Дипломная работа (бакалавр/специалист) на тему Расширение Ново-Салаватской ТЭЦ энергоблоком ПГУ 410Т

Содержание:

Введение 3
1. Выбор основного оборудования энергоблока ПГУ 410Т для расширения Ново-Салаватской ТЭЦ 6
2. Расчет тепловой схемы энергоблока ПГУ 410Т 13
3. Сокращенный расчет парового котла ТГМ-84 25
Тепловой баланс котла и расчет расхода топлива 29
4. Выбор вспомогательного оборудования 31
5. Выбор и расчет топливного хозяйства и топливоприготовления 35
6. Выбор и расчет схемы технического водоснабжения 39
7. Выбор и расчет водоподготовительных установок 41
8. Автоматизация технологических процессов и АСУ электростанции 44
9. Выбор и описание компоновки главного корпуса 49
10. Выбор и описание генерального плана станции 51
11. Электротехническая часть 53
12. Технико-экономические показатели станции 54
12.1 Оценка капитальных вложений в инвестиционный проект Ново-Салаватской ТЭЦ 54
12.2 Определение эксплуатационных расходов для расширяемой части (энергоблок ПГУ 410Т) Ново-Салаватской ТЭЦ 55
12.3 Определение годовых эксплуатационных расходов (текущих затрат) для расширяемой части Ново-Салаватской ТЭЦ 56
12.4 Определение показателей себестоимости электрической и тепловой энергии для расширяемой части ТЭЦ 57
12.5 Финансово-экономический анализ по программе «Альт-Инвест-Прим» 59
13. Охрана труда 61
14. Охрана окружающей среды 65
15. Специальный вопрос. Анализ показателей работы блока ПГУ-410Т при переменных режимах 70
Выводы и заключение 76
Литература 77

Введение:

Перспективное направление технического перевооружения отече-ственных ТЭЦ связано с внедрением парогазовых установок (ПГУ).
Новая парогенерирующая установка ПГУ-410Т предназначена для комбинированной выработки электроэнергии и тепла для обеспечения электрической энергией потребителей энергосистемы РФ и обеспечения тепловой энергией потребителей ООО «Газпром нефтехим Салават».
Проект реализован на площадке Ново-Салаватской ТЭЦ.
Установленная электрическая мощность Ново-Салаватской ТЭЦ — 882 МВт; установленная тепловая мощность Ново-Салаватской ТЭЦ — 2429 Гкал/ч; выработка электроэнергии в 2019 году — 4894574 тыс. кВтч; от-пуск теплоэнергии в 2019 году — 6312706 Гкал.
Структура производственных цехов Ново-Салаватской ТЭЦ:
— котлотурбинный цех;
— электрический цех;
— химический цех;
— цех тепловой автоматики и измерений;
— механо-строительный цех;
— производственная химико-аналитическая лаборатория.
Основное топливо — природный газ.
Резервное топливо — мазут.
Котельные агрегаты:
— паровые котлы № 1-10 типа Е-420/140ГМ (ТГМ-84Б) производи-тельностью 420 т/ч;
— водогрейный котел типа КВГМ-100 производительностью 100 Гкал/ч.
Количество и марка турбин:
№ 1 — ПТ-50-130/7;
№ 2 — Т-50-130/1;
№ 3 — Р-40-130/13;
№ 4 — Р-40-130/13;
№ 5 — Р-80-130/15;
№ 6 — ПТ-135/165-130/15;
№ 7 — ПТ-135/165-130/15.
1966 Введены в эксплуатацию: часть фильтров первой очереди ХВО, осветлители №№ 1,2, паровые котлы ст.№1, 2; градирня №1; турбоагрега-ты ст.№1,2 мощностью 50 МВт каждый.
1967 Введены в эксплуатацию: паровой котел ст.№ 3; турбоагрегат ст.№3 мощностью 50 МВт; градирня №2, ЗРУ № 1, дополнительные филь-тры первой очереди ХВО, осветлители №№ 3,4.
1968 Введены в эксплуатацию: паровой котел ст. № 4; турбоагрегат ст.№ 4 мощностью 50 МВт.
1970 Введен в эксплуатацию паровой котел ст. №5.
1971 Введены в эксплуатацию: паровой котел ст. № 6; турбоагрегат ст.№ 5 мощностью 100 МВт. Завершено строительство 1 очереди Ново-Салаватской ТЭЦ. Принято решение о расширение (о строительстве 2 очереди) Ново-Салаватской ТЭЦ.
1973 Начато строительство 2 очереди Ново-Салаватской ТЭЦ. Ко-тельный и турбинный цехи объединены в один -котлотурбинный цех (КТЦ).
1974 Введен в эксплуатацию паровой котел ст. №7.
1975 Введен в эксплуатацию турбоагрегат ст. № 6 мощностью 135 МВт.
1976 Введены в эксплуатацию: паровой котел ст. №8, градирня № 3.
1981 Введены в эксплуатацию: паровой котел ст. № 9 и турбоагрегат ст. № 7 мощностью 135 МВт, дымовая труба № 3, мазутонасосная № 2.
1983 Введен в эксплуатацию паровой котел ст. №10. Завершено стро-ительство второй очереди Ново-Салаватской ТЭЦ.
Вновь устанавливаемая парогенерирующая установка ПГУ-410Т поз-воляет более экономично получать тепловую энергию, а также обеспечива-ет наиболее высокие показатели выработки энергии с учетом модерниза-ции заводов и строительства новых мощностей.
Технико-экономические показатели ПГУ-410Т (401 МВт — электриче-ской энергии, 200 Гкал/ч — тепловой энергии) являются одними из лучших в мировой практике парогазовых блоков. Благодаря использованию инно-вационных парогазовых технологий коэффициент полезного действия но-вого энергоблока ПГУ-410T составляет более 56 %, что делает новую ге-нерацию гораздо экономичнее.
Существенным преимуществом парогазовых технологий является низкий уровень выбросов вредных веществ в атмосферу. На ПГУ-410Т предусмотрено применение современного экологически чистого основного оборудования. Газовая турбина, предусмотренная для использования в тепловой схеме блока ПГУ, отличается высокой чистотой выхлопа и малым содержанием загрязняющих веществ в отработанных газах.
Энергетический блок ПГУ-410Т является моноблочной парогазовой установкой с тремя контурами давления пара и промежуточным перегре-вом, предназначенной для производства электроэнергии и тепла в базовом режиме работы. Блок ПГУ-410Т по своим показателям не уступает миро-вым аналогам.
В состав основного оборудования блока входят:
1) газовая турбина (ГТУ) индустриального типа модели M701F4 (из-готовитель — Mitsubishi Heavy Industries, Ltd) мощностью 303,4 МВт (при температуре наружного воздуха +15°С и относительной нагрузке 100 %);
2) котел-утилизатор (КУ) Еп-307/353/41,5- 12,6/3,1/0,5-565/560/250 (изготовитель ОАО «ЭМАльянс»);
3) паровая турбина типа Т-113/145-12,4 (изготовитель — ЗАО «Ураль-ский турбинный завод»).
Цель работы – разработка проекта расширения Ново-Салаватской ТЭЦ энергоблоком ПГУ 410Т.

Заключение:

Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерче-ского финансирования (за счет собственных средств), необходимо отме-тить, что простой срок окупаемости капитальных вложений составит 4,5 года, а дисконтированный срок окупаемости 5,5 года (при внутренней норме прибыли IRR = 31% и E = 12%). Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой разницу между суммой приведенных эффектов (чистого дисконтированного притока денежных средств) и дисконтирован-ной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений. Полу-ченное значение ЧДД говорит о том, что ЧДД > 0 (как при Е = 12,0%, так и при Е = 15%) , проект является эффективным и может рассматриваться во-прос о его принятии. Расчетное значение оценочного показателя IRR (внутренняя норма прибыли, %) или внутренняя норма доходности ВНД = 31% говорит о том, что при Е = 12% сумма дисконтируемых эффектов (чистый дисконтированный приток денежных средств) будет равен дискон-тированным (к тому же моменту времени) капитальным вложениям. ВНД = 31% — это предельно допустимая (максимальная) стоимость денежных средств (величина процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акциям и т.д.), которые могут привлекаться для финансиро-вания проекта). Если для реализации проекта потребуется получение бан-ковской ссуды, то значение ВНД = 31% показывает верхнюю границу до-пустимого уровня банковской процентной ставки, выполнение которой де-лает проект убыточным; т.е. для анализируемого проекта процентная ставка не должна быть свыше 25%. Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (Ток = 4,5 года при Е = 12%) показы-вает, что 4,5 года необходимо для возмещения инвестиционных расходов. Значение дисконтированного срока окупаемости (Ток(д) =5,5 года для Е = 12,0%) показывает, что сумма эффектов, дисконтированных на момент за-вершения инвестиций через, 11,2 года будет равна сумме дисконтирован-ных инвестиций.

Фрагмент текста работы:

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА ПГУ 410Т ДЛЯ РАСШИРЕНИЯ НОВО-САЛАВАТСКОЙ ТЭЦ В состав основного оборудования блока входят: 1) газовая турбина (ГТУ) индустриального типа модели M701F4 (из-готовитель — Mitsubishi Heavy Industries, Ltd) мощностью 303,4 МВт (при температуре наружного воздуха +15°С и относительной нагрузке 100 %); 2) котел-утилизатор (КУ) Еп-307/353/41,5- 12,6/3,1/0,5-565/560/250 (изготовитель ОАО «ЭМАльянс»); 3) паровая турбина типа Т-113/145-12,4 (изготовитель — ЗАО «Уральский турбинный завод»). На рисунке 1.1 представлен продольный разрез, а на рисунке 1.2 общий вид ГТД M701F4.

Рисунок 1.1 — Газотурбинный двигатель ГТУ M701F4: 1 — ВНА; 2, 3 — направляющая и рабочая лопатки компрессора; 4 — диск ротора компрес-сора; 5 — пламенная труба камеры сгорания; 6 — переходной патрубок; 7 — байпасный клапан; 8, 9 — сопловая и рабочая лопатки первой ступени тур-бины; 10 — тангенциальные стойки выходного патрубка; 11, 14 — опорные подшипники; 12 — диск ротора турбины; 13 — опоры ГТД; 15 — упорный подшипник

Рисунок 1.2 — Общий вид ГТД M701F4 (рисунок из проспекта фирмы MHI) 1, 4 — проточные части компрессора и турбины; 2 — горелочные устройства; 3 — пламенная труба камеры сгорания; 5 — выходной патрубок; 6 — входной патрубок
ГТУ состоит из 17-ступенчатого высокопроизводительного осевого компрессора с регулируемым входным направляющим аппаратом (ВНА), трубчато-кольцевой камеры сгорания с 20 жаровыми трубами, располо-женными по окружности вокруг газовой турбины и 4-ступенчатой реак-тивной турбины. Рабочие лопатки третьей и четвертой ступени имеют бан-даж. Газовая турбина непосредственно соединяется с турбогенератором со стороны компрессора (холодный привод). Конструкция двигателя имеет следующие особенности: одновальная конструкция с двумя подшипника-ми, привод турбогенератора с холодного конца, осевое течение выхлоп-ных газов с минимальными потерями, корпус с горизонтальным разъемом, удобный доступ к горячей части агрегата, не требующий вскрытия корпу-са. Кроме того, конструкция предусматривает удобную замену всех узлов проточной части газогенератора без съема ротора, просторные пэкиджи для размещения турбинного и дополнительного оборудования и систему управления DIASYS NETMATION на базе микропроцессора с использо-ванием высокоэффективной технологии системного управления.
Технические характеристики ГТУ приведены в таблице 1.1, а техни-ческие характеристики ГТД – в таблице 1.2.

Котел-утилизатор Еп-270/316/46-12,5/3,0/0,46-560/560/237.
КУ производства фирмы ОАО «ЭМАльянс» предназначен для выра-ботки пара высокого, среднего и низкого давлений за счет утилизации теп-ла выхлопных газов от газовой турбины при работе в составе ПГУ.
Внешний вид и конструкция КУ показаны на рисунках 1.3, 1.4.
Основные параметры КУ:
— паропроизводительность контура высокого давления (ВД) — 76 кг/с (270 т/ч);
— паропроизводительность контура промежуточного перегрева (ПрПП) — 88 кг/с (316) т/ч;
— паропроизводительность контура низкого давления (НД) -13,0 кг/с (46 т/ч);
— давление пара на выходе из контура высокого давления (абс.) — 12,5 МПа;
— давление пара на выходе из контура промежуточного перегрева (абс.) — 3,06 МПа;
— давление пара на выходе из контура низкого давления (абс.) — 0,46 МПа;
— температура пара на выходе из контура высокого давления — 560 °С;
— температура пара на выходе из контура промежуточного перегрева — 560 °С;
— температура пара на выходе из контура низкого давления — 237 °С.