расчет гтэ 160. Т. Ю. Короткова, В. В. Барановский

• Название: Т. Ю. Короткова, В. В. Барановский
• Анкор: расчет гтэ 160
• Дата: 28.04.2023
• Размер: 0.8 Mb.
• Имя файла: расчет гтэ 160.docx
• Тип: Документы; #1096224
• страница: 4 из 11

Описание тепловой схемы парогазовой установки ПГУ-230

Одним из главных факторов, влияющих на эффективность работы энергопредприятий, стало изменение условий реализации выпускаемой ими продукции – электроэнергии, на объединенном рынке электрической мощности (ОРЭМ). Цена на этом рынке на установленную мощность для действующих классических паротурбинных установок (ПТУ) значительно ниже, чем для новых более экономичных парогазовых энергоблоков. Все эти причины побуждают частные компании, ставшие владельцами различных генерирующих компаний, модернизировать оборудование, например, за счет внедрения новых теплофикационных циклов на базе парогазовых установок (ПГУ), КПД по отпуску электроэнергии которых составляют более 50 % и установка которых существенно снижает себестоимость отпускаемой продукции.

В данном курсовом проекте рассматривается парогазовая установка ПГУ- 230, номинальной электрической мощностью 230 МВт, работающая по циклу ПГУ-ТЭЦ с одной газовой турбиной ГТЭ-160 ОАО «Силовые машины-ЛМЗ», одним вертикальным паровым котлом-утилизатором П-100 ОАО «ЗИО- Подольск», одной паровой турбиной типа Т-63/76-8,8 ЗАО «Уральский турбинный завод» с двумя отборами пара на горизонтальные подогреватели сетевой воды.

Парогазовая установка ПГУ-230 предназначена для выработки электрической энергии и отпуска тепла в виде горячей воды.

Режим работы станции – базовый, непрерывный, по графику тепловой и электрической нагрузки с преимущественной загрузкой блока. Регулирование отпуска тепла – центральное, качественное по температурному графику 150/70 °С. Нагрев сетевой воды осуществляется в подогревателях сетевой воды блока. Максимальный нагрев составляет 118 °С, пиковый догрев – в существующих пиковых водогрейных котлах, расположенных в отдельном здании пиковой водогрейной котельной.

Комбинированный цикл ПГУ-230 обладает сниженным удельным расходом топлива на выработку электроэнергии по сравнению с энергоблоками ПСУ, его абсолютный электрический КПД составляет более 50 %.

Номинальным режимом работы паровой турбины в составе энергоблока ПГУ-230 является теплофикационный режим при температуре наружного воздуха (-14,3) °С, максимальным режимом работы паровой турбины является конденсационный режим при температуре наружного воздуха 15 °С.

Атмосферный воздух после сжатия в компрессоре и топливо, прошедшее соответствующую подготовку, поступают в газотурбинную установку (рис. 2), где в двух выносных камерах сгорания происходит процесс горения.



Рис. 2. Внешний вид ГТУ

Продукты сгорания из камер поступают в турбину и производят механическую работу, используемую для привода генератора. Отработавшие в турбине газы, имеющие высокую температуру, направляются в котел- утилизатор (КУ). В КУ генерируется пар высокого и низкого давления. Выработанный пар ВД и НД поступает в паровую турбину (ПТ). В ПТ пар производит механическую работу, используемую для привода генератора. Из ПТ часть пара отбирается на теплофикационную установку, а оставшийся пар направляется в конденсатор. Конденсация отработавшего пара в конденсаторе осуществляется за счет отбора тепла циркуляционной водой. В конденсационном режиме основной конденсат из конденсатора паровой турбины откачивается двумя конденсатными насосами. Поток конденсата проходит конденсаторы основных эжекторов (ОЭ), охладитель пара уплотнений (ОУ) и сальниковый подогреватель (ПС). В теплофикационном режиме конденсат из конденсатора смешивается с потоком конденсата из узла сетевых подогревателей.

Отсос паровоздушной смеси из конденсатора в базовых режимах осуществляется основными эжекторами, а в пусковых режимах – основными и пусковыми эжекторами.

Поток основного конденсата в газовый подогреватель конденсата (ГПК) котла-утилизатора, где нагревается за счет теплоты уходящих газов. После ГПК конденсат через деаэрационное устройство питательным насосом низкого давления подается в барабан низкого давления КУ. Деаэрация конденсата осуществляется насыщенным паром из барабана НД КУ. Выпар из деаэрационного устройства через калиброванную шайбу сбрасывается в атмосферу.

Для более полного использования теплоты уходящих газов предусмотрен контур рециркуляции ГПК. Часть конденсата после ГПК насосами рециркуляции подается пластинчатому водо-водяному теплообменнику (ВВТО)

котла–утилизатора. В ВВТО происходит нагрев сетевой воды за счет теплоты конденсата, воспринятого в ГПК.

Производство пара низкого давления осуществляется в испарителе низкого давления (ИНД) КУ с принудительной многократной циркуляцией, обеспечиваемой циркуляционным насосом. Часть расхода генерируемого пара низкого давления расходуется на деаэрацию конденсата, поступающего из ГПК. Остальная часть пара из барабана НД проходит пароперегреватель низкого давления (ППНД) и поступает в соответствующую ступень паровой турбины.

Подача питательной воды в контур ВД осуществляется из деаэратора питательным насосом высокого давления в экономайзер высокого давления (ЭВД). Подогретая в ЭВД вода поступает в барабан высокого давления испарителя высокого давления (ИВД) КУ.

Насыщенный пар из барабана ВД испарителя проходит в пароперегреватель высокого давления (ППВД) и затем поступает в паровую турбину.

Непрерывная продувка осуществляется только из барабана ВД испарителя. Продувка отводится в расширитель непрерывной продувки. При пуске и останове блока пар из паропроводов ВД и НД сбрасывается в конденсатор через дроссельно-увлажняющие устройства.

Подача пара на основные и пусковые эжекторы, эжектор уплотнений, на уплотнение турбины, на прогрев обоих барабанов при пуске, а также подвод пара к барабану низкого давления для первичной деаэрации при пуске блока осуществляется из паропровода низкого давления.

Для дегазации подпиточной воды в схеме применяется вакуумный деаэратор.