75 группа 2 вариант / САПР / САПР - Лекции - 17.01.17. Все главы для экзамена-

1.4.Виды и характер строительства

1.4.1.Виды промышленного строительства

Энергетическое строительство подразделяется на: новое, расширение, реконструкция, техническое перевооружение.

Кновому строительству прибегают только в тех случаях, когда необходимая продукция не может быть получена за счет реконструкции и технического перевооружения существующих объектов

Расширение относится к новому строительству. Целью является увеличение выпуска продукции и мощности предприятия с одновременным улучшение его техникоэкономических показателей.

Креконструкции действующих предприятий относится переустройство существующих цехов электростанции, тепловых и электрических сетей, связанное с совершенствованием производства и повышением технико-экономических показателей. При реконструкции должно обеспечиваться увеличение мощности, как правило, за счет устранения диспропорций в технологических звеньях.

Стоимость нового строительства паротурбинных блоков, ГТУ и ПГУ заметно различается

внашей стране и зарубежом.

Зарубежные энергоблоки имеют следующие диапазоны стоимостей нового строитель-

Энергоблоки, строящиеся в России имеют следующие диапазоны стоимостей нового строительства:

Паротурбинные энергоблоки на стандартные параметры острого пара: 1 800 – 2 200 $/кВт.

Газотурбинные энергоблоки 1 000 – 1 200 $/кВт.

Парогазовые энергоблоки 1 800 – 2 000 $/кВт. (2 500 $/кВт – Сочинская ПГУ – сложный рельеф местности и дорогое землеотведение).

1.4.2.Техническое перевооружение ТЭС

Ктехническому перевооружению действующих электростанций, электрических и тепловых сетей относятся следующие виды работ и мероприятия:

1.Замена физически изношенного и морально устаревшего основного энергетического оборудования в комплексе со вспомогательным оборудованием и установка нового соответствующего современному техническому уровню оборудования.

2. Перевод конденсационных электростанций или отдельных турбин в теплофикационный режим работы.

11

3.Перевод тепловых электростанций на более высокие параметры пара и тепловых сетей

–на более высокий температурный график.

4.Перевод электростанций на сжигание не предусмотренных проектом видов топлива или на сжигание ухудшенных видов топлива.

5.Перевод энергетического оборудования в режим регулирования для поддержания частоты в сети в целях увеличения маневренных возможностей электростанций.

Основные принципы технического перевооружения и реконструкции:

• должна быть сохранена тепловая и электрическая мощность ТЭС;

• предусматривается использование существующих главных корпусов;

• предусматривается использование прогрессивного оборудования;

• удельная стоимость установленного оборудования (на 1 кВт мощности) должна быть меньше стоимости 1 кВт устанавливаемой мощности при новом строительстве;

• технико-экономические показатели должны быть лучше, чем до реконструкции;

•при реконструкции решаются вопросы экологии. Техническое перевооружение выполняется двумя способами:

•полным техническим перевооружением с заменой основного оборудования на новый срок службы ТЭС (до 30-40 лет),

•продлением срока службы на 10-15 лет путем частичной реконструкции.

Примером проведения частичной реконструкции является модернизация паротурбинного блока сверхкритических параметров Рязанской ГРЭС мощностью 310 МВт путем надстройки газовой турбиной мощностью 110 МВт и создания парогазовой установки сбросного типа общей мощностью 420 МВт.

12

1.5. Парогазовые установки

1.5.1. Понятие о парогазовых энергетических технологиях

Основной характеристикой, показывающей эффективность работы теплового двигателя,

является термический КПД идеального обратимого цикла Карно при средних температу-

рах подвода и отвода теплоты в этом двигателе. Газотурбинные двигатели имеют очень высокую температуру подвода теплоты в цикл. Температура продуктов сгорания на входе в газовую турбину у современных ГТУ достигает 1 400 оС или 1673 К. В то же время температура уходящих из турбины газов достаточно велика и составляет в среднем 550 оС или 823 К. Таким образом, термиче-

ский КПД идеального обратимого цик-

можно определить, что температура пара на входе в турбину составляет 540 оС или 813 К, а температуру конденсации водяных паров после турбины можно в среднем принять 27 оС или

300 К. Следовательно, термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПТУ соста-

вит

ηtПТУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 813 = 0,63 (63%).

Реальный же КПД «брутто» современных конденсационных блочных ПТУ составляет 41 –

42 %.

Термический КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ определяется двумя темпе-

ратурами: температурой Т1 продуктов сгорания на входе в газовую турбину и температурой отвода теплоты в конденсаторе паровой турбины – Т2:

ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1. (8.1)

При принятых выше температурах Т1 = 1 400 оС, или 1673 К, и Т2 = 27 оС, или 300 К, пре-

дельное значение термического КПД идеального обратимого цикла Карно ПГУ составит

ηtПГУ = 1 – Т2 / Т1 = 1 – 300 / 1 673 = 0,82 или 82 %.

Полученное значение КПД ПГУ существенно выше значений КПД газотурбинного и паротурбинного циклов.

13

Реальные циклы ПГУ отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии определенного температурного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой части ПГУ и др. В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе. Ниже будут рассмотрены примеры тепловых схем ПГУ и их термодинамические циклы в Т, s – диаграмме.

Наибольшее распространение получили схемы ПГУ утилизационного типа с котломутилизатором (рис. 8.1).

1.В этой схеме топливо подается в камеру сгорания (КС) 2 ГТУ, из которой продукты сгорания направляются в газовую турбину 3, а из неё в котел-утилизатор (КУ) 5. На валу газовой турбины находятся компрессор 1 и электрический генератор 4. Энергия вращательного движения ротора газовой турбины распределяется между компрессором и электрогенератором примерно поровну.

2.В котле-утилизаторе продукты сгорания последовательно проходят пароперегревательные, испарительные и экономайзерные поверхности нагрева. Внутри трубных систем поверхностей нагрева движется вода, пароводяная смесь и перегретый пар, который направляется на вход паровой турбины. В паровой турбине пар совершает работу, передаваемую ротору турбины, а затем энергия вращения ротора передается электрическому генератору, который вырабатывает электроэнергию.

Таким образом, и газовая и паровая турбины развивают определенную мощность, и в итоге общая электрическая мощность ПГУ

где NГТУэ и NПТУэ – электрические мощности электрогенераторов газовой и паровой турбин.

1.5.2. ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел

ПГУ со сбросом уходящих газов ГТУ в энергетический котел. Часто такие ПГУ назы-

вают кратко «сбросными». В них тепло уходящих газов ГТУ, содержащих достаточное количество кислорода, направляется в энергетический котел (рис. 8.8), замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру.

Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле в паровом энергетическом котле недорогих энергетических углей, а также мазута. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в камеру сгорания ГТУ, но и в энергетический котел (рис. 8.8), причем ГТУ работает на легком топливе, как правило, на природном газе, а энергетический котел – на любом топливе, в том числе мазуте или угле.

В сбросной ПГУ реализуются два термодинамических цикла. В первом парогазовом цикле химическая энергия топлива, поступившая в камеру сгорания ГТУ, преобразуется сначала в теплоту высокотемпературных продуктов сгорания, а затем в электроэнергию, так же,

14

как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50 – 52 %. Во втором – паротурбинном цикле – теплота, поступившая в энергетический котел и далее в паровую турбину, преобразуется, как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40 %. При рассмотрении двух циклов, осуществляемых в сбросной схеме, необходимо провести анализ работы газотурбинной и паротурбинной

себе достаточно большое для дальнейшего использования в качестве окислителя количество кислорода.

Далее на втором этапе анализа определим, что работа сбросной схемы ПГУ основана на использовании в качестве окислителя для сжигания топлива в паровом котле кислорода, содержащегося в продуктах сгорания на выходе из газовой турбины. Отметим, что в среднем количество воздуха, необходимое для сжигания топлива в КС, примерно в 1,5 – 2,5 раза меньше, чем количество воздуха, необходимое для снижения температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину.

На третьем этапе определяем количественные показатели работы ПГУ по сбросной схе-

ме. Примем, что в КС ГТУ направляется 100 МВт ч химической энергии топлива. При КПД ГТУ равной 36 % электрический генератор газовой турбины будет вырабатывать мощность

36 МВт ч, а остальные 64 МВт ч тепловой энергии будут направлены в паровой котел (ПК).

Далее можно предположить, что количество воздуха, направляемое на расхолаживание продуктов сгорания перед газовой турбиной, примерно в 1,5 раза больше, чем количество воздуха, направляемое на окисление топлива в камере сгорания ГТУ. Следовательно, в ПК будет направлено такое количество окислителя, которое способно поддержать процесс горения в 1,5 раза большего количества условного топлива, чем в КС ГТУ, т.е. в ПК можно

15

преобразовать QПТУ = 150 МВт ч химической энергии топлива в тепловую энергию перегре-

того пара.

Баланс воздуха в сбросной ПГУ можно представить исходя из его схемы движения на рис. 8.2. На вход компрессора подается воздух с коэффициентом избытка αВК ≈ 2,51, который затем направляется в КС с αКС ≈ 1,01, а остальной воздух с αГТ ≈ 1,5 проходит мимо КС на охлаждение элементов проточной части газовой турбины, сохраняет в своём составе кислород и используется для окисления топлива в ПК.

Зная, что средний КПД энергетических паровых котлов при работе на каменном угле составляет ηПК = 0,9, определяем, что при сжигании топлива в паровом котле будет получено

150 х 0,9 = 135 МВт ч тепловой энергии в виде перегретого пара. Кроме того, в паровой ко-

тел месте с продуктами сгорания из газовой турбины направляется 64 МВт, которые позво-

лят получить ещё 64 х 0,9 = 57,6 МВт ч теплоты в виде перегретого пара. Следовательно,

общее количество тепловой энергии на выходе из котла составит

QПК = 135 + 59,4 = 192,6 МВт ч.

Далее тепловая энергия пара будет преобразована в электрическую энергию в паротурбинной установке с электрическим генератором. В сбросной схеме ПГУ применяется классическая схема паротурбинной установки ТЭС со стандартной схемой регенерации, у которой КПД составляет в среднем ηПТУ = 40 %. Следовательно, мощность, вырабатываемая электрогенератором паровой турбины, составит

Nптэ = QПК х ηПТУ = 192,6 х 0,4 = 77 МВт ч.

Таким образом, проведенные вычисления показывают, что при мощности газовой турби-

ны 36 МВт ч доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощно-

сти ГТУ – 1/3 (в отличии от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Мощность, которая вырабатывается двумя электрогенераторами ПГУ, составит

NПГУэ Nгэт Nптэ = 36 + 77 = 113 МВт ч.

Затраты химической энергии топлива на выработку этой мощности будут равны

QПГУ = QГТУ + QПТУ = 100 + 150 = 250 МВт ч.

Следовательно, КПД сбросной ПГУ составляет

ηПГУ = NПГУэ / QПГУ = 113 / 250 = 0,452 или 45,2 %,

т.е. существенно меньше, чем утилизационной ПГУ.

Утилизационная ПГУ при приведенных выше данных о ГТУ после преобразования тепловой энергии в КУ с КПД 85 % и ПТУ с КПД 30 % имела бы общий КПД ПГУ

ηПГУ = ηГТУ + (1 – ηГТУ) ηку ηПТУ = 0,36 + (1 – 0,36) 0,85 х 0,3 = 0,523 или 52,3 %.

Ориентировочно можно считать, что в сравнении с обычным паротурбинным циклом, КПД которого в среднем можно принять 40 %, экономия топлива в сбросной ПГУ примерно вдвое меньше, чем экономия топлива в утилизационной ПГУ.

16

1.6. Выбор площадки строительства ТЭС

Выбор площадки проводится на стадии обоснования инвестиций в строительство ТЭС. На основе документации выбора площадки оформляется акт выбора площадки в земельном комитете субъекта местного самоуправления. Выбор площадки строительства ТЭС – один из важнейших вопросов, определяющий экономичность, эффективность и безопасность будущего объекта.

Под площадкой строительства понимается промплощадка, куда входят все основные сооружения, обеспечивающие производство тепловой и электрической энергии, а также другие вспомогательные объекты, входящие в комплекс сооружений ТЭС – водохранилище, золошлакоотвалы, склады топлива, очистные сооружения, ОРУ и т.д., включая здания административного управления, автомобильные и железнодорожные пути, коридоры ЛЭП и т.д.

Основными условиями для размещения ТЭС являются:

-наличие достаточных площадей для размещения объектов, входящих в комплекс строительства ТЭС, с учетом будущего возможного расширения;

-соответствие площадки требованиям технологического процесса;

-благоприятный рельеф местности и экологические условия, обеспечивающие быстрое сооружение ТЭС с минимальными затратами;

-наличие железнодорожной связи с путями общего пользования, а также автодорожной связи с автодорогами общего пользования;

-близость карьеров строительного песка и камня;

-наличие достаточных источников технического водоснабжения;

-возможность размещения ТЭС на не сельскохозяйственных землях;

-возможность размещения площадки не в местах залегания полезных ископаемых или в зонах прежних выработок и карстовых пород.

Для обоснования выбора площадки создаются изыскательские группы: геологи, изучающие структуру почвы, гидрологи и геодезисты.

Желательно, чтобы площадка для строительства ТЭС имела соотношение сторон 1:2 или 2,5:4. Удельный отвод земель для КЭС изменяется в широких пределах в зависимости от используемого топлива: для угольных до 2,2 га/МВт.

Потребность в земельных ресурсах для размещения золоотвалов определяется для первой очереди ТЭС исходя из 5-летнего периода эксплуатации, а общая площадь – исходя из 25-летнего периода эксплуатации с учетом дальнейшего использования золошлаковых остатков в строительстве.

Для ТЭЦ выбор золошлакоотвалов производят в расчете 5-летнего периода эксплуатации

сиспользованием золошлаков в строительстве.

На площадке ТЭС предусматриваются коридоры для выхода линий электропередачи с ОРУ. Ширина коридора, занимаемого ЛЭП, определяется числом линий и их напряжением.

17

Промышленная площадка, склад топлива и временные здания и сооружения в процентном отношении занимают не более 10 – 20% (от 22 до 140 га – промплощадка; 5 – 60 га – склад топлива; 30 – 40 га – временные здания и сооружения).

Площади жилых поселков определяются из численности строительно-монтажных и эксплуатационных кадров исходя из нормы 10 га на 1000 жителей.

Источники водоснабжения должны обеспечивать охлаждение отработавшего в турбине пара исходя из норм расхода воды. Примерные расходы воды на охлаждение оборудования ТЭС приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Расходы воды на охлаждение, м3/ч

1.7. Задание на проектирование

Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, тех- нико-экономическое обоснование (проект) строительства. На основании утвержденного проекта строительства разрабатывается рабочая документация.

Для технически несложных объектов по утвержденным обоснованиям инвестиций в строительство может разрабатываться рабочий проект (утверждаемая часть и рабочая документация) или рабочая документация.

Задание на проектирование предприятий разрабатывается заказчиком с привлечением генерального проектировщика в следующем объеме:

1.Основание для проектирования.

2.Вид строительства.

3.Стадийность проектирования.

4.Требования по вариантной и конкурсной разработке.

5.Особые условия строительства.

6.Основные технико-экономические показатели объекта, в том числе мощность, производительность, производственная программа.

7.Требования к качеству, конкурентоспособности и экологическим параметрам продук-

ции.

8.Требования к технологии, режим работы предприятия.

9.Требования к архитектурно-строительным, объемно-планировочным и конструктивным

18

решениям.

10.Выделение очередей и пусковых комплексов, требования по перспективному расширению предприятия.

11.Требования и условия к разработке природоохранных мер и мероприятий. 12.Требования к режиму безопасности и гигиене труда.

13.Требования по ассимиляции производства.

14. Требования по разработке инженерно-технических мероприятий гражданской обороны и мероприятий по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

15.Требования по выполнению опытно-конструкторских и научно-исследовательских работ.

16. Состав демонстрационных материалов.

1.8. Основные исходные данные для проектирования

В состав исходных данных для разработки проекта или рабочего проекта включаются:

•обоснование инвестиций строительства объекта;

•утвержденный акт о выборе площадки для строительства;

•архитектурно-планировочное задание, утвержденное местным органом власти;

•строительный паспорт участка, содержащий основные технические данные по выбранному участку (сведения о существующей застройке, подземных сооружениях, коммуникациях и др.);

•технические условия на присоединение проектируемого предприятия, здания и сооружения к источникам снабжения, инженерным сетям и коммуникациям;

•сведения о проведенных с общественностью обсуждениях решений о строительстве объекта;

•материалы по ранее проведенным инженерным изысканиям;

•материалы инвентаризации жилого фонда;

•необходимые для проектирования данные: вид выделяемого топлива, данные по оборудованию, в том числе индивидуального изготовления, отчеты по выполненным научноисследовательским работам, данные, полученные от организаций государственного надзора, о состоянии водоемов, атмосферного воздуха и почвы, данные обмеров существующих на участке строительства зданий, сооружений, подземных и надземных коммуникаций и др.

19

1.9. Разработка проектно-сметной документации

Разработка проектной документации на строительство в зависимости от технической сложности объекта может проводиться в две стадии: проект и рабочая документация, или в одну стадию – рабочий проект (утверждаемая часть и рабочая документация) или только рабочая документация.

1.9.1. Проект

Для выполнения проекта производится необходимый объем изыскательских работ, обеспечивающих достоверную оценку инженерных условий строительства на намеченной площадке (данные топографии, инженерной геологии и гидрологии, гидрографии источников водоснабжения, по транспортным путям и т.д.).

Проект на строительство объектов производственного назначения должен состоять из следующих разделов:

1.Общая пояснительная записка.

2.Генеральный план и транспорт.

3.Технологические решения.

4.Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.

5.Архитектурно-строительные решения.

6.Инженерное оборудование, сети и системы,

7.Организация строительства.

8.Охрана окружающей среды.

9.Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.

10.Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

11.Сметная документация.

12.Эффективность инвестиций.

Общая пояснительная записка включает в себя:

-основания для разработки проекта,

-исходные данные для проектирования,

-предполагаемые режимы работы,

-данные о потребностях в топливе, воде, материалах и ресурсах,

-краткое описание основных технических решений,

-технико-экономические показатели,

-сведения о проведенных согласованиях проектных решений,

-выводы и предложения по реализации проекта.

Генеральный план и транспорт. В этом разделе дается краткая характеристика района площадки строительства, решения и показатели по генеральному плану, транспорту и основным планировочным решениям.

Ситуационный план определяет взаимное расположение на карте основных сооружений ТЭС и коммуникаций с учетом топографических, гидрологических и прочих условий местности.

20