5. Сопоставительный анализ вариантов тепловых схем по показателям тепловой экономичности

Сравнение эффективности раздельно работающих ГТУ ГТЭ-160 и ПТУ Т-60/73-7,8/0,04 с эффективностью комбинированной установки, работающей по подобранной выше схеме КПГУ с КУ без дожигания топлива.

Рассчитаем некоторые энергетические показатели для раздельно работающих ГТУ и ПТУ. Результаты расчета энергетических показателей комбинированной установки приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1. Сравнение показателей тепловой экономичности

Показатель	Обозначение	ГТУ, ПТУ		КПГУ
Электрическая мощность		204,788		204,788
Удельный расход условного топлива		276,83		78,2
КПД по производству электрической энергии		0,3	0,26	0,387

Анализ результатов показывает, что КПГУ эффективнее раздельно работающих ГТУ и ПТУ: при одинаковом полезном эффекте (вырабатываемой электрической мощности и отпускаемому теплу) как полный (В_У), так и удельный (b_У) расходы условного топлива меньше у КПГУ, чем при раздельном варианте работы установок. КПГУ также имеет более высокий КПД по выработке электроэнергии.

6. Принципиальная тепловая схема комбинированной энергетической установки пгу-220т и основные энергетические характеристики парогазовой установки электростанции на номинальном режиме

Принципиальная тепловая схема представлена в приложении 1.

1. Техническое описание пгу-220т

Энергетический блок ПГУ-220Т является бинарной парогазовой установкой с двумя контурами давления пара, предназначенной для производства электроэнергии и для отпуска пара на теплофикацию. Основным и резервным топливом является природный газ.

В состав ПГУ-220Т входят:

- газотурбинная установка типа ГТЭ-160 (производства ОАО ЛМЗ) ;

- горизонтальный двухконтурный котел-утилизатор с естественной циркуляцией Е-220/50-8,33/0,6-517/211 (разработки ОАО «ЭМАльянс»);

- паротурбинная установка типа Т-60/73-7,8/0,04 (производство ОАО «Калужский турбинный завод»).

Газотурбинная установка оснащена комплексным воздухоочистительным устройством (КВОУ), с самоочищающимися фильтрами и воздушной отключающей заслонкой, расположенной во всасывающей шахте перед компрессором ГТУ.

Топливо (природный газ) подается в две камеры сгорания, расположенные по бокам газовой турбины и оборудованные восемью горелками (каждая) с повышенным уровнем давления.

Продукты сгорания из ГТУ поступают в котел-утилизатор, где охлаждаются, проходя последовательно пароперегреватель высокого давления (ППВД), испаритель высокого давления (ИВД), экономайзер высокого давления (ЭВД), пароперегреватель низкого давления (ППНД), испаритель низкого давления (ИНД) и газовый подогреватель конденсата (ГПК). За котлом-утилизатором установлен газовый отсечной клапан, который предназначен для сохранения котла-утилизатора в горячем состоянии. Он закрывается после останова ГТУ.

Образующийся в испарителях КУ пар поступает в барабаны низкого (БНД) и высокого (БВД) давлений, а после выхода из пароперегревателей, он по паропроводам НД и ВД, соответственно, направляется в паровую турбину, и далее, отработанный в турбине пар сбрасывается в конденсатор.

Потери конденсата в пароводяном цикле ПГУ компенсируется с помощью регулирующих клапанов, установленных на линиях нормального и аварийного добавка с подводом химобессоленной воды, соответственно, в паровую и в водяную часть конденсатора паровой турбины.

Основной конденсат из конденсатора паровой турбины откачивается тремя насосами (два в работе, один в резерве) через охладители основных эжекторов (ОЭ), эжекторы уплотнений (ЭУ) и охладитель пара уплотнений (ОПУ) в ГПК котла-утилизатора.

Для обеспечения требуемых расходов конденсата через охладители эжекторов и уплотнений в режимах с большой конденсационной нагрузкой на их общем байпасе установлен ещё один регулирующий клапан. А в режимах с малыми расходами сброса в конденсатор, требуемый расход через охладители обеспечивается регулирующим клапаном узла регулирования, установленном на линии рециркуляции за ОПУ. Для этих же режимов также требуется увеличение перепада давлений по линии основного конденсата (сниженное расчётное давление по линии конденсата греющего пара в точке смешения). Это достигается установкой дополнительного регулирующего клапана за ОПУ, который должен поддерживать давление в точке смешения (или в ГПК).

После узла объединения за ОПУ в линию основного конденсата в теплофикационных режимах подмешивается конденсат греющего пара бойлеров. Из верхнего подогревателя сетевой воды (ПГС-2) конденсат сливается в нижний (ПГС-1), а из него откачивается тремя насосами (два в работе, один в резерве) через охладитель конденсата бойлеров. На напоре конденсатных насосов бойлеров устанавливается регулирующий клапан, поддерживающий уровень в ПСГ-1.

После смешения основной конденсат через газовый подогреватель конденсата котла-утилизатора поступает в барабан низкого давления, перед которым устанавливается ещё один регулирующий клапан, поддерживающий уровень в БНД.

Для поддержания требуемых параметров (температуры конденсата) в ГПК, он оснащён линиями рециркуляции и байпасом. На общей линии рециркуляции установлены два (один резервный) насоса рециркуляции (РЭН), с напора которых горячий конденсат может непосредственно направляться на вход ГПК. Регулирующим клапаном, установленным на этой линии рециркуляции, поддерживается температура, исключающая его низкотемпературную коррозию. Перед регулирующим клапаном рециркуляции устанавливается водо-водяной теплообменник (ВВТО) с байпасом, нагреваемой средой которого является сетевая вода. В задачу ВВТО входит использование тепла ГПК для нужд теплофикации. При этом, увеличивается расход рециркуляции и, соответственно, съём тепла в ГПК со снижением температуры конденсата подаваемого в БНД. В случае отсутствия сетевой воды рециркуляция осуществляется по байпасу ВВТО. Расход рециркуляции снижается и растёт температура конденсата за ГПК. Для исключения подачи перегретой воды в БНД её охлаждают с помощью байпаса ГПК. На линии байпаса установлен свой регулирующий клапан, поддерживающий требуемый температурный напор перед деаэрационной колонкой БНД.

Пар из барабанов КУ к стопорным клапанам паровой турбины отводится паропроводами, соответственно, высокого и низкого давлений.

Из турбины предусмотрено два отбора пара на теплофикацию, где нижний отбор (на ПСГ-1) является регулируемый, а верхний (на ПСГ-2) – нерегулируемый (максимальное параметры давление пара в регулируемом отборе Р=0,15 МПа, а в нерегулируемом – 0,25 МПа). При низкой нагрузке теплосети существует возможность отключения верхнего подогревателя сетевой воды (ПСГ-2).