Способ двухступенчатого подогрева сетевой воды

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано для повышения экономичности теплофикационных турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды на режимах с повышенной по отношению к номинальной температурой прямой сетевой воды. Способ включает отбор пара из теплофикационной турбины и подачу его на сетевые подогреватели воды, причем подачу пара на вторую ступень подогрева производят с ее переключением от двух камер упомянутой турбины с разными давлениями. Переключение осуществляют при условии уменьшения расхода теплоты от сжигания топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии, определенного по диаграммам зависимости расхода теплоты на турбину от температуры прямой сетевой воды для обеих упомянутых камер, при этом регулирование температуры прямой сетевой воды и расхода пара осуществляют посредством поворотной регулирующей диафрагмы и органа парораспределения цилиндра высокого давления турбины. Использование изобретения позволяет повысить как экономичность, так и надежность лопаточного аппарата турбины. 2 ил.

 

Изобретение относится к теплоэнергетике и может применяться для повышения экономичности теплофикационных турбин с двухступенчатым подогревом сетевой воды на режимах с повышенной по отношению к номинальной температуре прямой сетевой воды.

Проточная часть теплофикационной турбины выбирается из условий работы на номинальном теплофикационном и конденсационном режимах. Вместе с тем режимы работы турбины изменяются в большом диапазоне рабочих параметров, прежде всего в зависимости от температуры наружного воздуха и соответственно расхода, температуры обратной и прямой сетевой воды. По техническим условиям максимальное давление в камере верхнего отбора может достигать 0,25…0,3 МПа при его номинальном значении 0,1 МПа, то есть изменяется в 3 раза. При таких режимах происходит перераспределение отборов между первой и второй ступенями подогрева сетевой воды и работа околоотборных ступеней происходит с заниженным КПД.

Известно несколько способов улучшения КПД при повышенных давлениях в камере верхнего отбора, что соответствует температурам прямой сетевой воды 120…150°C. Например, предлагается изменять количество ступеней в отсеке между отборами по патенту РФ 2307941 C2, опубликованному 10.10.2007, бюл. №28. Недостаток данного способа очевиден, при переходе на другой режим требуется разборка и сборка цилиндра.

За прототип принимаем патент РФ №2204724, БИ 2003, №14, с. 467, где предлагается использовать подключение верхнего отбора к двум камерам и переключать отбор в зависимости от температуры прямой сетевой воды. Недостатками предложенного способа являются:

- По замерам давления и соответственно температуры насыщения в каждой камере подключают отбор к камере, где температура насыщения ближе к заданной, что является приближенной оценкой, т.к. на температуру насыщения в подогревателе существенно влияет потеря давления в трубопроводах отбора на каждый из сетевых подогревателей, которая достаточно большая и зависит от расхода на отбор.

- Предложенная схема при определенных температурах требует дросселирования пара, что, как известно, понижает эффективность.

- Предложенная схема имеет сложную структуру управления и аппаратного обеспечения (преобразователи, датчики измерения давления, сумматоры и др.)

Задачей заявленного изобретения является устранение указанных недостатков.

Поставленная задача достигается способом двухступенчатого подогрева сетевой воды, включающим отбор пара из теплофикационной турбины и подачу его на сетевые подогреватели воды, причем подачу пара на вторую ступень подогрева производят с ее переключением от двух камер упомянутой турбины с разными давлениями, отличающимся тем, что упомянутое переключение осуществляют при условии уменьшения расхода теплоты от сжигания топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии, определенного по диаграммам зависимости расхода теплоты на турбину от температуры прямой сетевой воды для обеих упомянутых камер, при этом регулирование температуры прямой сетевой воды и расхода пара осуществляют посредством поворотной регулирующей диафрагмы и органа парораспределения цилиндра высокого давления турбины. Для этого используются имеющиеся в теплофикационной турбине два регулирующих органа: регулирующая поворотная диафрагма за нижним отбором и парораспределение цилиндра высокого давления. Для определения наиболее экономичного варианта подключения верхнего отбора в качестве основного критерия принимается экономия топлива (теплоты) при равной выработке тепловой и электрической энергии (Баринберг Г.Д., Бродов Ю.М., Гольдберг А.А. и др. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода. Екатеринбург: «Априо», 2007 г. стр. 86).

Сущность заявленного изобретения поясняется следующими чертежами:

Фиг. 1 - тепловая схема способа двухступенчатого подогрева сетевой воды;

Фиг. 2 - диаграмма зависимости расхода теплоты на турбину Qтур от температуры прямой сетевой воды tпр для двух вариантов схемы на примере турбины Т-250-240.

Тепловая схема двухступенчатого подогрева сетевой воды в одном цилиндре 9 показана на фиг. 1. Подогрев сетевой воды 12 в сетевых подогревателях (СП) первой ступени 1 и второй ступени 2 возможен двумя способами (вариантами схемы):

1. При пониженных температурах прямой сетевой воды закрывается задвижка 6 и открывается задвижка 5 и отбор на СП второй ступени 2 производится по трубопроводу 3 из камеры 10 с более низким давлением, и соответственно получаем меньший нагрев сетевой воды.

2. При повышенных температурах прямой сетевой воды закрывается задвижка 5 и открывается задвижка 6 и отбор на СП второй ступени 2 производится по трубопроводу 4 из камеры 11 с более высоким давлением, и соответственно получаем больший нагрев сетевой воды.

При работе по тепловому графику, т.е. когда задана тепловая нагрузка и не регламентируется расход пара, регулирующая поворотная диафрагма 8 закрывается, а давление в камерах 10, 11 регулируется главным парораспределительным органом 7 цилиндра 9.

При работе по электрическому графику, т.е. когда задана тепловая нагрузка и расход пара, давление в камере 10 или 11 регулируется поворотной диафрагмой 8, а расход пара регулируется главным парораспределительным органом 7 цилиндра 9.

Сложность сравнения двух вариантов состоит в том, что даже при равной тепловой нагрузке Qт будут разные мощность турбины N и расход теплоты на турбину Qтур, и удельный расход теплоты qe=(Qтур-Qт)/N не применим для сопоставления этих вариантов. Критерием может служить экономия топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии. Вместо расхода топлива В и удельного расхода топлива b в диаграммах обычно оперируют расходом теплоты Q и удельным расходом теплоты q соответственно, при пересчете этих величин на ТЭЦ рекомендуется принимать теплоту сгорания условного топлива qсг=7000 ккал/кг (29308 кДж/кг). Формулы пересчета будут следующие: Q=B×qсг; q=b×qсг. При различных мощностях N1 и N2 (здесь и далее индекс 1 относится к первому варианту, а индекс 2 ко второму) для сопоставления экономичности режимов следует добавить теплоту, необходимую для выработки дополнительной мощности в замещающей конденсационной турбине Вкэс=bкэс×(N2-N1), где bкэс - удельный расход топлива на конденсационной турбине (см. цитируемую книгу, формула 3.2, стр. 86). Таким образом, расход теплоты в первом варианте будет равен , а во втором , т.е. без изменений, где qкес - удельный расход теплоты замещающей турбины, за которую можно принять самую экономичную конденсационную турбину или теплофикационную турбину на конденсационном режиме.

Обычно задана тепловая нагрузка Qт температуры прямой и обратной сетевой воды tпр, tоб, которые зависят от одного параметра - температуры наружного воздуха tнв (см. рис. 1.1, рис. 1.2, стр. 6-7 цитируемой книги). В этом случае строятся зависимости Q1 и Q2 в заданном интервале изменения tнв. Необходимые данные , N1, , N2 берутся из результатов расчетов на переменный режим турбоустановки, которые проводятся для построения диаграмм режимов. При этом по оси абсцисс обычно откладывают температуру прямой сетевой воды tпр. На фиг. 2 показаны эти зависимости для турбины Т-250-240. На пересечении кривой 14 (вариант 1) и кривой 15 (вариант 2) находим температуру переключения tпер=98°С. То есть до температуры прямой сетевой воды tпр=98°С надо использовать подключение к камере 10 с более низким давлением и соответственно при более высоких температурах tпр использовать подключение к камере 11 с более высоким давлением. Из фиг. 2 следует также, что режимы с tпр>120°С не реализуются в варианте 1.

Если тепловая нагрузка не зависит однозначно от tнв, что возможно при вынужденном перераспределении тепловых нагрузок между несколькими турбинами на станции, а также при отклонении начальных параметров пара, то необходимо, как это принято в диаграммах режимов для турбин, построить поправку в зависимости от изменяющегося параметра. Но, как показывают расчеты, температура переключения отбора с учетом поправки изменяется не более чем на 3°С. Переключение отбора же должно производится при отклонении от температуры переключения на 5°С и более, так как при меньших отклонениях экономический эффект будет незначительный.

Использование диаграмм общепринято, но вносит дополнительную погрешность. В настоящее время ТЭЦ оснащены вычислительной техникой и может быть установлена программа теплового расчета турбоустановки на переменный режим (тепловых балансов) завода изготовителя, поэтому экономию тепла можно вычислить из результатов двух расчетов на переменный режим, проведенных непосредственно на ТЭЦ с учетом всех отклонений, в частности принятого на ТЭЦ значения qкес.

В таблице 1 показаны результаты расчетов (nк - номер камеры отбора, tпр - температура прямой сетевой воды, Gт - расход пара на турбину, Ne - мощность, G1, G2 - отборы на сетевые подогреватели, Ррег - давление перед регулирующей диафрагмой, т.е. в камере отбора на первый сетевой подогреватель, qe - удельный расход теплоты, ΔТ1, ΔТ2 - нагрев воды в сетевых подогревателях, ΔВ - экономия условного топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг при равной выработке тепловой и электрической энергии) для эксплуатируемых на ТЭЦ турбин с отбором из камеры 10 и с переключенным отбором из камеры 11.

Таким образом, при температуре tпр=120°С для турбины Т-120-130 имеем экономию условного топлива 490 кг/ч, а для турбины Т-250-240 - 992 кг/ч. Относительная экономия топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии равна 0,95-1,05%. Экономия условного топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии является наиболее универсальным показателем работы теплофикационной турбины, т.к. отражает совершенство не только тепловой схемы, но и проточной части турбины.

Удельный расход теплоты qe не отражает полностью экономичность теплофикационной турбины, т.к. не учитывает дополнительно выработанную электрическую энергию, которую необходимо оценить по условиям ее получения на замещающей конденсационной электростанции.

Изобретение позволяет повысить коэффициент теплофикации αТЭЦ, а при умеренных пиковых нагрузках отказаться от пикового бойлера или котла. Принятое в России значение αТЭЦ=0,5-0,6 обусловлено невозможностью нагрева сетевой воды в теплофикационных турбинах выше 110-120°С. Использование переключаемого отбора на вторую ступень позволяет получить температуру прямой сетевой воды 140-150°С и исключить применение пиковых котлов и бойлеров, что принесет еще больший экономический эффект, так как существенно увеличит выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Для турбин семейства Т-120-12,8 на режимах с повышенной температурой прямой сетевой воды получаем экономию около 1% по удельному расходу топлива. При температуре прямой воды 120°С для турбины Т-120-130-8МО экономия топлива составляет 11,75 т/сутки, а для турбины Т-250-240 экономия - 23,8 т/сутки.

Переключение отбора при повышенных температурах прямой сетевой воды улучшает и другие показатели. Уменьшается разница между отборами на сетевые подогреватели первой и второй ступеней, а также максимальный нагрев воды в подогревателе, что, как известно, повышает экономичность турбины, а также надежность ее работы.

В таблице 1 приведены данные при нагреве сетевой воды до 140°С. По некоторым показателям (нагрев воды в одном подогревателе не более 50°С, максимальное давление в верхнем отборе и др.) эти режимы невозможны в существующей турбине Т-120-130 при отборе из камеры 10, но при отборе из камеры 11 эти показатели приближаются к разрешенным, а при небольшом изменении ступеней 13 эти режимы становятся допустимы.

Организация отбора из камеры 11 требует расширения ее, что, как правило, не предусмотрено в существующих конструкциях. Поэтому переключение отбора второй ступени подогрева необходимо предусмотреть при новом проектировании турбины.

Способ двухступенчатого подогрева сетевой воды, включающий отбор пара из теплофикационной турбины и подачу его на сетевые подогреватели воды, причем подачу пара на вторую ступень подогрева производят с ее переключением от двух камер упомянутой турбины с разными давлениями, отличающийся тем, что упомянутое переключение осуществляют при условии уменьшения расхода теплоты от сжигания топлива при равной выработке тепловой и электрической энергии, определенного по диаграммам зависимости расхода теплоты на турбину от температуры прямой сетевой воды для обеих упомянутых камер, при этом регулирование температуры прямой сетевой воды и расхода пара осуществляют посредством поворотной регулирующей диафрагмы и органа парораспределения цилиндра высокого давления турбины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области теплоэнергетики. Способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок, по которому по местам истечения пара избыточного давления визуально определяют неплотности вакуумной системы, опрессовку паром цилиндра среднего давления теплофикационной турбоустановки и подключенных к этому цилиндру сетевых подогревателей и регенеративных подогревателей низкого давления производят паром избыточного давления, который подают в цилиндр среднего давления, например, через паропровод отопительного отбора, при включенном валоповоротном устройстве турбоустановки, при полностью закрытой поворотной регулирующей диафрагме, при закрытой запорной арматуре на паропроводах отборов к деаэратору питательной воды и подогревателям высокого давления и при открытой запорной арматуре на паропроводах отборов к сетевым подогревателям и регенеративным подогревателям низкого давления.

Изобретение относится к области теплоэнергетики. Теплофикационная турбоустановка содержит теплофикационную турбину с отборами пара, подключенными к регенеративным и сетевым подогревателям, конденсатор, трубопровод основного конденсата турбины с включенными в него охладителем пара уплотнений турбины и регенеративными подогревателями низкого давления, охладитель основных эжекторов, деаэратор подпиточной воды тепловой сети с подключенными к нему трубопроводами исходной воды, греющего агента, деаэрированной подпиточной воды тепловой сети.

Изобретение относится к энергетике. Теплофикационная турбоустановка содержит теплофикационную турбину с отборами пара, подключенными к регенеративным и сетевым подогревателям, конденсатор, трубопровод основного конденсата турбины с включенными в него охладителем основных эжекторов и регенеративными подогревателями низкого давления, охладитель пара уплотнений турбины, деаэратор подпиточной воды тепловой сети с подключенными к нему трубопроводами исходной воды, греющего агента, деаэрированной подпиточной воды тепловой сети.

Изобретение относится к энергетике. Способ контроля герметичности вакуумных систем турбоустановок, по которому по местам истечения пара избыточного давления визуально определяют неплотности вакуумной системы, причём опрессовку паром цилиндров низкого и среднего давления теплофикационной турбоустановки и подключенных к этим цилиндрам конденсатора, сетевых подогревателей и регенеративных подогревателей низкого давления производят на горячей турбине, непосредственно после ее останова, паром избыточного давления, который подают в цилиндр среднего давления при включенном валоповоротном устройстве турбоустановки, при открытой поворотной регулирующей диафрагме, при закрытой запорной арматуре на паропроводах отборов к деаэратору питательной воды и подогревателям высокого давления и при открытой запорной арматуре на паропроводах отборов к сетевым подогревателям и регенеративным подогревателям низкого давления.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано на тепловых электростанциях. Способ включает вырабатывание пара в паровом котле и подачу его в теплофикационную турбину, отборы пара которой направляют на регенеративные и сетевые подогреватели, а отработавший пар турбины направляют в конденсатор турбины.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в тепловых электростанциях. Способ включает вырабатывание пара в паровом котле и подачу его в теплофикационную турбину.

Изобретение относится к области энергетики. В способе работы тепловой электрической станции в паровой турбине используют систему маслоснабжения подшипников паровой турбины с маслоохладителем, утилизацию сбросной низкопотенциальной тепловой энергии отработавшего в турбине пара и утилизацию низкопотенциальной теплоты системы маслоснабжения подшипников паровой турбины осуществляют при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина, в котором в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре.

Изобретение относится к области энергетики. В способе работы тепловой электрической станции, по которому отработавший пар поступает из первой паровой турбины в паровое пространство конденсатора, внутри конденсаторных трубок которого протекает охлаждающая жидкость, а пар отопительных параметров из отборов паровой турбины поступает в паровое пространство нижнего и верхнего подогревателей, внутри которых протекает охлаждающая жидкость, в тепловой электрической станции используют конденсационную установку, имеющую конденсатор второй паровой турбины, осуществляют утилизацию высокопотенциальной теплоты пара, при этом утилизацию тепловой энергии осуществляют при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина, в котором в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре.

Изобретение относится к области энергетики. В способе работы тепловой электрической станции, по которому отработавший пар поступает из первой паровой турбины в паровое пространство конденсатора, внутри конденсаторных трубок которого протекает охлаждающая жидкость, а пар отопительных параметров из отборов паровой турбины поступает в паровое пространство нижнего и верхнего сетевых подогревателей, внутри которых протекает охлаждающая жидкость, в тепловой электрической станции используют теплообменник-охладитель сетевой воды и конденсационную установку, имеющую вторую паровую турбину, осуществляют утилизацию низкопотенциальной и высокопотенциальной теплоты пара, при этом утилизацию тепловой энергии осуществляют при помощи теплового двигателя с замкнутым контуром циркуляции, работающего по органическому циклу Ренкина, в котором в качестве охлаждающей жидкости используют низкокипящее рабочее тело, циркулирующее в замкнутом контуре.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано на тепловых электростанциях для повышения их надежности и экономичности путем обеспечения надежного охлаждения отработавшего пара основного эжектора турбины в режимах работы с малыми пропусками пара в конденсатор.

Устройство управления позиционированием оборудования с изменяемой геометрией турбомашины, управляемое вычислителем и кинематикой, при этом упомянутый привод содержит подвижную конструкцию, снабженную датчиком для измерения ее удлинения, причем упомянутая кинематика связана с одним из своих концов с местом зацепления упомянутой подвижной конструкции, а другим концом - с местом соединения оборудования, при этом место соединения перемещается под действием привода вдоль хода, ограниченного упором, а кинематика выполнена упруго деформируемой под действием привода, когда место соединения находится на упоре.

Настоящее изобретение касается системы управления, по меньшей мере, двумя типами оборудования с изменяемой геометрией газотурбинного двигателя, содержащего первый корпус и второй корпус, при этом первым оборудованием является ступень статорных лопаток с изменяемым углом установки компрессора первого корпуса, а вторым оборудованием является, по меньшей мере, разгрузочная задвижка компрессора второго корпуса.

Система управления по меньшей мере двумя видами оборудования с изменяемой геометрией, используемого в газотурбинном двигателе, причем данный газотурбинный двигатель содержит по меньшей мере один первый корпус и один второй корпус, и первый вид такого оборудования представляет собой ступень лопаток статора с изменяемым углом установки в компрессоре первого корпуса, изменяющимся между закрытым положением в режиме малого газа и открытым положением в режиме большой мощности, а второй вид оборудования представляет собой по меньшей мере один клапан стравливания воздуха из компрессора второго корпуса, состояние которого изменяется между его открытым положением в режиме малого газа и его закрытым положением в режиме большой мощности.

Изобретение относится к области теплоэнергетики и может быть использовано в системах регулирования и защиты паровых турбин. .

Изобретение относится к энергетике. .

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано при производстве, реконструкции и эксплуатации паровых турбин на электростанциях. .

Изобретение относится к способу определения превышения ограничения рабочего параметра в системе паровой турбины. .

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано на электростанциях при эксплуатации теплофикационных турбин. .

Изобретение относится к паровым турбинам, а именно: к системам регулирования и защиты паровой турбины. .
Наверх