Принципиальная схема ПГУ-450Т

⇐ ПредыдущаяСтр 14 из 17Следующая ⇒

Энергетический блок ПГУ-450Т является бинарной парогазовой установкой с двумя контурами давления пара, предназначенной для производства электроэнергии и тепла в базовом режиме работы. Основным и резервным топливом является природный газ, аварийным (при нарушении газоснабжения) — жидкое (дизельное) топливо.

В состав ПГУ-450 входит следующее основное тепломеханическое оборудование:

1. Две газотурбинные установки типа ГТЭ-160 с турбогенераторами типа ТВФГ-160-2МУЗ.

2. Два горизонтальных двухконтурных котла-утилизатора типа П-96.

3. Одна комплектная паровая турбинная установка с паровой турбиной типа Т-150-7, 7 с турбогенератором типа ТЗФП-160-2МУЗ.

4. Вспомогательное общеблочное оборудование.

Тепловая схема энергоблока построена по дубль-блочному принципу. Автономная работа ГТУ без котла-утилизатора не предусматривается (рис. 11.2).

Рис. 11.2. Принципиальная схема ПГУ-450Т

Тепловая схема предусматривает возможность удержания в работе блока в случае внепланового отключения паровой турбины с подводом пара высокого и низкого давления из КтУ в конденсатор турбины или на вертикальные подогреватели сетевой воды ПСВ 1 и 2.

Для этого в схеме паропроводов предусматривается установка двух БРОУ 9, 0/0, 6 МПа производительностью 250 т/ч каждая и двух регулирующих клапанов низкого давления, подключенных с помощью задвижек и трубопроводов к паровому коллектору ПСВ 1 и 2 и к паровпускам конденсатора паровой турбины.

Паропроводы контура высокого давления выполнены однониточными раздельно от каждого котла-утилизатора и соединяются перемычками до и после ГПЗ.

Паропроводы контура низкого давления также выполнены однониточными раздельно от каждого КтУ и соединяются перемычкой перед стопорными клапанами турбины.

Подача питательной воды в контур высокого давления двух КтУ одного блока осуществляется тремя питательными электронасосными агрегатами высокого давления 310 м³/ч (два рабочих, один резервный). Подача питательной воды в контур низкого давления двух КтУ одного блока осуществляется тремя питательными электронасосными 70 м³/ч.

Для регулирования числа оборотов приводных электродвигателей питательных насосов высокого давления предусматриваются тиристорные устройства.

Питание деаэратора блока осуществляется паром контура низкого давления с резервным подводом от общестанционного коллектора пара 1, 3 МПа.

В схеме предусматривается каскадный слив конденсата подогревателей сетевой воды, сбор всех потоков в конденсатосборнике ПСГ-1 и подачу далее сливными насосами подогревателей сетевой воды через охладители конденсата в тракт основного конденсата.

Основной конденсат конденсатными насосами направляется через конденсатор пара уплотнений паровой турбины и ПНД, в газовый подогреватель конденсата котла-утилизатора (ГПК). После ГПК конденсат подается в деаэратор блока.

В схеме каждого КтУ предусматривается линия рециркуляции ГПК с установкой на ней водоводяного теплообменника, охлаждаемого обратной сетевой водой.

Подогрев сетевой воды осуществляется паром от отборов паровой турбины в горизонтальных подогревателях ПСГ-1 и ПСГ-2, вертикальном подогревателе ПСВ 1 или 2, а также в водоводяных теплообменниках. Подача сетевой воды предусмотрена шестью сетевыми насосами: 4 рабочих (зимних), 2 резервных (летних).

Основное оборудование ПГУ-450Т

Газотурбинная установка

Газотурбинная установка (ГТУ) типа ГТЭ — 160 для ПГУ-450Т выпускается ОАО " Ленинградский металлический завод" по лицензионному договору с фирмой SIEMENS на базе освоенного производства компонентов установки V94.2.

Под ГТУ понимается конструктивно объединенная совокупность компрессора, камер сгорания, газовой турбины (от фланца всасывающего патрубка компрессора до фланца выхлопного диффузора), вспомогательных систем и устройств.

ГТУ ГТЭ-160 предназначена для привода электрического генератора переменного тока с частотой вращения 3000 об/мин типа ТЗФГ-160-2М производства ОАО «Электросила», монтируемого на общем с ГТУ фундаменте.

Газотурбинная установка ГТЭ-160 является одновальным турбоагрегатом, работающим по простому термодинамическому циклу, при начальной температуре газа 1060 °С, температуре газа на выходе из турбины 537 °С. Электрическая мощность в расчетных внешних условиях (температура наружного воздуха 15 °С, давление 1, 013 Бар (760 мм рт. ст.), влажность 60 %, сопротивление на входе воздуха в компрессор 10 Бар (100 мм вод. ст.), сопротивлении на выходе газа из турбины 33 Бар (330 мм вод.ст.) составляет 155, 3 МВт при коэффициенте полезного действия 34, 12 %. Низшая теплотворная способность газообразного топлива 49318 кДж/кг.

Пуск ГТУ производится с помощью собственного электрического генератора, питаемого током переменной частоты от тиристорного устройства номинальной мощностью 5 МВт.

Комплектная газотурбинная установка ГТЭ-160 состоит из следующих элементов и систем:

- турбогруппа;

- камера сгорания с 8 гибридными горелками;

- система маслоснабжеия смазки;

- гидравлическая система регулирования высокого давления;

- система газового топлива;

- система жидкого топлива;

- система подачи жидкого топлива;

- система запального газа;

- всасывающий потрубок компрессора с коллектором и форсунками для промывки компрессора;

- система автоматического управления ГТУ.

Синхронная скорость вращения газовой турбины достигается в течение примерно 4 минут при помощи генератора (располагается со стороны компрессора), работающего до достижения 2100 об/мин в режиме двигателя от тиристорного пускового устройства (ТПУ).

Нагружение газовой турбины от 15 МВт до базовой нагрузки может производится со скоростью 11 МВт/мин. Разгрузка турбины может производиться, соответственно, со скоростью 11 МВт/мин от базовой до нулевой нагрузки.

Газовая турбина четырехступенчатая. Температура газа на входе в турбину 1060 °С. Эта температура — расчетная, она определена по стандарту ISO. Ей соответствует средняя температура на выходе из камеры сгорания (на входе в сопла турбины) 1125 °С.

Входной направляющий аппарат (ВНА) Компрессор высокого давления создает закрутку потока перед рабочими лопатками с целью снижения относительных скоростей набегания потока на рабочие лопатки.

Внешний направляющий аппарат расположен на ходе воздуха в проточную часть компрессора. ВНА предназначен для оптимизации входа потока на рабочие и направляющие лопатки компрессора. Его лопатки выполнены поворотными и могут регулировать массовый расход воздуха через компрессор.

Кольцевые зазоры между отдельными обоймами направляющих лопаток компрессора позволяют осуществлять отбор необходимого количества воздуха и обеспечивают, таким образом, стабильную работу компрессора при малой частоте вращения ротора, в частности, при пуске и останове. Равномерный по всей окружности отбор воздуха при беспрепятственном его выходе предотвращает возникновение помпажа.

За счет регулировки положения поворота лопаток входного направляющего аппарата компрессора меняется расход воздуха. Если лопатки " открываются", расход воздуха увеличивается, если они " закрываются", то расход уменьшается. Благодаря этому в диапазоне мощности ГТУ от примерно 50 до 100 % можно поддерживать откорректированную температуру на выходе из турбины постоянной.

Камера сгорания. В ГТЭ-160 применены выносные камеры сгорания. Две камеры сгорания расположены вертикально по обе стороны турбины и присоединены на фланцах к боковым патрубкам корпуса турбины. Такое исполнение позволяет выполнить концентрическую ориентацию газового и воздушного трактов с относительно небольшими скоростями потоков и, соответственно, низкими потерями в тракте «компрессор — камера сгорания — турбина». В результате обтекания потоком воздуха горячих патрубков подвода газа к турбине патрубки охлаждаются, также охлаждается наружный корпус.

Принятое расположение камер сгорания обеспечивает удобство доступа ко всем узлам при ревизии и упрощает сборку и демонтаж.

Внутренняя поверхность пламенных труб камер сгорания облицована огнестойкими керамическими плитками, которые имеют длительный срок службы при низких затратах их техобслуживания.

Вынесенное сжигание топлива исключает прямые радиационные нагрузки на лопаточный аппарат турбины.

После достижения определенной мощности (или температуры газов на выходе из турбины), достаточной для эффективного сгорания предварительно подготовленной топливо-воздушной смеси, происходит переключение на работу горелочного устройства с предварительным смесеобразованием.

Имеющимся в камере сгорания регулировочным кольцом, с помощью которого прикрывается часть отверстий смесителя, перепускающих воздух, можно регулировать расход первичного воздуха на горелки и согласовывать этот расход с меняющимся расходом топлива. За счет этого расширяется диапазон режимов работы ГТУ с предварительным смесеобразованием.

Котел утилизатор ПГУ-450Т

Котлы-утилизаторы — важный элемент технологической схемы большинства ПГУ, выполняющий во всех случаях роль утилизатора теплоты выходных газов энергетической ГТУ. В зависимости от схем и ПГУ в КтУ генерируется пар от одного до трех давлений, подогреваются вода и конденсат, вырабатывается технологический пар и др. Котлы-утилизаторы, спроектированные только для подогрева воды, называют еще газоводяными теплообменниками. Таким образом, КтУ подразделяются на:

1) паровые, пар которых используется для работы в паровых турбинах или направляется технологическим потребителям;

2) водяные, в которых нагревается сетевая вода, конденсат или питательная вода ПТУ энергоблоков;

3) комбинированные.

По конструктивному исполнению и составу тепловой схемы КтУ могут быть нескольких типов:

1) горизонтальные или вертикальные. Последние выполняют подвесными или самоопорными;

2) с естественной или принудительной циркуляцией и прямоточные.

КтУ могут быть оснащены дожигающими устройствами. В них в среде выходных газов ГТУ дополнительно сжигается топливо, это приводит к повышению и стабилизации температуры газов перед поверхностями нагрева КтУ, повышает его паропроизводительность.

Котел-утилизатор ПГУ-450Т

Котел-утилизатор предназначен для работы в парогазовых установках с использованием в нем в качестве греющей среды продуктов сгорания природного газа (основного топлива) или дизельного (аварийного) топлива, поступающих из газовой турбины типа ГТЭ-160.

Котел-утилизатор типа П-96 имеет горизонтальную компоновку поверхностей нагрева, два парогенерирующих контура с паровыми барабанами и с естественной циркуляцией в испарительных контурах высокого и низкого давлений.

Номинальные параметры котла-утилизатора Е-232/45-7, 75/0, 5-510/226П-96 указаны в таблица 11.1.

Таблица 11.1

Номинальные параметры котла-утилизатора Е-232/45-7, 75/0, 5-510/226П-96

Е	-	Тип котла-утилизатора - с естественной циркуляцией
	т/ч	Паропроизводительность контура высокого давления
	т/ч	Паропроизводительность контура низкого давления
7, 75	МПа	Давление пара на выходе из контура высокого давления
0, 5	МПа	Давление пара на выходе из контура низкого давления
	°С	Температура пара на выходе из контура высокого давления
	°С	Температура пара на выходе из контура низкого давления
П-96	-	Заводское обозначение котла-утилизатора

Собственно в котле-утилизаторе сжигание топлива не производится. Мероприятия по снижению выбросов NO_x в котле-утилизаторе не предусмотрены, их концентрация в уходящих газах определяется работой камер сгорания ГТУ.

Уходящее газы после обоих котлов-утилизаторов направляются в общую дымовую трубу диаметром 7 м и высотой 125 м.

Регулирование давления и температуры пара в котле-утилизаторе в рабочем диапазоне нагрузок не предусматривается, он рассчитан для работы при скользящих параметрах пара, определяемых температурой и расходом выхлопных газов ГТУ, а также режимом работы паровой турбины.

Паровая турбина ПГУ-450Т

Теплофикационная паровая турбина Т-150-7, 7 представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящей из цилиндра высокого и низкого давления (ЦВД и ЦНД). Ротор высокого давления цельнокованый, ротор низкого давления — с насадными дисками. Роторы турбины соединены между собой и с ротором генератора жесткими муфтами.

Пар контура высокого давления подводится через два блока стопорно-регулирующих клапанов и далее по двум трубопроводам в проточную часть ЦВД.

Пар контура низкого давления подается из коллектора в проточную часть ЦВД в камеру между 16 и 17 ступенями, где он смешивается с основным потоком пара

Турбина рассчитана на работу в режиме скользящих параметров пара обоих контуров и обеспечивает надежную и длительную работу при теплофикационном и конденсационном режимах работы.

Регулировочный диапазон ПГУ

Необходимость привлечение ПГУ, наравне с другими ТЭС, к регулированию частоты и мощности в энергосистеме требует работу ПГУ на пониженных нагрузках.

Отличительной особенностью ПГУ является то, что их регулировочный диапазон — переменная величина, в отличие от других энергоблоков ТЭС, у которых он величина постоянная. Регулировочный диапазон ПГУ-450Т для работы в полном составе оборудования 2ГТУ-2КтУ (сплошная линия) и в работе полублока 1ГТУ-1КтУ (штриховая линия) приведен на рис. 11.3.

Рис. 11.3. Регулировочный диапазон ПГУ-450Т

Как видно из графика, нижняя граница экономичного диапазона нагрузок при работе двух ГТУ не «стыкуется» с верхней границей экономичного диапазона при работе одной ГТУ. Этот разрыв составляет примерно 10% номинальной мощности одной ГТУ. Эксплуатация блока в этом разрыве нежелательна, в первую очередь, из-за ухудшения экологических характеристик блока, а также из-за снижения надежности работы оборудования.

Нижнюю границу регулировочного диапазона ПГУ-450Т ограничивают следующие факторы:

1. Низкая экономичность ГТУ, связанная с тем, что при снижении ее мощности доля мощности, потребляемая компрессором, увеличивается. На приведена зависимость КПД агрегатов ПГУ и ПГУ в целом, из которой видно, что темпы снижения КПД ГТУ и блока в целом при нагрузках, ниже 400 … 410 МВт, выше, чем до этой нагрузки (рис. 11.4).

Рис. 11.4. Зависимость КПД агрегатов блока от нагрузки 1 — в работе одна газовая турбина (1ГТ); 2 — в работе один полублок (1ГТ+ПТ); 3 — в работе два полублока (2ГТ+ПТ) с одинаковой нагрузкой; 4 — в работе два полублока с максимально допустимой разностью температур пара высокого давления (40°С ) за котлами утилизаторами

2. При понижении нагрузки ниже 85 МВт в камере сжигания ГТУ происходит технологический переход из режима предварительного смешения в диффузионный режим горения, что приводит к резкому росту концентрации оксидов азота, а ниже нагрузки 60 МВт — еще и СО в дымовых газах (рис. 11.5).

Рис. 11.5. Зависимость выбросов оксида азота и CO от мощности ГТ

При низкой дисперсности частиц горючего осуществляется режим диффузионного горения. При горении капли жидкого топлива вокруг нее образуется диффузионное пламя, поддерживающее интенсивное испарение.

Система подачи (впрыска) воды для снижения NO_x подает в горелки воду и регулирует объем воды, впрыскиваемой в камеры сгорания, и необходимой для снижения эмиссии NO_x. Впрыск воды в горячие зоны пламени обеспечивает большую равномерность температуры пламени. Снижение локальных температурных пиков сдерживает образование NO_x.

3. Снижение надежности работы паровой турбины при уменьшении температуры пара высокого давления перед турбиной ниже 475 °С, в связи с тем, что при этом происходит увеличение конечной влажности пара в зоне последних ступеней цилиндра низкого давления паровой турбины, и, как следствие, повышение опасности эрозионного износа рабочих лопаток.

Опыты, показывают, что при снижении температуры пара высокого давления с 510 до 460 °С приводит к снижению степени сухости пара за последней ступенью ЦНД с 0, 88 до 0, 86. Снижение температуры пара обусловлено тем, при снижении нагрузки газовой турбины путем уменьшения расходов топлива и воздуха ВНА компрессора газовой турбины при мощности 95 МВт полностью закрывается и при дальнейшем разгружении сжигание газа в камере сжигания происходит с повышенным коэффициентом избытка воздуха, что и приводит к снижению температуры газов на выходе из газовой турбины (рис. 11.6).

Рис. 11.6. Зависимость температуры газов на выходе из газовой турбины от мощности газовой турбины

Имеются следующие способы увеличение РД ПГУ:

1. Включение системы антиобледенения ГТУ на низких нагрузках ПГУ, что приводит к снижению температуры газов и снижению нагрузки энергоблока на 16-19 МВт. Данный метод позволяет расширить регулировочный диапазон примерно на 4 %, но при этом приводит к снижению КПД газовой турбины на 1, 8-2%.

2. Работа части ЦВД паровой турбины (до подачи пара низкого давления) в малопаровом режиме (под малопаровом режимом условно понимается такой режим работы ступени или группы ступеней турбины, при котором в ступенях отсутствует положительный теплоперепад в движущемся вдоль проточной части потоке пара, который в этом случае подается специально для охлаждения ступеней, или он возникает вследствие протечки пара уплотнения) со снижением параметров пара высокого давления и подачи его в проточную часть ЦНД. Этот метод, хотя и позволяет значительно снизить мощность паровой турбины во всем диапазоне работы блока, но требует значительных изменений в тепловой схеме блока для организации подачи охлаждающего пара соответствующих параметров в турбину.

3. Применение дополнительной камеры сгорания низкого давления и подачи газов с более высокой температурой в КтУ (по сравнению с газами, поступающими из ГТУ) с таким расчетом, чтобы обеспечить требуемый уровень температуры пара высокого давления.

⇐ Предыдущая 8 9 10 11 12 131415 16 17 Следующая ⇒