Пгу с двухконтурным ку пгу с двухконтурным ку, с несвязанными контурами, без экнд (с двд)

Базовой схемой ПГУ с двухконтурным КУ для расчета рассматривается широко распространенная схема, представленная на рис. 1 и 2, отличающаяся следующими особенностями. Контуры КУ не связаны между собой и питаются от вынесенного деаэратора, в который подается недеаэрированная вода из ГПК и пар из ПЕНД.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ:

1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – генератор ГТ; 5 – котел-утилизатор; 6 – деаэратор; 7 – ЦВД; 8 – ЦНД; 9 – генератор ПТ; 10 – конденсатор паровой турбины; 11 – конденсационный насос; 12 – конденсатор пара уплотнений; 13 – питательный насос ВД; 14 – питательный насос НД; 15 – насос рециркуляции; 16 – барабан НД; 17 – барабан ВД; 18 – перегреватель ВД; 19 – испаритель ВД; 20 – экономайзер ВД; 21 – перегреватель НД; 22 – испаритель НД; 23 – ГПК; 24, 25 – стопорные и регулирующие клапаны; 26 – сепаратор ПТ; 27 – дымовая труба

Рис. 2.ПТС ПГУ с двухконтурным КУ:

ПЕВД, ПЕНД – пароперегреватели высокого и низкого давлений; ИВД, ИНД – испарительные поверхности высокого и низкого давлений; ЭКВД – экономайзер высокого давления; ГПК – газовый подогреватель конденсата; ДПВ – деаэратор питательной воды; ЧВД, ЧНД – части высокого и низкого давлений паровой турбины; К-р – конденсатор; КН – конденсатный насос; ПНВД, ПННД – питательные насосы высокого и низкого давлений; НРц – насос рециркуляции; РК – регулирующий клапан

Q-T-диаграмма теплообмена для этих котлов показана соответственно на рис. 3 и 4.

Рис. 3.Q-T-диаграмма для двухконтурного котла-утилизатора ПГУ-325 по данным [4]

Рис. 4. Q-T- диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе без ЭКНД: – температуры продуктов сгорания по тракту КУ;– температуры пара и воды по тракту КУ;– температурные напоры

Потери давления на входе в ГТУ – 1 кПа, на выходе – 3,5 кПа без промперегрева и 4 кПа с промперегревом в котле-утилизаторе. Рост потерь на выходе снижает мощность ГТУ на 0,25%. Расход электроэнергии на собственные нужды составляет 3%. Для снижения выбросов NОх в камеру сгорания ГТУ может вводиться пар, получаемый, прежде всего, в части низкого давления котла. По данным [4] его количество составляет 0,5-1 кг на каждый килограмм топлива.

При работе на природном газе, не содержащем серы, принимается самая низкая температура уходящих газов.

Деаэраторы могут быть встроены в котел, но могут располагаться и отдельно. В последнем случае преддеаэраторный подогрев конденсата является обязательным.

При применении впрыска пара в ГТУ также возрастает ее мощность.

Исходные данные для расчета

Исходные данные

Показатель	Ед. изм	Варианты
		1	2	3	4
	МВт	30	35	27	20
	кг/с	100	105	110	115
	оС	440	445	450	455
		0,34	0,38	0,35	0,37
Р	МПа	3,3	3,4	3,5	3,6
	МПа	0,1	0,12	0,14	0,11
	оС	22	25	20	27
	оС	10
	оС	22	25	20	27
	оС	9
	оС	15	18	19	17
φ		0,995
		0,85
		0,75
		0,975
Ср	кДж/кг К	4,187

Расчетная схема двухконтурного КУ приведена на рис. 5.

Рис. 5.Расчетная схема КУ

Исходными данными для расчета ПГУ являются:

• выбранный или заданный тип ГТУ;

• параметры ГТУ при условиях ISO 2314 (бар) или других, оговоренных в задании (можно взять из табл. приложения);

• номинальная мощность электрическая при работе ГТУ в автономном режиме .

• расход газов после ГТУ (на входе в КУ) (кг/с);

• температура этих газов при работе ГТУ в автономном режиме (ºС);

• электрический КПД ГТУ , равный отношению электрической мощности ГТУ к теплу, подведенному в камере сгорания ГТУ ().

Таким образом, с учетом потерь давления в КУ мощность ГТУ *0,99 (МВТ),

а температура газов на входе в КУ

*1,0065 (ºС ).

Считаются заданными давление пара высокого давления (ВД) на входе в проточную часть турбины высокого давления (ТВД)

Р(МПа),

а также давление в деаэраторе

(МПа).

Задаются потери давления в элементах схемы из диапазонов, рекомендуемых [2] и[4]:

1. на участке от ПЕВД (ПЕНД) до проточной части ТВД (ТНД) из диапазона 8-9% (8,6%), т.е. коэффициент восстановления давления в паропроводе от ПЕНД до входа в проточную часть ТНД равен 1/1,086 = 0,9208;

2. в ПЕВД из диапазона 0,2-0,3 МПа (0,25 МПа);

3. в паропроводе между ПНВД и барабаном высокого давления (БВД), а также между ПННД и БНД из диапазона 10-15% (12%);

4. в ЭКВД – 5%;

5. в паропроводе между ПЕНД и деаэратором из диапазона 5-10% (7%);

6. в ПЕНД из диапазона 0,04-0,05 МПа (0,045 МПа).

Задают также минимальные температурные напоры (рис. 4.3. и 4.4), имея в виду, что их уменьшение увеличивает экономичность ПГУ, но одновременно увеличивает металлоемкость, стоимость и аэродинамическое сопротивление поверхностей нагрева КУ:

7. на входе газов в КУ (ºС) из диапазона 20-30ºС;

8. на выходе газов из ИВД (ºС) из диапазона 8-10ºС;

9. на выходе газов из ЭКВД (на входе в ПЕНД) (ºС) из диапазона 20-30ºС;

10. на выходе газов из ИНД (ºС) из диапазона 8-10ºС;

11) температуру конденсата на входе в ГПК принимают равной 60ºС, имея в виду, что топливо в ГТУ газообразное и должно быть 55ºС;

12) из условия обеспечения надежной работы деаэратора и его регулятора давления подогрев основного конденсата в деаэраторе принимается равным °С из рекомендуемого диапазона= 10-20°С.

13) Температура за экономайзером принимается меньшей температуры насыщения в барабане на 9ºС из рекомендуемого диапазона 10-20ºС.

14. Коэффициент сохранения теплоты в КУ: φ  из диапазона 0,994-0,996.

15. Давление в конденсаторе паровой турбины принимается равным КПа (из диапазона 8-10 кПа).

16. Относительный внутренний КПД турбины высокого давления (ТВД): .

17. Относительный внутренний КПД турбины низкого давления (ТНД): .

18) КПД механический и электрогенератора: .