Спосіб роботи теплофікаційної турбоустановки

Спосіб роботи теплофікаційної турбоустановки шляхом пропуску сітьової води через сітьовий підігрівач, сполучний трубопровід із засувкою і частину байпасного трубопроводу, регулювання температури сітьової води в прямій магістралі за допомогою поворотних діафрагм перших ступенів частини низького тиску, який відрізняється тим, що відключення сітьового підігрівача нижнього ступеня здійснюють за допомогою додатково встановлених парової засувки на паропроводі камери відбору ЦСД, водяної засувки на виході сітьового підігрівача нижнього ступеня і засувки U 2 (19) 1 3 нижнього ступеня, сітьовий підігрівач верхнього ступеня і байпасну лінію для перепуску сітьової води зі зворотної магістралі в пряму. Підвищення теплового навантаження у відомому способі здійснюють за допомогою подачі пари з вихлопу привідної турбіни на один з сітьових підігрівачів, збільшуючи на нього витрату пари, а також впливаючи на паророзподільні органи головної турбіни для збереження електричного навантаження. Для зниження теплового навантаження зменшують витрату пари з вихлопу привідної турбіни в сітьовий підігрівач, збільшуючи витрату пари в частину низького тиску. Такий спосіб керування тепловим навантаженням, крім збільшення витрати пари на всю турбіну, тобто збільшення витрати палива на енергоблок, може бути здійснений тільки на турбінах типу Т-250/300-240, у тепловій схемі яких є турбопривід живильного насоса, та неприйнятний для інших типів теплофікаційних турбін, у яких приводом живильних насосів є електродвигун. Відомий спосіб роботи теплофікаційної турбоустановки (А.с. №1467222, А1 F01D17/20, F01K13/00 від 13.07.87р.) шляхом пропуску сітьової води через сітьовий підігрівач, сполучний трубопровід із засувкою і частину байпасного трубопроводу, регулювання температури сітьової води в прямій магістралі за допомогою поворотних діафрагм перших ступенів частини низького тиску. Регулювання теплових навантажень у відомому способі здійснюють із використанням сітьових підігрівачів верхнього і нижнього ступенів, і додаткового сітьового підігрівача, установленого перед першим по ходу сітьової води підігрівачем нижнього ступеня. При цьому третій по ходу сітьової води підігрівач працює як піковий за рахунок відбору пари із циліндра середнього тиску з більш високими тиском і температурою. Відомий спосіб забезпечення теплофікаційного навантаження із двоступеневим підігрівачем сітьової води, хоча і дозволяє трохи розширити діапазон теплофікаційного навантаження, однак, навіть при невеликому об'ємі пари, що відбирається, призводить до зниження потужності головної турбіни через зниження потужності циліндра середнього тиску при використанні пікового підігрівача і, як наслідок, - до зменшення вироблення електроенергії. Найбільш близьким до запропонованого за технічним результатом є спосіб роботи теплофікаційної турбоустановки (з турбінами типу Т-50/60130, Т-100/120-130, T-180/210-130 і Т-250/300-240) (Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки / А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 540с.), шляхом пропуску сітьової води через сітьовий підігрівач, сполучний трубопровід із засувкою і частину байпасного трубопроводу, регулювання температури сітьової води в прямій магістралі за допомогою поворотних діафрагм перших ступенів частини низького тиску. Відомий спосіб полягає в пропуску сітьової води послідовно через сітьовий підігрівач нижнього ступеня, сітьовий підігрівач верхнього ступеня і 48493 4 байпасну лінію для перепуску сітьової води зі зворотної магістралі в пряму. У штатному режимі роботи турбоустановки (Фіг.1, а), з використанням сітьових підігрівачів нижнього і верхнього ступенів ПС-1 і ПС-2, через які сітьова вода пропускається послідовно, а теплове навантаження розподіляється між ними нарівно, нагрівання сітьової води здійснюється парою з нижнього відбору (І) з тиском рн і верхнього відбору (II) з тиском рв і надходить у підігрівачі по приєднаних паропроводах із ЦСТ. Витрата пари, що надходить на нагрівання сітьової води в підігрівачах нижнього і верхнього ступенів ПС-1 і ПС-2, залежить від теплового навантаження, яке задається теплосіттю Qт, що, у свою чергу, визначається витратою сітьової води і температурою зовнішнього повітря. При цьому конденсується пара, надходжувача у ПС-2 та, що відбирається перед ЦНТ, і пара, що надходить у ПС-1 з відбору II, розташованого перед двома останніми ступенями ЦСТ. Регулювання витрати пари на сітьові підігрівачі проводиться за допомогою поворотних діафрагм, установлених на перших ступенях у проточній частині циліндра низького тиску, і парової засувки, установленої на паропроводі верхнього ступеня. При одночасному виробленні теплової та електричної енергії зазначений механізм регулювання теплового і електричного навантажень турбіни з урахуванням температурного графіка теплосіті у відомому способі призводить до нераціонального використання тепла в турбоустановці і недовиробітку електричної енергії, особливо в позаштатних ситуаціях і періодах проведення планових ремонтних робіт, пов'язаних з відключенням сітьового підігрівача нижнього ступеня. В основу корисної моделі поставлено задачу створення способу роботи теплофікаційної турбоустановки шляхом виведення з теплової схеми турбоустановки сітьового підігрівача нижнього ступеня і регулювання витрати сітьової води на підігрівачеві верхнього ступеня в позначених інтервалах значень витрат сітьової води та діапазону зміни температури зовнішнього повітря на змінних режимах роботи турбоустановки з регульованим відповідно до температурного графіка теплосіті верхнім відбором пари, що дозволяє, виключивши недогріви та перегріви сітьової води на виході теплофікаційної установки, забезпечити роботу турбоустановки без додаткових витрат палива і на частині позначених оптимальних режимів забезпечити збереження вироблення теплової енергії споживачеві з одержанням додаткової електричної потужності турбоустановки на теплофікаційному режимі, за рахунок чого досягнуте підвищення енергоефективності роботи турбоустановки на режимах експлуатації неповної схеми теплофікаційного вузла. Поставлена задача досягається тим, що в способі роботи теплофікаційної турбоустановки шляхом пропуску сітьової води через сітьовий підігрівач, сполучний трубопровід із засувкою і частину байпасного трубопроводу, регулювання температури сітьової води в прямій магістралі за допомогою поворотних діафрагм перших ступенів 5 частини низького тиску, згідно з корисною моделлю, відключення сітьового підігрівача нижнього ступеня здійснюють за допомогою додатково встановлених парової засувки на паропроводі камери відбору ЦСТ, водяної засувки на виході сітьового підігрівача нижнього ступеня і засувки байпасної лінії між перемичкою і прямою магістраллю, регулюють температуру сітьової води на виході з підігрівача верхнього ступеня відповідно до температурного графіка поворотними діафрагмами перших ступенів циліндра низького тиску, при цьому регулювання витрати пари через сітьовий підігрівач верхнього ступеня здійснюють при зміні температури зовнішнього повітря в діапазоні 2,0°С≤tнв≤10°С безпосередньо при витратах сітьової води: Gсв/1000=3,75; при 3,5°С≤tзп≤10°C; 3,75≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=10°C; Gсв/1000=4,0; при 2°C≤tзп≤10°C; 3,15≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=2°C; 2 3,15≤Gсв/1000≤3,75; Gсв/1000=0,10tзп -0,15tзп+ +3,05; при 2°C≤tзп≤3,5°C, де Gсв - витрата сітьової води, т/год; tзп - температура зовнішнього повітря, °С, причому, в інших інтервалах діапазону температур від -11°С до 10°С при витратах сітьової води 1,0≤Gсв/1000≤3,75 здійснюють переведення роботи турбоустановки з конденсаційного режиму на теплофікаційний. Відключення сітьового підігрівача нижнього ступеня відбувається за допомогою додатково встановлених парової засувки на паропроводі камери відбору ЦСТ, водяної засувки на виході сітьового підігрівача нижнього ступеня і засувки байпасної лінії між перемичкою і прямою магістраллю, що дозволяє використовувати тільки підігрівач верхнього ступеня на час відновлення характеристик підігрівача нижнього ступеня. Регулювання температури сітьової води на виході з підігрівача верхнього ступеня відповідно до температурного графіка поворотними діафрагмами перших ступенів циліндра низького тиску при відключеному нижньому підігрівачеві сітьової води, дозволяє вимірюючи тиск на вході ЦНТ, змінювати витрату пари в підігрівач верхнього ступеня і, як наслідок впливати на величину теплової енергії, переданої споживачеві для підвищення енергоефективності роботи турбоустановки на режимах експлуатації неповної схеми теплофікаційного вузла. Регулювання витрати пари через сітьовий підігрівач верхнього ступеня здійснюють на режимах зміни температури зовнішнього повітря 2,0°С≤tнв≤10°С безпосередньо при витратах сітьової води: Gсв/1000=3,75; при 3,5°С≤tзп≤10°C; 3,75≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=10°C; Gсв/1000=4,0; при 2°C≤tзп≤10°C; 3,15≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=2°C; 2 3,15≤Gсв/1000≤3,75; Gсв/1000=0,10tзп -0,15tзп+ +3,05; при 2°C≤tзп≤3,5°C, дозволяє виробляти додаткову електроенергію, величина якої визначається додатковою потужністю стосовно режиму роботи сітьових підігрівачів при рівному тепловому навантаженні. 48493 6 В інших інтервалах діапазону температур від -11°С до 10°С при витратах сітьової води в інтервалі 1,0≤Gсв/1000≤3,75 здійснюють переведення роботи турбоустановки з конденсаційного режиму на теплофікаційний, що дозволяє виробляти теплову енергію для споживача (теплосіті), без використання пікових котлів та додаткової витрати палива (природного газу), тобто підвищити енергоефективність роботи турбоустановки на режимах експлуатації неповної схеми теплофікаційного вузла. Запропонований спосіб використання підігрівача верхнього ступеня теплофікаційної турбоустановки для нагрівання сітьової води дозволяє в позначеному температурному діапазоні зміни температури зовнішнього повітря tзп при регулюванні витрат сітьової води на позначених режимах одержати додатково електроенергію, не збільшуючи витрату палива. В інтервалах діапазону температур зовнішнього повітря від -11°С до 10°С з температурами, що не ввійшли в діапазон 2,0°С≤tзп≤10°С регулювання витрат сітьової води доцільно здійснювати переведення турбоустановки з конденсаційного на теплофікаційний режим, забезпечуючи температурний графік теплосіті на час відключення підігрівача нижнього ступеня, що дозволяє підтримувати на оптимальному рівні параметри турбоустановки. На Фіг.1 подано принципові схеми підключення сітьових підігрівачів до теплофікаційної турбоустановки (а - діюча, б - запропонована); на Фіг.2 - зміна потужності турбоустановки Т-100/120-130 при роботі з одним включеним підігрівачем верхнього ступеня ПС-2 ( Qт1 0 ) і при роботі із двома підігрівачами ПС-1 і ПС-2 при рівному розподілі між ними теплового навантаження ( Qт1 0,5 ); на Фіг.3 - зміна потужності турбоустановки при роботі з одним підігрівачем верхнього ступеня ( Qт1 0 ) у порівнянні зі штатним варіантом роботи підігрівачів ( Qт1 0,5 ); на Фіг.4 - графік збільшення потужності турбоустановки, отриманої на режимах постійних температур у діапазоні зміни витрат сітьової води 2000-4000т/год з одним сітьовим підігрівачем верхнього ступеня; на Фіг.5 - область використання запропонованого способу роботи теплофікаційної турбоустановки Т-100/120-130 з одним сітьовим підігрівачем при максимальних приростах вироблення електроенергії ( Nт>0). Запропонований спосіб одержання додаткової потужності може бути використаний на теплофікаційних турбоустановках на турбінах типу Т-50/60130, Т-100/120-130, Т-180/210-130 і Т-250/300-240 тощо із двома сітьовими підігрівачами. Спосіб роботи теплофікаційної турбоустановки при використанні підігрівача верхнього ступеня ПС-2 для нагрівання сітьової води реалізований у теплофікаційній турбоустановці Т-100/120-130 (Фіг.1, б). У запропонованому способі при виході з ладу або плановому ремонті без зупинки енергоблока з відключенням підігрівача нижнього ступеня по парі та сітьовій воді у теплофікаційному вузлі турбіни додатково встановлюють на паропроводі, що з'єд 7 нує нижній відбір (І) з сітьовим підігрівачем 7, засувку 18, яка від'єднує підігрівач 7 ПС-1, і водяну засувку 16 на байпасній магістралі для спрямування сітьової води у підігрівач верхнього ступеня 8 ПС-2, оминаючи підігрівач нижнього ступеня 7 ПС1. При цьому, для нагрівання сітьової води з одним підігрівачем верхнього ступеня при відключеному за допомогою засувок 10 і 11 підігрівача нижнього ступеня 7 (ПС-1) сітьова вода зворотної магістралі насосом 9 по частині байпасного трубопроводу через відкриті засувки 15, перемички із засувками 14 і 12 при закритій засувці 16 частини байпасного трубопроводу подається в підігрівач 8. У підігрівачеві 8 парою з верхнього відбору (II) ЦСТ 1, що подається паропроводом з відкритою засувкою 17, сітьова вода нагрівається до необхідної температури t1, що визначається температурою зовнішнього повітря tзп. Через відкриту засувку 13 нагріта до температури t1, сітьова вода надходить у пряму магістраль теплосіті. Регулювання температури t1 сітьової води здійснюють поворотними діафрагмами 4 у ЦНТ 3 і паровою засувкою 17 на паропроводі, що з'єднує камеру верхнього відбору (II) ЦСТ 1 і підігрівач 8 сітьової води. При цьому, регулювання витрати пари через сітьовий підігрівай верхнього ступеня здійснюють на режимах зміни температури зовнішнього повітря 2,0°С≤tзп≤10°С безпосередньо при витратах сітьової води: Gсв/1000=3,75; при 3,5°С≤tзп≤10 °C; 3,75≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=10°C; Gсв/1000=4,0; при 2°C≤tзп≤10°C; 3,15≤Gсв/1000≤4,0; при tзп=2°C; 2 3,15≤Gсв/1000≤3,75; Gсв/1000=0,10tзп -0,15tзп+ +3,05; де Gсв - витрата сітьової води, т/год; tзп - температура зовнішнього повітря, °С, причому, в інших інтервалах діапазону температур від -11°С до 10°С при витратах сітьової води в інтервалі 1,0≤Gсв/1000≤3,75 здійснюють переведення роботи турбоустановки з конденсаційного на теплофікаційний режим роботи. Для обґрунтування позитивного ефекту, отриманого при використанні запропонованого способу, виконано розрахункове дослідження теплових і електричних навантажень для турбіни Т-100/120130 з урахуванням конструкції, як самого турбоагрегату, так і його теплової схеми з використанням розробленого в Інституті проблем машинобудування НАН України програмного комп'ютерного комплексу. У процесі дослідження змінювалися режимні параметри: витрата свіжої пари на вході в турбіну, витрата сітьової води на підігрівачі та теплове навантаження в широкому діапазоні, що відповідає технічним характеристикам теплофікаційних турбоустановок і сітьових підігрівачів, у діапазоні зміни температури зовнішнього повітря від -11°С до 10°С, що по суті здійснено для усього діапазону літніх температур з tзп>10°С. Причому, діапазон -11,0°С≤tзп≤10°С відповідає температурному графікові 150/70°С. Зміну потужності турбоустановки Т-100/120130 залежно від температури зовнішнього повітря при різних витратах сітьової води Gсв наведено на 48493 8 Фіг.2. На підставі проведеного за допомогою програмно-обчислювального комплексу розрахункового дослідження зміни потужності Nт турбоустановки для двох варіантів: штатного підключення сітьових підігрівачів - при Qт1 0,5 і підключення з одним підігрівачем верхнього ступеня ( Qт1 0 ). Так, в області витрати сітьової води Gсв 4000т/год робота турбоустановки тільки з верхнім підігрівачем 8 (ПС-2) забезпечує досягнення позитивного ефекту в діапазоні зміни температури зовнішнього повітря від 2°С до температури, що дорівнює 30°С і вище (область Nт>0), коли потужність турбоустановки Nт при роботі тільки ПС-2 перевищує потужність, одержувану при штатному варіанті використання двох підігрівачів 7 і 8 сітьової води (ПС-1 і ПС-2). В інших інтервалах зміни діапазону температур від -11°С до 10°С доцільним є переведення турбоустановки в теплофікаційний режим замість конденсаційного, хоча теплофікаційний режим роботи турбоустановки при включеному підігрівачеві 8 (ПС-2) забезпечує трохи меншу електричну потужність, ніж при роботі турбоустановки у штатному режимі із двома сітьовими підігрівачами при Qт1 0,5 . Регулювання теплового навантаження в позначених інтервалах витрат сітьової води є доцільним у позаштатних умовах відключення сітьового підігрівача нижнього ступеня. Як випливає з Фіг.3 різниця потужності турбоустановки N , одержуваної при роботі з одним Q т1 0 підігрівачем 8 верхнього ступеня (ПС-2) і потужності N , одержуваної при штатному режимі Q 0,5 т1 роботи із двома сітьовими підігрівачами 7 і 8 при NQ 0,5 т1 Nт NQ т1 0 NQ т1 0,5 . Зазначене перевищення потужності в першому випадку ( Qт1 0 ) стосовно другого ( Qт1 0,5 ) при tзп=2°С і Gсв=4000т/год, досягає 2,1МВт, при tнв=3,5÷10°С за тої ж витрати сітьової води і становить 0,22÷0,31МВт. У випадку забезпечення теплофікаційного режиму роботи турбоустановки з відключеним підігрівачем 7 (ПС-1) зниження потужності Nт турбіни Т-100/120-130 може змінюватися від -0,1МВТ до -4,7МВт залежно від Gсв і tзп. Так мінімальні значення Nт становлять: при tзп=-6°С, Gсв=1000т/год - 4,0МВт; при tзп=-4°С, Gсв=2000т/год - 4,7МВт; при tзп=-3°С, Gсв=3000т/год - 4,3МВт. На Фіг.4 побудовано апроксимаційну регресивну модель зміни Nт з областями досягнення позитивного ефекту при Nт>0. На основі проведеного чисельного експерименту досліджена зміна Nт залежно від витрати сітьової води Gсв при постійній температурі зовнішнього повітря, що дорівнює 2°С; 3°С; 3,5°С і 10°С. При цьому, за умов Nт=0 значення Gсв склали: 3150т/год при tзп=2°С; 3500т/год при tзп=3°С; 9 48493 3750т/год при tзп=3,5°С; 3750т/год при tзп=10°С. Це дозволило в діапазоні зміни 2,0°С≤tзп≤3,5°С при Nт=0 одержати граничну залежність Gсв=f(tзп) 2 виду (Gсв/1000)=0,10tзп -0,15tзп+3,05 і виділити область зміни Gсв і tзп, у якій Nт>0, тобто область з позитивним ефектом при роботі теплофікаційної турбоустановки Т-100/120-130 з одним верхнім сітьовим підігрівачем та нагріванням сітьової води до температури t1 прямої магістралі, яка задається температурним графіком теплосіті. Область інтервалів роботи турбоустановки з одним верхнім підігрівачем сітьової води у якій можливе одержання приросту додаткової потужності на теплофікаційному режимі ( Nт>0) наведено на Фіг.5, і позначено границями а÷д, які задаються умовами: Nт де Nт NQ т1 0 NQ т1 0,5 а0 t 2 зп Gсв 1000 а1 а 2 t зп - збільшення поту жності турбоустановки при використанні тільки сітьового підігрівача верхнього ступеня в порівнянні зі штатним використанням двох сітьових підігрівачів, МВт; tзп - температура зовнішнього повіт 10 границя a: Gcd/1000=3,75; 3,5°С≤tзп≤10°С; ( Nт=0) границя б: 3,75≤Gcd/1000≤4,0; tзп=10°С; границя в: Gcd/1000=4,0; 2°С tзп≤10°С; границя г: 3,15≤Gcв/1000≤4,0; tзп=2°С; 2 границя д: Gсв/1000=0,10tзп -0,15tзп+3,05; 2°C≤tзп≤3,5°C; 3,15≤Gсв/1000≤3,75. Область позитивних значень Nт доцільно розділити на дві: область І: 3,75≤Gсв/1000≤4,0; 3,5°С≤tзп≤10°С; область II: 1,15≤Gсв/1000≤4,0; 2°С≤tзп≤3,5°С. У цьому випадку рівняння регресії, що описує зміну потужності турбоустановки в області позитивного ефекту Nт>0, може бути подано структурною формулою у вигляді Gсв 1000 а3 а4 Gсв 1000 а 5 , (1) ря, °С; Gсв - витрата сітьової води, т/год; аi і 0,5 - коефіцієнти регресії, що залежать від типу турбоустановки і області зміни tзп і Gсв, значення яких для турбіни Т-100/120-130 наведено в таблиці 1. Таблиця 1 Область І II а0 0 1,2039 а1 0 -3,9498 Коефіцієнти аіє а2 а3 0,0554 -3,7501 -7,4656 -3,9139 а4 0,6860 12,6214 а5 -2,5725 -47,3120 Границі областей використання апроксимаційної залежності (1) можуть бути подані у такому вигляді (таблиця 2). Таблиця 2 Область І II а (Gсв/1000)=3,75; o 3,5 C≤tзп≤10°C в Gсв/1000=4,0; 2°C≤tзп≤3,5°C Границі б в 3,75≤Gсв/1000≤4,0; (Gсв/1000)=4,0; tзп=10°С 3,5°C≤tзп≤10°C г д 2 (Gсв/1000)=0,10tзп 3,15≤Gсв/1000≤4,0; -0,15tзп+3,05; tзп=2°C 2°C tзп 3,5°C Таким чином, запропонований спосіб використання підігрівача сітьової води верхнього ступеня теплофікаційної турбоустановки при неможливості використання сітьового підігрівача нижнього ступеня дозволяє в границях зміни витрати сітьової води на зазначених діапазонах згідно таблиці 2 і Фіг.5 додатково одержати збільшення потужності турбіни, тобто забезпечити додаткове вироблення електроенергії теплофікаційними турбоустановками типу Т-100/120-130, а в іншому діапазоні зміни витрати сітьової води від 1000т/год до 3150т/год при -11°С до 10°С забезпечити роботу турбоуста A-A 3,75≤(Gсв/1000)≤4,0; tзп=3,5°C A-A 3,75≤(Gсв/1000)≤4,0; tзп=3,5°C новки в теплофікаційному режимі відповідно до температурного графіка. При використанні запропонованого способу економічний ефект за опалювальний сезон з урахуванням додатково виробленої електроенергії без збільшення витрати палива становить 1212МВт·год, що за відпускною ціною ТЕЦ забезпечує додатковий прибуток у розмірі 436,3тис.грн і за відпускною ціною енергоринку 708,5тис.грн. Отриманий приріст електроенергії еквівалентний економії природного газу на ТЕЦ за опалювальний 3 сезон в об'ємі 360,2тис.м . 11 48493 12 13 48493 14 15 Комп’ютерна верстка А. Рябко 48493 Підписне 16 Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601