Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ДВУХСТУПЕНЧАТОГО ПОДОГРЕВА СЕТЕВОЙ ВОДЫ

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 Q_тур от температуры прямой сетевой воды t_пр 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 Q_т будут разные мощность турбины N и расход теплоты на турбину Q_тур, и удельный расход теплоты q_e=(Q_тур-Q_т)/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 q_сг=7000 ккал/кг (29308 кДж/кг). Формулы пересчета будут следующие: Q=B×q_сг; q=b×q_сг. 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 В_кэс=b_кэс×(N₂-N₁), где b_кэс - 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 q_кес - удельный расход теплоты замещающей турбины, за которую можно принять самую экономичную конденсационную турбину или теплофикационную турбину на конденсационном режиме.

Обычно задана тепловая нагрузка Q_т температуры прямой и обратной сетевой воды t_пр, t_об, которые зависят от одного параметра - температуры наружного воздуха t_нв (см. рис. 1.1, рис. 1.2, стр. 6-7 цитируемой книги). В этом случае строятся зависимости Q₁ и Q₂ в заданном интервале изменения t_нв. 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 t_пр. 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 t_пер=98°С. То есть до температуры прямой сетевой воды t_пр=98°С надо использовать подключение к камере 10 с более низким давлением и соответственно при более высоких температурах t_пр использовать подключение к камере 11 с более высоким давлением. Из фиг. 2 следует также, что режимы с t_пр>120°С не реализуются в варианте 1.

Если тепловая нагрузка не зависит однозначно от t_нв, 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 q_кес.

В таблице 1 показаны результаты расчетов (n_к - номер камеры отбора, t_пр - температура прямой сетевой воды, Gт - расход пара на турбину, Ne - мощность, G₁, G₂ - отборы на сетевые подогреватели, Р_рег - давление перед регулирующей диафрагмой, т.е. в камере отбора на первый сетевой подогреватель, q_e - 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 t_пр=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 q_e 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 α_ТЭЦ, а при умеренных пиковых нагрузках отказаться от пикового бойлера или котла. Принятое в России значение α_ТЭЦ=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.