического процесса на ТЭЦ в электрическом генераторе ЭГ вырабатывается электрическая мощность Wэ = 110 000 КВТ, и из отбора турбины тепловому потребителю отпускается пар в количестве Dt, кг/с. На группу подогревателей высокого давления (ПВД) из верхних регенеративных отборов отбирается пар с расходом Dв, кг/с, со средней энтальпией hв, КДЖ/кг. Для турбин типа ПТ с начальным давлением свежего пара р0 = 13 МПА энтальпию hв можно принять равной hв = 3083 КДЖ/кг (соответствует давлению 2,15 МПА во втором регенеративном отборе). Средняя энтальпия конденсата греющего пара на выходе из ПВД равна h?в = 905,2 КДЖ/кг (равна энтальпии конденсата пара давлением 2,15 МПА). В деаэраторе питательной воды поддерживается давление 0,6 МПА, таким образом, насыщенная вода с расходом, равным Dпв, выходит из деаэратора при температуре 158,8 °С, с энтальпией hдв = 670,6 КДЖ/кг. На деаэрацию отбирается пар из отбора с расходом Dд. На группу подогревателей низкого давления (ПНД) из нижних регенеративных отборов отбирается пар с расходом Dн, кг/с, со средней энтальпией hн.
Расход греющего пара на ПВД можно определить из теплового баланса:
где Dпв @ Dпг - расход питательной воды, кг/с.
Из последнего выражения получается:
Dв = кг/с
На ПГУ (рис. 7) в газотурбинной установке (ГТУ) в камере сгорания сжигается топливо с расходом B1 = 2,88 кг/с, с теплотой сгорания Кт = 44 300 КДЖ/кг, в результате чего в генераторе ЭГ1 вырабатывается электрическая мощность Nэ = 45 000 КВТ. Отработавшие газы с расходом Gt = 140,08 кг/с, и с энтальпией hd = 595,22 КДЖ/кг, направляются в топку парогенератора, тем самым вносят туда теплоту в количестве (Gt? hd) КВТ. Если принять, что паровая нагрузка парогенератора Qпг не изменяется, то теплота Qc, вносимая в топку с топливом и с газами от ГТУ, также не изменяется:
откуда выражаем расход топлива в топке парогенератора, куда сбрасываются газы после ГТУ:
B2 = м3/с.
Поскольку горячие газы после ГТУ используются в качестве окислителя для сжигания топлива в парогенераторе, то воздухоподогреватель в таком парогенераторе исключается, и, чтобы снизить температуру дымовых газов, уходящих из котла, убираются подогреватели высокого давления (ПВД), и увеличивается поверхность экономайзера в котле, чтобы нагреть питательную воду от температуры на выходе из деаэратора (158,8 °С). Таким образом, в схеме на рис. 4 питательная вода парогенератора имеет более низкую энтальпию hдв = 670,6 КДЖ/кг.
Высвобожденный пар верхних регенеративных отборов с расходом Dв, кг/с, расширяется в паровой турбине до конечного давления в конденсаторе, совершая дополнительную работу. Дополнительная электрическая мощность, вырабатываемая высвобожденным паром в электрическом генераторе ЭГ2, определяется по выражению:
?WЭ = 20,81·(3038-2225)·0,98 = 16582,28 КВТ, где hэм @ 0,98 - электромеханический к.п.д. турбоустановки; hk @ 2225 КДЖ/кг - энтальпия отработавшего пара, идущего в конденсатор турбины (соответствует давлению и температуре свежего пара 13 МПА, 560 °С, давлению в конденсаторе рк = 4 КПА, и внутреннему относительному к.п.д. турбины hoi = 0,85.
Таким образом, в схеме на рис. 2 суммарная электрическая мощность составит:
?WЭ = 45000 110000 16582,28 = 171 582,3 КВТ, т.е. дополнительная выработка электроэнергии по сравнению со схемой на рис. 3 составит , т.е. 61 582,28 КВТ.теплоэнергетический компрессор топливо турбина
В данной выпускной квалификационной работе ставилась задача определить целесообразность расширения и модернизации ТЭЦ-ЭВС-2 ОАО «Северсталь» на основе парогазовых технологий. В результате расчета принципиальной тепловой схемы энергоблока ПГУ-С определены показатели тепловой экономичности газотурбинной установки, паротурбинной установки и энергоблока в целом.
Установка блока ПГУ обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико-экономических показателей ТЭЦ. Установка блока ПГУ несколько снижает напряженность работы существующего оборудования I очереди.
В результате расчета технико-экономических показателей были получены следующие результаты: номинальная мощность станции возрастет на 171 582,3 КВТ, экономия денежных затрат на покупной электрической энергии составит 1 186 813 696 руб., годовая выработка электроэнергии увеличится на 539 460 771 КВТ·ч., экономический эффект от расширения станция равен 1 067 906,561 тыс.руб. Срок окупаемости данного проекта составит 2,92 года. Можно сделать вывод, что проект является экономически эффективным.
Произведен анализ условий труда в цехе, приведены вредные и опасные факторы, способные оказывать влияние на здоровье персонала. Также разработаны меры, направленные на обеспечение безопасных и здоровых условий труда. Произведен анализ возможных чрезвычайных ситуаций (наиболее опасными являются пожар и разрывы). Разработаны мероприятия, обеспечивающие устойчивость ТЭЦ-ЭВС-2 в условиях ЧС, а также мероприятия, направленные на уменьшение загрязнения воздушного и водного бассейнов.
Таким образом при расширении ТЭЦ-ЭВС-2 с помощью ввода блока ПГУ на основе вышесказанного можно сделать следующие выводы: - выработка электрической энергии может быть увеличена почти в 2 раза;
- затраты на покупную электроэнергию снизятся (по статистике за 2013 год 35% всей электроэнергии, предоставляемой на комбинат, является закупочной);
- повысится КПД электростанции в целом;
- доменный и коксовый газ будут использованы более полно;
- улучшится теплоснабжение объектов ОАО «Северсталь» (потребителями тепловой энергии и горячей воды ТЭЦ-ЭВС-2 являются комбинат, промпорт, и собственные нужды цеха)
Список литературы
1. Турбины тепловых и атомных электрических станций - 2-е изд., под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. - Москва: Издательство МЭИ, 2001. - 488 с.
2. Щукин А.А. Промышленные печи и газовое хозяйство заводов. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. - Москва: Энергия, 1973. - 224 с.
3. Ривкин, С. Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л. Ривкин, А. А. Александров. - Москва: Энергия, 1980. - 424 с.
4. Леонков А.М. Паровые и газовые турбины. Курсовое проектирование. - Москва: Высшая школа, 1986. - 116 с.
5. Шварц В.А. Конструкции газотурбинных установок - Москва: Машиностроение, 1970. - 446 с.
6. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник. Под ред. В.А. Григорьева, - Москва: Энергоатомиздат - 1987г. - 160 с.
7. Методические указания к расчету экономической эффективности курсовых и дипломных проектов. Учебно-методическое пособие, - Череповеч: ЧГУ, 2003. - 30 с.
8. Экономика предприятия: Учебник для вузов/ По ред. О.И. Волкова. -Москва: Инфра-М, 1998. - 180 сю
9. Экономика предприятия: Учебник для вузов/Под ред. В. Горфинкеля, В. Швандера. - Мсоква: ЮНИТИ, 2000. - 204 с.
11.Безопасность жизнедеятельности. Учебник для вузов/С.В.Белов, А.В.Ильницкая, А.Ф.Козьяков и др. Под общ. ред. С.В.Белова. - Москва: Высшая школа, 2006. -511 с.
12.ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.
Размещено на .ru
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
