Аннотация

В дипломной работе рассматривается комбинированная парогазовая установка (КПГУ) на базе паротурбинного контура Т-110/120-130 с газотурбинной надстройкой ГТЭ-160. Работа содержит: обзор научно – технической литературы и патентных источников информации по данной тематике, расчет парового контура комбинированной энергетической установки, термодинамический расчет ГТЭ-160 расчет эксплуатационных характеристик ГТУ. Разработаны алгоритмы расчета ТЭЦ на базе принципиальной тепловой схемы турбоустановки Т-110/120-130. На базе вышеперечисленных алгоритмов были созданы программы в компьютерной среде MS Excel и Mathcad.

Также выполнены технико-экономическое обоснование внедрения ГТЭ-160 и инженерное обеспечение безопасности персонала при эксплуатации комбинированной парогазовой установки.

Количество страниц – 152 , иллюстраций – 49 , таблиц – 29 , плакатов – 7, источников литературы – 25.

СОДЕРЖАНИЕ

	Стр.
Введение	5
1 Обзор научно-технической литературы……………………………….	6
Проблемы и перспективы развития энергетики России……………. Турбина ТП-110/120-130-12М……………………………………	6 11
Парогазовые и газотурбинные установки тепловых электростанций (ПГУ и ГТУ ТЭС)……………………………………………….	13
Пути повышения тепловой эффективности в комбинированных циклах…………………………………………………………………	18
1.5 Комбинированные ПГУ. Эффективность энергоснабжения потребителей. Техническое перевооружение оборудования………..	21
2 Обзор патентных источников информации на тему КПГУ…………..	27
3 Техническое описание проектируемых комбинированных энергетических установок электростанции…………………………………	34
3.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки типа Т-110/120-130……………………………………………………..	34
3.2 Техническое описание газотурбинной установки ГТЭ-160……..	38
4 Расчет эксплуатационных характеристик газотурбинных установок ГТЭ-160…………………………………………………………..	44
4.1 Термодинамический расчёт ГТУ типа ГТЭ-160 на номинальном режиме……………………………………………………………...	44
4.1.1 Основные допущения…………………………………………	44
4.1.2Исходные данные для термодинамического расчета………..	45
4.1.3 Термодинамический расчет одновальной ГТУ……………..	46
4.2 Расчет эксплуатационные характеристики газотурбинной установки ГТЭ-160………………………………………………………….	49
4.2.1 Расчет дроссельных характеристик………………………….	49
4.2.2 Расчет климатических характеристик………………………..	53
5 Расчет тепловой схемы КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ ГТЭ-160 в топку котла с дожиганием дополнительного топлива………………………………………………………………..	57
5.1 Принципиальная схема ПГУ……………………………………….	57
5.2 Расчет парового контура комбинированной энергетической установки………………………………………………………………	58
5.3 Тепловые балансы подогревателей……………………………...	62
5.4 Контроль материального баланса………………………………..	70
5.5 Паровой баланс парового контура…………………………………	71
5.6 Расчет газового контура комбинированной энергетической установки……………………………………………………………..	71
5.6.1 Расчет камеры дожигания…………………………………….	71
5.6.2 Расчет котла-утилизатора…………………………………….	73
5.6.3 Расчет газоводяного подогревателя сетевой воды………….	75
5.7 Расчет энергетических показателей……………………………….	75
5.7.1 Расчет энергетических показателей ПГУ………………….	75
5.7.2 Расчет энергетических показателей ТЭЦ………………….	78
6 Регенеративные подогреватели………………………………………	80
6.1 Типы регенеративных подогревателей…………………………..	80
6.2 Подогреватели низкого давления поверхностного типа………..	84
6.3 Тепловой расчет подогревателя низкого давления………………	90
6.3.1 Исходные данные для теплового расчета подогревателя низкого давления……………………………………………………	90
6.3.2 Тепловой расчет подогревателя низкого давления………...	91
7 Безопасность и экологичность проекта……………………………..	96
Введение………………………………………………………………….	96
7.1 Идентификация вредных и опасных факторов………………….	97
7.2 Понятие несчастного случая на производстве тепла и электроэнергии………………………………………………………………….	101
7.3 Психологические причины создания опасных ситуации и производственных травм………………………………………………….	103
7.4 Анализ травматизма………………………………………………..	109
7.5 Показатели производственного травматизма……………………	115
7.6 Порядок расследования профессиональных заболеваний………	117
Заключение……………………………………………………………….	121
8 Технико-экономическое обоснование эффективности инвестиций.	123
8.1 Краткое описание рынка и условий сбыта………………………	123
8.2 Энергетический баланс…………………………………………...	125
8.3 Смета затрат на производство энергии…………………………. 129
8.3.1 Текущие расходы…………………………………………….	131
8.3.2 Затраты на ремонтно-техническое обслуживание………... 8.4 Основные технико-экономические показатели проекта……….. 8.5 Обоснование экономической эффективности проекта………….	136 137 138
Заключение…………………………………………………………….	142
Список литературы…………………………………………………….	144
Приложения……………………………………………………………	146

Введение

В настоящее время в мире широкое распространение получают все более эффективные, экономичные и экологически чистые технологии преобразования энергии органического топлива в электрическую энергию и теплоту. К их числу относятся использование на действующих и вновь создаваемых электростанциях газотурбинных установок и парогазовых циклов на их основе.

Опыт мировой энергетики в области применения парогазовых технологий показывает, что электрический кпд ПГУ всегда выше 50%, а в самых современных установках - даже и 60%. В традиционных ТЭС кпд в лучшем случае достигает 42%, а в России четверть станций вообще работает с 25% эффективностью. ПГУ утилизационного типа позволяют получить наибольшее значение КПД среди ТЭЦ с ПГУ.

Применение парогазовых технологий позволяет:

• значительно сократить использование природного газа, объем выделения которого для энергетики в настоящее время и на перспективу является ограниченным;

• сократить вредные выбросы в атмосферу (для NО_Х в 2,5 - 3 раза);

• для ТЭЦ со стабильным круглогодичным обеспечением природным газом и плотным годовым графиком тепловой нагрузки получить наиболее высокие экономические показатели имеет ГТУ, сбросные газы которой поступают в котёл-утилизатор или в газовый сетевой подогреватель.

Одним из эффективных видов ПГУ является комбинированная ПГУ с дожиганием топлива, когда для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла-утилизатора.

1 Обзор научно-технической литературы

Энергетика как система включает в себя весь топливно-энергетический комплекс. В широком смысле, для энергоресурсов и энергоносителей всех видов она предусматривает: их получение, переработку, преобразование, транспортирование, использование. Источниками получения электрической и тепловой энергии являются, многочисленные типы электростанций и котельных.

1.1 Проблемы и перспективы развития энергетики России

Перспективы развития электроэнергетики прогнозируются как Министерством экономического развития, так и РАО «ЕЭС России». Минэкономики планирует к 2010 г. электропотребление 1100 млрд. кВт-ч, РАО ЕЭС - 1040 млрд. кВт-ч (среднегодовой рост 2,5 %). В 2000 году было 865 млрд. кВт-ч, в 2005 году намечено 910...994 млрд. кВт-ч, в 2010 году- 1040...1100 млрд. кВт-ч.

В теплоэнергетике: 1) продление паркового ресурса за счет мо­дернизации оборудования и замены отдельных узлов (таблица 1.1); 2) строительство новых запланированных мощностей в 2006...2010 гг. на базе современных технологий на тех же площадках с использо­ванием инженерных и транспортных систем: ПГУ для ТЭС на газе (КПД ПГУ -- 55 %); экологически чистые угольные технологии суммируют объем вводов новых и запланированных мощностей на ТЭС до 2005 года - 11,0 млн. кВт, с 2006 до 2010 года - 11,5 млн. кВт и достигнут к 2010 году установленной мощности - 22,5 млн. кВт.

В гидроэнергетике: реконструкция, техническое перевооруже­ние, окончание строительства ГЭС: Богучанской (3000 МВт), Бурейской (2000 МВт), Усть-Среднеканской (570 МВт), Ирганайской (800 МВт на Северном Кавказе).

Атомная энергетика: к 2010 году - 25 млн. кВт установленной мощности. Всего в энергетике (с учетом 16 % резерва экспорта и др.) планируется достижение установленной мощности к 2005 году -223 млн. кВт, к 2010 году -- 237 млн. кВт. При этом производ­ство энергии АЭС - 160 млрд. кВт-ч; ГЭС 180 млрд. кВт-ч; ТЭС - 735...795 млрд. кВт-ч с общей выработкой к 2010 году 1075...1135 млрд. кВт-ч. В 1999 году инвестиции по РАО ЕЭС соста­вили 1 млрд. долларов.

В 2000 году мощность энергетики России достигла предельной наработки - 37,4 млн. кВт (или « 18 %), в том числе 17,4 млн. кВт - ГЭС и 20,3 млн. кВт - ТЭС (таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Динамика старения оборудования

Годы	ГЭС, МВт	ТЭС, МВт	АЭС, МВт	Σ, МВт	Σ, %
2000	17,4	20	-	37,4	17,4
2005	51	25	2,5	78,5	35,3
2010	33,8	71	9	113,8	48,7

Для обеспечения надежности потребления электроэнергии не­обходимый ежегодный объем технического перевооружения должен составлять 7...9 млн. кВт (а фактически он составляет 0,8 млн. кВт - по уровню 2000 г.)

Баланс топливопотребления в энергетике России виден из таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Структура топливопотребления

Вид	1990г.		1999г.		2010г.
топлива	млн. т у.т.	млрд. м3	млн. т у.т.	млрд. м3	млн. т у.т.	млрд. м3
Газ	205	180	153	134	186	163
Уголь	99	-	70	-	115	-
Мазут	43	-	16	-	16,5	-
Всего	347		239		337,5

Перспективы по изменению топливно-энергетического баланса (см. таблицу 1.3):

- загрузка угольных ТЭС;

- возврат ТЭС, запроектированных для работы на угле, но фактически работающих на газе, к углю;

- новые технологии: бинарные циклы на основе ГТУ; технология сжигания низкосортных твердых топлив в ПГУ с внутрицикловой газификацией угля;

- сжигание угля в ЦКС;

- увеличение выработки на АЭС и ГЭС;

- соотношения в ценах на уголь, нефть и газ должны быть адекватны их энергетической и экологической ценности.

Таблица 1.3 - Перспективы динамики изменения удельных показателей до 2005 г. в соответствии с «Экологической программой»

Наимено-	Единица	Годы						Уменьшение
вание	измерений	1990	1994	1997	1999	2000	2005	к 2005 г, %
Твердые частицы	кг/т у.т.	24,5	20,4	16.8	15,8	17,2	16,3	31,4
Оксиды азота	кг/т у.т.	4.7	4,6	4,3	4,27	4,2	4,1	12,8
Диоксид серы	кг/т у.т.	21.8	20,9	19,5	18,6	20,2	19.4	11,0

Состояние энергохозяйства России характеризуется тремя группами проблем:

1. Возросшими экологическими требованиями к топливоиспользующим установкам и паросиловому оборудованию, связанными с высоким загрязнением окружающей среды.

2. Более широким вовлечением в энергобаланс низкосортных топлив, связанных с дефицитом жидких и газообразных топлив на нужды энергетики. Обеспечением их надежного сжигания без ущерба для энергопроизводства (эта проблема наиболее характерна для Сибири).

3. Старением всего парка энергооборудования, связанным с несвоевременной его заменой и несвоевременным проведением ремонтных работ, работ по модернизации и техническому перевооружению.

Основная задача в развитии электро- и теплоэнергетики Рос­сии, как и во всем мире, заключается в обеспечении в процессе вы­работки электрической и тепловой энергии высокой экономично­сти, надежности, полной экологической безопасности, т.е. мини­мальных затрат топливно-энергетических ресурсов, при оптималь­ных энергосберегающих технологиях.

К этим технологиям относятся:

1. переход на суперсверхкритические параметры;

2. ГТУ и ПГУ;

3. ПГУ с внутрицикловой газификацией;

4. котельные агрегаты с циркулирующим и стационарным кипящим слоем;

5. сжигание органических топлив в условиях, при которых образуется минимальное количество оксидов азота (ступенчатое сжигание, горелки с минимальной эмиссией NO_X, низкотемпературное сжигание, транспорт пыли с высокой концентрацией, ввод газов рециркуляции и т.д.);

6. создание специальных конструкций топочных устройств, с минимальным уровнем образования NO_X (сжигание в низкотемпературном вихре, топки многостадийного сжигания, сжигание в жидком расплаве, кольцевые топочные камеры, вихревые топочные камеры и т.д.);

7. очистка газов от NO_X, SO_X, от пылевзвеси, токсичных микроэлементов;

8) подготовка воды с минимальными сбросами. Совершенствование водоподготовительных установок;

9) очистка сбросных вод технологического цикла с возвратом их в цикл;

10. использование золошлаковых отходов. Уменьшение размера золоотвалов, минимизация земель отчуждения;

11. создание полностью безотходной технологии производства энергии;

12. снижение выбросов диоксида углерода;

13. предварительная переработка топлива (газификация, энерготехнологические и др. установки);

14. создание новых видов топлива и их сжигание (водоугольные суспензии, композитные топлива);

15. совершенствование тепловых схем;

16) внедрение нетрадиционных способов производства энергии, в том числе с использованием возобновляемых энергоресурсов: геотермальная энергетика; ветроустановки; солнечные установки; использование биомассы; устройства по непосредственному преобразованию энергии - МГД-генераторы и др.; малая гидроэнергетика; использование горючих ресурсов отходов; использование тепловых насосов и вторичных источников тепла.

В электроэнергетике мира важное место заняли в 1998 г. газо­турбинные (ГТУ) и парогазовые установки. Заказы на ГТУ на миро­вом рынке в отдельные годы даже превышали по мощности заказы на паровые турбины. В мировой практике освоены и успешно экс­плуатируются ГТУ со средней температурой газов на выходе из ка­меры сгорания 1260 °С. Коэффициент полезного действия ПГУ с таким ГТУ приблизился к 55 %. Начаты работы по созданию ГТУ с начальной температурой 1430 °С и КПД 60 %.

Ведущая роль природного газа в России (63 %) среди других видов органического топлива, используемого на ТЭС, позволяет ускоренно внедрять парогазовые технологии. В 1996 г. постановле­нием Правительства Российской Федерации утверждена программа «Газоэнергетика», включенная в целевую Федеральную программу «Топливо и энергия». В соответствии с этой программой на заводах оборонного комплекса разработаны и изготавливаются современ­ные энергетические ГТУ, способные работать с температурой газов 1100... 1200 °С. Изготовлен опытный образец газотурбинной уста­новки ГТЭ-110 для ПГУ-325 (НПП «Машпроект» и АО «Рыбинские моторы»). Турбина рассчитана для работы с температурой газов 1200 °С (КПД - 35,5 %). КПД ПГУ - 325 составляет 51,5 % . Ведется разработка блочно-комплектных парогазовых установок ПГУ-80 на базе авиационных газотурбинных двигателей (АО «Кировский завод» и АО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова») КПД ГТУ - 37,3 % при мощности 31 МВт.

Разработан для последующего внедрения на Кармановской и Пермской ГРЭС проект газотурбинной энергетической установки ГТЭ-180 с КПД 36,7 %, температурой газов 1250 °С, выбросами NO_X - менее 50 мг/нм³ (АО «ЛМЗ», АО «ВТИ», АО «Авиадвига­тель»). На ТЭЦ «Южная» Пензэнерго введена в эксплуатацию газо­вая турбина УТ-8С фирмы ABB, сброс отработавших газов осуще­ствляется в топку энергетического котла ТГМП-344А, работающего в блоке с паровой турбиной Т-250/300-240.

Паротурбинные установки, производимые в России, по ряду важнейших показателей (величина единичной мощности, парамет­ры пара, использование теплофикационной нагрузки) соответству­ют лучшему мировому уровню в турбостроении. Уступают они лучшим зарубежным аналогам по экономичности (на 1...2,5 %) и межремонтному периоду (4 года вместо 6...8 лет). Для угольного паротурбинного блока суперсверхкритических параметров (ССКП) разработана 2-подъемная бездеаэраторная схема (БТС). Усовер­шенствованные турбоагрегаты АО «ЛМЗ» К-225-12,8 будут иметь удельный расход тепла на производство электроэнергии 1900 ккал/кВт-ч (расход пара при 225 МВт - 640 т/ч). В двухподъемных бездеаэраторных тепловых схемах (ДБТС) из схемы исключе­ны деаэратор, буферные насосы; питательные турбонасосы замене­ны электронасосами с тиристорным регулированием; подогреватели высокого давления коллекторно-спирального типа заменены на ка­мерные. Все это позволяет повысить экономичность и надежность тепловой схемы.

Созданы новые стали: 10X9 МФБ для паропроводов и паропе­регревателей (до 600 °С); Ди-59 для температур металла 650 °С с кратковременным перегревом до 700 °С.