Модернизации котельной путем установки ГТУ

Районная котельная №3 г. Борисова является производственно-отопительной и входит в состав Минских теплосетей РУП «Минскэнерго», предназначена для централизованного теплоснабжения промышленных предприятий и жилых массивов г. Борисова. Обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города

В данном дипломном проекте рассматривается модернизация котельной №3 города Борисова. Для увеличения эффективности работы котельной модернизация предусматривает установку газотурбинной установки «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) перед котлом утилизатором и котла-утилизатора двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа.

В условиях современной экономики определяющим фактором успешного развития любого промышленного предприятия является эффективное экономичное энергоснабжение. Постоянные увеличения цен на энергоресурсы, существенно влияют на рентабельность продукции предприятий и ставят перед собой задачи, решить которые необходимо немедленно. Только введение новых энергосберегающих технологий и инноваций позволит сохранить конкурентоспособность. Сегодня энергоснабжение существенной части промышленных предприятий осуществляется ТЭЦ, производственными или производственно-отопительными котельными. Очевидно, что внедрение новых технологий в этот сектор приведет к удешевлению энергоносителей и как следствие к возрастанию рентабельности промышленных предприятий. Рациональная энергетическая политика в сфере промышленности и энергетики сможет решить поставленную задачу.

17 августа 1999 года в соответствии с постановлением Совета Министров Республики Беларусь №941 «О подготовке народного хозяйства республики к работе в осенне-зимний период 1999/2000 года» Министерством экономики, концерном «Белэнерго» и Госкомэнергосбережением была разработана «Программа развития электрогенерирующих мощностей на основе паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок с созданием мини ТЭЦ в республике в 2000-2005 годах». Целью программы является обеспечение повышения эффективности энергетического производства на базе развития малых ТЭЦ.

С целью использования теряемого теплового перепада пара в котельных программой предусматривается установка модульных турбоагрегатов (противодавленческая паровая турбина - генератор) различной мощности (0,6; 1,5; 3,5 МВт) на начальные параметры пара (13-14 ата) промышленных котлов. Отработанный после турбины пар давлением 2-5 атм должен использоваться на технологические нужды предприятия, либо в целях отопления и горячего водоснабжения.

Оборудование котельных турбинами небольшой мощности позволит:

- повысить надежность электроснабжения котельных, что, в свою очередь, повышает надежность отпуска тепла;

- получить дополнительную электроэнергию практически без увеличения вредного воздействия на окружающую среду. Вследствие того, что ГТУ И ПГУ ТЭЦ отличаются высокими экономическими показателями, программой предусматривается модернизация существующих ТЭЦ. Действительно, относительная выработка на тепловом потреблении на ПГУ ТЭЦ в 2,5 раза больше, а удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию в 1,3 раза меньше по сравнению с паротурбинной ТЭЦ. Срок окупаемости таких установок 3-4 года, а стоимость в 1,5 раза дешевле традиционных ТЭЦ.

В соответствии с программой внедрение парогазовых и газотурбинных технологий в первую очередь следует осуществлять на электростанциях, для которых уже определена целесообразность их внедрения по выполненным проектным и предпроектным разработкам с учетом выбранной площадки, обеспеченности тепловыми потребителями и наличием газообразного топлива.

При заданных тарифах на электроэнергию для промышленных предприятий и стоимости топлива срок окупаемости затрат, связанных с установкой в котельной турбогенераторов, зависит от их эффективности эксплуатации турбогенераторов и числа часов их использования в течение года.

В действующих котельных, в основном, используется природный газ, мазут, печное топливо, также уголь и торф

Для выработки электроэнергии в котельных единичной мощностью 10 Гкал/ч и выше предусматриваются паро- и газотурбинное электрогенерирующее оборудование различных типоразмеров, определенных энергопотенциалом котельных и условиями отпуска тепловой энергии от них.

Модернизация энергетического комплекса республики путем внедрения паротурбинных, газотурбинных технологий, а также ПГУ является перспективной. Она позволяет эффективно использовать энергоресурсы и увеличивает энергетическую защищенность страны. Поскольку Республика Беларусь не располагает достаточными запасами топливно-энергетических ресурсов. За счет собственной энергетической сырьевой базы покрывается около 15% потребности в энергии. На закупку топлива и электрической энергии затрачиваются значительные валютные средства, поэтому энергосбережение является приоритетом государственной политики в решении энергетической проблемы в стране. Очевидно, что от осуществления данной программы зависит дальнейшее развитие не только энергетики и промышленности, но и экономики всего государства.

1. Описание объекта проектирования

1.1 Существующее положение

Одним из основных централизованных источников теплоснабжения правобережной части города Борисова является Борисовский котельный цех №3 Жодинской ТЭЦ. Котельная обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города. В настоящее время нагрузки по отпуску тепла в виде пара отсутствуют.

Установленное и находящееся в работе основное оборудование котельного цеха № 3 (РК-3) представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основное оборудование

Установленная тепловая мощность РК-3 - 257 Гкал/ч.

Теплоносителем для технологического теплоснабжения является насыщенный пар давлением 1,1…1,3 МПа (11…13 кгс/см²). Теплоносителем для систем горячего водоснабжения, отопления и вентиляции является сетевая вода. Сетевая вода из города поступает на сетевые насосы и затем по параллельной схеме направляется на подогреватели сетевой воды и водогрейные котлы.

Расчетный график отпуска тепла 130-70 єС.

Система теплоснабжения - закрытая.

Вспомогательное оборудование котельной включает:

- деаэрационно-питательную установку паровых котлов;

- деаэрационно- подпиточную установку тепловых сетей;

- теплофикационную установку;

- подогреватели сырой и химочищенной воды;

- питательные насосы;

- сетевые насосы;

- насосы рециркуляции сетевой воды;

- двухступенчатуюнатрий-катионитную водопоготовительную установку;

- другое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу котельной.

Установленные котлоагрегаты ст. №№ 1…4 подключены к дымовой трубе высотой 150 м, диаметром устья 6,0 м. Дымососы и вентиляторы котлоагрегатов располагаются вне здания на дымососной площадке.

1.2 Тепловые нагрузки

Расчетные тепловые нагрузки зоны теплоснабжения районной котельной №3 г. Борисова составляют:

а) отпуск пара 1,3 МПа потребителям - 27,3 т/ч;

б) отпуск тепла в горячей воде (с учетом потерь в тепловых сетях) - 240,7 Гкал/ч, в том числе горячее водоснабжение - 22,7 Гкал/ч.

Возврат конденсата с производства - до 30 %.

Согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» и ТКП 45-2.04-43-2006 «Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования» в проекте приняты следующие климатологические данные:

- расчетная температура наружного воздуха для отопления - минус 24^оС;

- средняя температура отопительного периода - минус 1^о С;

- Продолжительность отопительного периода - 199 суток.

Режим работы котельной круглосуточный. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение осуществляется по скорректированному графику 130-70°С. Горячее водоснабжение выполняется по схеме с закрытым водоразбором.

1.3 Технологическое решение по установке генерирующих мощностей

Предусматривается установка основного оборудования, примененного в качестве аналога:

Парогазовая установка ПГУ-65 МВт в составе:

- одна газовая турбина с осевым выхлопом отработанных газов в комплекте с генератором мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция).

- один паровой котел-утилизатор двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа;

- одна паровая конденсационная турбина Т-20-8,0 мощностью 20 МВт производства ОАО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург, Россия).

Для пусковых операций блока ПГУ-65 МВт предусматривается установка:

- одного парового котла малой мощности типа КП-2,5-0,6 на параметры пара Р=0,6 МПа, с автоматической блочной газо-дизельной горелкой ГБ-2,2, производства ОАО «ГСКБ» (г. Брест).

- За аналог турбины малой мощности принят противодавленческий блочный турбоагрегат типа ТГ-0,75А/0,4 Р13/2 мощностью 0,75 МВт производства ОАО «Силовые машины-КТЗ» (г. Калуга, Россия).

2. Основные технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

Газовая турбина типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) представляет собой одновальную установку стационарной конструкции, заключенную в единый общий корпус, с пятнадцатиступенчатым компрессором, три первых стационарных ступени имеют изменяемую геометрию. Для минимизации утечек через концевые части лопаток между четвертой и пятнадцатой ступенью применены истираемые уплотнения. Кольцевая камера сгорания имеет сварную конструкцию с термоизолирующим покрытием, что снижает уровень теплопередачи и удлиняет срок службы. Трехступенчатая турбина выполнена в виде одного модуля для простоты обслуживания и закреплена на валу компрессора. Предусмотрено охлаждение аэродинамической поверхности лопаток и лопаток направляющего аппарата. Также выполняется охлаждение фланцев статора, что позволяет уменьшить рабочие зазоры и увеличить производительность (КПД).

Холодный конец газовой турбины соединен с генератором через понижающий редуктор, снижающий скорость вращения турбины с 6600 об/мин до 1500…1800 об/мин.

Работа турбины в стандартном исполнении предусматривает сжигание газового и жидкого (дизельного) топлива. Газовая турбина сочетает высокие показатели надёжности и эффективности с низким уровнем вредных выбросов. Горелки с предварительным смешением топлива с воздухом обеспечивают низкий уровень выбросов эмиссии NО_x и СО - не более 15 ppm (parts per million) при сжигании газового топлива и не более 25 ppm при сжигании жидкого (дизельного) топлива, в диапазоне нагрузок от 50 до 100 %.

Турбина выполнена с осевым отводом выхлопных газов.

Собственно турбина, редуктор и генератор поставляется с укрытием в блочном звуко- и термоизолирующем контейнере.

Система комплексной воздухоочистительной установки (КВОУ) снабжена фильтрами и шумоглушителем.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Техническая характеристика газовой турбины

Газотурбинная установка SGT-800 включает в себя:

- блок газовой турбины;

- генератор;

- возбудитель;

- вспомогательные системы;

- пусковой комплекс;

- систему забора и фильтрации воздуха;

- блок-модуль электротехнического оборудования и системы автоматики;

- системы охлаждения;

- трансформаторное оборудование;

- систему пожаротушения;

Системы и блоки поставляются заказчику в виде отдельных блок-модулей.

Основные модульные блоки:

- блок-модуль газовой турбины на фундаментной плите;

- блок-модуль генератора-возбудителя;

- блок-модуль системы пуска ГТУ;

- блок-модуль электротехнический и средств КИПиА;

- вспомогательные системы, смонтированные на единой раме;

- система подвода воздуха (комплексная воздухоочистительная система - КВОУ).

Монтаж ГТУ SGT-800 после установки модулей на фундаменты включает в себя установку системы подвода воздуха, охладителя смазочного масла, воздухо-воздушные охладители, воздушного компрессора, комплектного распредустройства и монтаж ограждающих конструкций турбины и генератора. Охладитель смазочного масла устанавливается на опорной конструкции, примыкающей к ограждению турбины. Воздухоохладитель устанавливается на крыше электротехнического блок-модуля.

Генератор воздушного охлаждения и бесщеточный возбудитель оборудованы системой смазки, системой охлаждения, необходимыми приборами контроля, управления и автоматики.

Боковая система коробов забора воздуха направляет отфильтрованный воздух во входящий коллектор компрессора. Коллектор рассчитан на обеспечение эффективного потока воздуха в компрессор. Параллельные щитовые шумоглушители расположены в системе воздухозабора с целью снижения уровня шума.

ГТУ оснащена системой электрозапуска от тиристорного пускового устройства.

Газовая турбина, редуктор и генератор имеют общую систему маслоснабжения. В качестве смазочного масла используется стандартное турбинное минеральное масло.

Модульная конструкция установки, малое количество узлов, долгий срок их службы и доступность при техническом обслуживании обеспечивают длительный межремонтный ресурс и снижают эксплуатационные издержки в целом.

2.2 Котел-утилизатор

Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

Конструкция котла также обеспечивает условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

3. Расчет принципиальной тепловой схемы

В данном дипломном проекте в качестве теплотехнической системы исследуется парогазовая установка, полученная в результате модернизации котельной №3 г. Борисова. Выполнение теплового расчета производится в определенной последовательности, которая характерна методике математического моделирования технических систем на макроуровне, а именно:

- синтез расчетной технологической схемы системы исследования;

- разработка математической модели исследуемой системы, анализ и уточнение области исследования;

- разработка алгоритма реализации математической модели;

- составление программы на ЭВМ для последующего исследования;

- проведение численного исследования и параметрическая оптимизация исследуемой системы (объекта), анализ полученных результатов.

3.2 Синтез расчетной структуры исследуемого объекта

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

- давление окружающей среды

- температура всасываемого воздуха

- относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре

- степень увеличения давления

- КПД привода компрессора

- действительный объём воздуха, подаваемый в компрессор на 1 м³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс сжатия воздуха в компрессоре считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость воздуха без влияния температуры

где - универсальная газовая постоянная;

Температура воздуха в конце изоэнтропного сжатия

Действительная температура в конце необратимого адиабатного сжатия

Энтальпия входного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Удельная работа сжатия воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

Приход:

- энергия воздуха, всасываемого в компрессор

- электроэнергия, потребляемая двигателем привода

- суммарный приход энергии

Расход:

- энергия воздуха на выходе из компрессора

- рассеяние энергии в приводе

- суммарный расход энергии

Структура приходной и расходной части энергобаланса представлена на рисунках 4.2 и 4.3.

Рисунок 4.2 - Структура приходной части энергобаланса компрессора

Рисунок 4.3 - Структура расходной части энергобаланса компрессора

4.4 Расчёт камеры сгорания

Исходные данные для расчёта камеры сгорания ГТУ:

Влагосодержание окружающего воздуха .

Объёмный состав топлива (природного газа), подаваемого в камеру сгорания с параметрами окружающей среды t_т=20^оС (таблица 4.1):

Таблица 4.1 - Объёмный состав природного газа