Dampfkraftanlage Die Erfindung bezieht sich auf eine Dampfkraft anlage mit mindestens zwei Dampfturbinen zur Ver sorgung von mindestens zwei verschiedenen Netzen unterschiedlicher Betriebsbedingungen. Die Erfindung hat besondere Bedeutung für die gleichzeitige Ver sorgung eines Drehstromnetzes und eines Bahnstrom netzes mit jeweils unterschiedlich schwankendem Energiebedarf. Bei einer derartigen Anlage ist zwar im allgemeinen die für das Drehstromnetz benötigte Leistung grösser, insbesondere wesentlich grösser als die Leistung, die in das Bahnkraftnetz abgegeben werden muss.
Entscheidend ist aber der Umstand, dass in beiden Netzen nicht nur mit Belastungs schwankungen schlechthin zu rechnen ist, sondern dass vor allem diese Belastungsschwankungen im allgemeinen nicht gleichsinnig erfolgen.
Ähnliche Betriebsbedingungen kommen aber auch vor, wenn beispielsweise ein metallurgisches Werk von einem Kraftwerk der öffentlichen Versorgung aus gespeist werden soll. In vielen anderen Fällen, in welchen irgendwelche Industriebetriebe gleichzei tig mit Leistungsabgabe an das öffentliche Versor gungsnetz gespeist werden sollen, können ebenfalls derartige Schwankungen auftreten. Im allgemeinen verlaufen die im Drehstromnetz auftretenden Last schwankungen mit geringer LaständerungsgeschwinY digkeit als die im zweiten Versorgungsnetz, z. B. im Bahnstromnetz.
Bei Anlagen zur Stromversorgung von Bahn stromnetzen ergibt sich insofern noch eine besondere Schwierigkeit dadurch, dass die Bahnstromnetze im allgemeinen mit einer Frequenz von 1623 Hz arbei ten. Diese niedrige Frequenz des Bahnstromnetzes bedingt besondere Bauarten für den Turbogenerator und Turbine, vor allem ist die Grösse eines derarti gen Maschinensatzes nach oben hin beschränkt.
Ent sprechend der geringeren Drehzahl des Generators gegenüber einem Generator, wie er für die öffent liehe Stromversorgung als Drehstromgenerator für 50 Hz in Betracht kommt, muss entweder die Turbine mit der entsprechend geringen, d. h. ungünstigen und unwirtschaftlichen Drehzahl arbeiten, oder man ist gezwungen, den Generator über ein Zwischengetriebe mit geeigneter Untersetzung anzutrieben. Für grössere zu übertragende Leistungen werden aber die Ab messungen des Zwischengetriebes derart gross, dass sie nicht mehr wirtschaftlich vertretbar sind.
Man sieht also aus wirtschaftlichen Gründen im allge meinen davon ab, zur Erzeugung von Bahnstrom. so grosse Turbinen zu bauen, wie sie für wirtschaft- liche Dampfkraftanlagen an sich notwendig wären. Auch ein Paralfelbebrieb mehrerer kleinerer Tur binen am gleichen Dampferzeuger würde die Wirt- schaftlichkeit der Anlage nur noch weiter verschlech tern.
Somit bieten sich Vorteile, wenn man den Turbinensatz zur Bahnstromerzeugung gewisserma ssen als Neben-Maschinensatz einer grossen, der Ver sorgung des öffentlichen Netzes dienenden Maschi nenanlage zuordnet, so dass die Wirtschaftlichkeit des gesamten Dampfkraftwerkes überwiegend von den Eigenschaften des Drehsbrommaschinensatzes be stimmt wird. Diese Überlegungen haben dazu ge führt, dass man also in einem Dampfkraftwerk ge trennte Maschinensätze für die Versorgung des, öf fentlichen Netzes und des Bahnnetzes parallel zuein ander anordnet.
Demnach ist also an sich bereits bekannt, für derartige Betriebsbedingungen im Kraftwerk eine Trennung der beiden Kraftwerksteile vorzunehmen, also für das Drehstromnetz und für das Bahnstrom netz getrennte Maschinen aufzustellen und diese auch getrennt zu betreiben, um nicht an ein starres Fre- quenzverhältnis in den beiden Netzen gebunden zu sein. Dadurch gelingt es, einerseits das Bahnstrom netz dampfmässig einwandfrei zu puffern,
anderseits den Drehstromteil mit bestem Wirkungsgrad zu be treiben.
Man hat auch schon versucht, das Problem in der Weise zu lösen, dass man einen Lastausgleich mit Hilfe von Dampfspeichern vorzunehmen trachtete. Um aber einen Ausgleich in voller Höhe auf diese Weise herbei zuführen, wären Speichergrössen notwendig, die in ihrem Ausmass wirtschaftlich nicht mehr vertretbar sind. Weiterhin würden dadurch erhebliche Verluste an ausnutzbarem Wärmegefälle entstehen, die sich nachteilig auf die Wirtschaftlichkeit des Betriebes auswirken.
Zur Lösung des Problems sieht ein früherer Vor schlag demgemäss eine dampfmässige Pufferung vor, wobei diese Pufferung durch einen Leistungsaus gleich ergänzt wird. Der ältere Vorschlag sieht zur Pufferung des stark schwankenden Kraftwerkteiles mit dem geringer schwankenden Kraftwerkteil einen Ausgleichsmaschinensatz vor. Dabei wird die Kessel anlage so ausgelegt, dass sie im Höchstbelastungsfall die gesamte Bahnleistung decken kann, so dass dann für die Ausgleichsmaschine unter Umständen keine Dampfmenge mehr verfügbar ist.
Wenn aber die Belastung der Bahnkraftmaschine wieder zurückgeht, dann übernimmt die Ausgleichsmaschine den über schüssigen Dampf und gibt die überschüssige Kessel leistung in Form elektrischer Energie an das Dreh stromnetz ab.
Die Erfindung geht einen anderen Weg, um dieses Problem zu lösen, der sich durch grössere Einfach heit und geringeren Aufwand bei ebenfalls hoher Wirtschaftlichkeit auszeichnet. Die Erfindung besteht darin, dass einerseits die als Nebenturbine arbeitende Dampfturbine für das mit geringerer Leistung zu versorgende Netz mit einem hinter der Hochdruck stufe liegenden Teil der als Hauptturbine arbeitenden Dampfturbine für das mit höherer Leistung zu ver sorgende Netz parallel geschaltet ist und anderseits Anzapfdampfleitungen aus diesen Turbinen einer ge meinsamen Regenerativvorwärmanlage zugeführt sind und die Speisung der Regenerativvorwärmer wahlweise auf mehrere oder jeweils eine der Tur binen mit
Hilfe von Entnahmeventilen derart um schaltbar ist, dass hiermit eine Verschiebung des Lei stungsanteiles der Stromerzeuger auslösbar ist, ohne dass ausser den Reglern zur Drehzahlregelung am Ein tritt der Hauptturbine und der Nebenturbine weitere Steuerorgane erforderlich sind.
Es ist an sich bereits eine im Regenerativverfah- ren betriebene Dampfkraftanlage vorgeschlagen wor den, bei der gleichzeitig elektrische Energie erzeugt und eine Heizdampfversorgung bewerkstelligt wird. Der Heizdampf wird dabei einer Gegendruckturbine entnommen, während zur Stromerzeugung eine mehr stufige Kondensationsturbine dient. Die Gegendruck turbine wird bei der früher vorgeschlagenen Anlage ungesteuert an eine Zwischenstufe der Kondensa tionsturbine hinter dem Hochdruckteil derselben an geschaltet.
Die Dampfzufuhr zu ihr ist in üblicher Weise durch den Dampfverbrauch im Gegendruck netz bestimmt. Die Aufwärmung in der Regenerativ- vorwärmanlage kann dabei wahlweise der Gegen druckturbine und der Kondensationsturbine entnom men werden, indem die Entnahmeleitungen parallel geschaltet sind und Absperr- oder Regelorgane ent halten, welche bei sinkender Belastung der Konden sationsturbine die Entnahme aus der Gegendruck turbine absperren oder verringern.
Auch bei der Dampfkraftanlage nach der Erfin dung wird eine solche Parallelschaltung der Ent nahmeleitungen von zwei oder mehreren parallel ge schalteten Turbinen zur Aufwärmung in der Rege- nerativvorwärmanlage benutzt. Die Nebenturbine für das mit geringerer Leistung zu versorgende Netz braucht aber nicht als Gegendruckturbine ausgebildet zu sein, sondern kann mit Vorteil durch eine Konden- sationsturbine dargestellt werden.
Abgesehen von den Einlassventilen für die getrennten Turbinen zur Dreh zahlregelung sind in den Dampfzuführungsleitungen keine weiteren Absperr- oder Regelorgane erfor derlich. Die Regelung der Verteilung der Dampf leistung auf die parallel geschalteten Turbinenteile erfolgt ausschliesslich durch Öffnen und Schliessen von Ventilen in den Entnahmeleitungen.
An Hand der Zeichnung soll die Erfindung bei spielsweise näher erläutert werden. Die Figuren zei gen Ausführungsbeispiele in ihren für die Erfindung wesentlichen Teilen in stark vereinfachter schema tischer Darstellung. Gleiche Teile sind in beiden Figuren mit gleichen Bezugszeichen versehen.
Der Dampferzeuger selbst ist in der Zeichnung nicht näher dargestellt, da seine Bauart und Schal tungsweise für das Wesen der Erfindung nicht von ausschlaggebender Bedeutung ist. Mit Vorteil wird ein- oder mehrfache Zwischenüberhitzung angewen det, obgleich sich die Erfindung keineswegs auf Anlagen mit Zwischenüberhitzung beschränkt. Da gegen arbeitet der Dampferzeuger, wie allgemein neuzeitliche Dampfkraftanlagen grösserer Abmessun gen, mit Regenerativvorwärmung.
In Fig. 1 ist die Frischdampfleitung mit 1 be zeichnet, an welche über das Drehzahlregelventil 2 der Hochdruckteil 3 der nachfolgend als Haupttur bine 'bezeichneten Turbine 4 angeschlossen ist. Die Hauptturbine 4 dient der Erzeugung von Drehstrom, wie er vorwiegend zur Versorgung des öffentlichen Netzes in Betracht kommt. Die Turbine 4 enthält weiterhin einen Mitteldruckteil 5 und einen Nieder druckteil 6, die zweckmässig zusammen mit dem Hochdruckteil 3 auf gleicher Welle angeordnet sind und den Generator 7 antreiben. Mit 8 ist der Tur binenkondensator bezeichnet.
Zwischen Hochdruck teil 3 und Mitteldruckteil 5 befindet sich ein Zwi- schenüberhitzer 9.
10 stellt eine nachfolgend als Nebenturbine be zeichnete Kraftmaschine dar, die einen Generator 11 zur Versorgung eines zweiten, vom ersten unabhän gigen Netzes, z. B. zur Erzeugung von Bahnstrom, antreibt. Die Turbine 10 enthält in ihrer Dampfzu- strömleitung ein Drehzahlregelventil 12 und ent spannt in einen Kondensator 13. Gegebenenfalls könnte die Nebenturbine 10 auch als Gegendruck turbine zur Erzeugung von Heizdampf für irgend welche anderen Zwecke herangezogen werden.
Wie die Darstellung zeigt, ist die Nebenturbine dem Mittel- sowie dem Niederdruckteil der Haupt turbine parallel geschaltet. Ihre Dampfzuleitung 14 ist hinter dem Eintritt des Zwischenüberhitzers 9 abgegriffen. Falls die Nebenturbine 10 als Gegen druckturbine arbeitet, könnte es gegebenenfalls auch von Vorteil sein, die Dampfzuleitung 14 bereits vor dem Zwischenüberhitzer 9 abzuzweigen.
Um nun je nach den von FalI zu Fall verschiedenen Bela stungsverhältnissen eine Verteilung des anfallenden Dampfes auf die Haupt- und Nebenturbine zu be werkstelligen, würde man zunächst daran denken, in die Dampfzuleitungen 14 oder 15, d. h. zur Neben turbine oder zum Mitteldruckteil der Hauptturbine, Regelorgane zu legen.
Ein in die Leitung 15 einge schaltetes Regelventil wäre an sich durchaus in der Lage, den Dampfdurchsatz durch den Mittel- und Niederdruckteil 5 und 6 der Hauptturbine 4 gege benenfalls so weit zu verringern, wie dies der not wendige Dampfdurchsatz durch den Zwischenüber- hitzer 9 zulässt, so dass die Hauptturbine mit geringer Leistung arbeiten würde.
Eine derartige Regelung wäre aber hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit nicht sinnvoll, da die Drosselverluste in den Regelorganen in der Dampfzuleitung 15 eine nicht zu rechtferti gende Verschlechterung des Wirkungsgrades hervor rufen würden. Ähnlich würden sich Massnahmen zum Herbeiführen eines Druckstaues mit Hilfe von Drosselorganen in der Dampfleitung 14 auswirken.
Die Erfindung geht, wie geschildert, einen ande ren und wirtschaftlicheren Weg, indem die Anzapf- leitungen aus Haupt- und Nebenturbine, die zu den Vorwärmapparaten führen, Entnahmeventile enthal ten, die die Leistung der Haupt- und Nebenturbine in ausreichendem Mass zu beeinflussen gestatten. Bei dem dargestellten Ausführungsbeispiel sind Haupt- und Nebenturbine mit je drei Entnahmen versehen, wobei die Anzapfleitungen 16, 17 und 18 der Haupt turbine an Vorwärmer 19, 20 und 21 geführt sind. Die Vorwärmer werden vom Kesselspeisewasser bzw.
Kondensat in Richtung des Pfeiles 22 durchflossen. Bei dem in Fig. 1 dargestellten Ausführungsbeispiel führen die Anzapfdampfleitungen 23, 24 und 25 von der Nebenturbine 10 an die gleichen Vorwärmer 19, 20 und 21. In den Anzapfdampfleitungen liegen die Entnahmeventile 26, 27 und 28 sowie 29, 30 und 31. Mit zunehmender Öffnung dieser Ventile können zunehmende Dampfmengen aus den Turbinen entnommen werden, so dass die Turbinenleistung je weils zurückgeht.
Durch Schliessen der Entnahme ventile 26, 27 und, 28 in den Anzapfdampfleitungen der Hauptturbine und Öffnen der Entnahmeventile 29, 30 und 31 in den Anzapfdampfleitungen der Nebenturbine kann die Leistung der Hauptturbine erhöht und diejenige der Nebenturbine gesenkt wer- ,den. Umgekehrt kann man die Nebenturbine in ihrer Leistung durch Schliessen ihrer Anzapfdampf- ventile erhöhen bei Absenkung der Leistung für die Hauptturbine, indem man deren Anzapfd@ampfventile öffnet.
Im Normalbetrieb sind die Ventile 29, 30 und 31 offen, so dass die Vorwärmer 19, 20 und 21 durch Entnahmedampf aus der Nebenturbine 10 beheizt werden. Die gegebenenfalls für den Entgaser be nötigte Dampfmenge kann, falls die Nebenturbine 10 eine Gegendruckturbine ist, von der Dampfleitung hinter dieser Turbine abgenommen werden.
Soll nun die Belastung der Hauptturbine 4 verringert werden, so wird durch nacheinander stattfindendes stufen weises oder allmähliches Öffnen der Ventile 26, 27 und 28, gegebenenfalls unter entsprechendem Schliessen der Ventile 29, 30 und 31, die Speise- wasservorwärmung in den Vorwärmern 19, 20 und 21 von der Nebenturbine 10 auf die Hauptturbine 4 verlagert.
Während bei dem in, Fig. 1 -dargestellten Aus führungsbeispiel jeweils eine Entnahmeleitung der Hauptturbine und eine Entnahmeleitung der Neben- turbine ungefähr gleichen Dampfzustandes einander zugeordnet sind, zeigt Fig. 2 eine Abwandlung, bei der gegebenenfalls Unterschiede hinsichtlich der An zapfstellen berücksichtigt sind.
Hier stimmen die Drücke in der Entnahmeleitung der Hauptturbine und,d'er entsprechenden Entnahmeleitung der Neben- turbine nicht überein. Man könnte an sich Druck gleichheit durch Drosselung in einer der beiden, Lei tungen erzwingen, was jedoch zu einer unter Um ständen recht verwickelten Steuerung führen würde.
Ein anderer Weg, der sich bietet, besteht darin, in die Entnahmeleitungen der Hauptturbine Rückschlag ventile .einzubauen. Bei normaler hinreichend hoher Belastung ist der Druck in der Entnahmeleitung der Nebenturbine höher als in der entsprechenden Entnahmeleitung der Hauptturbine. Infolgedessen ist dann das Rückschlagventil in der Entnahmeleitung der Hauptturbine geschlossen.
Wir jetzt auf die über wiegende Entnahme aus der Hauptturbine über gegangen, d. h. werden die Drosselventile 29, 30 und: 31 in den Entnahmeleitungen 23, 24 und 25 der Nebenturbine 10 geschlossen, so kann jetzt das in der jeweiligen Entnahmeleitung 16 bzw. 17 bzw.18 der Hauptturbine vorhandene Rückschlagventil öff nen.
Bei dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbei- spiel kann gegebenenfalls die Anordnung von Rück schlagventilen in den Leitungen 16, 17 und 18 ganz entfallen, da die Vorwärmapparate weiter unterteilt sind und den einzelnen Entnahmedampfleitungen ge sonderte Vorwärmer zugeordnet sind.
So arbeiten die Anzapfdampfleitungen 16, 17 und, 18 auf die Vorwärmer 32, 33 und 34, während an die Anzapf- dampfleitungen 23, 24, 25 die Vorwärmer 35, 36 und 37 angeschlossen sind. Eine Regelung in der Weise, dass die Entnahme aus der Nebenturbine nach und nach zurückgenommen und die Entnahme aus der Kondensationsturbine nach und nach ver stärkt wird, ist möglich, aber nicht notwendig. Die einfache Zu- und Abschaltung würde an sich im allgemeinen den Betriebsbedingungen genügen.
Das geschilderte Prinzip lässt sich naturgemäss auch auf den Betrieb mehrerer Nebenturbinen aus dehnen. So könnten sowohl im Ausführungsbeispiel gemäss Fig. 1 wie auch in dem in Fig. 2 dargestellten Ausführungsbeispiel an Stelle einer einzigen Neben turbine 10 deren mehr vorgesehen sein. Gegebenen falls können die Dampfentnahmeleitungen aus weite ren Nebenturbinen gesonderten Vorwärmapparaten zugeführt werden.
Allen diesen Schaltungen ist die Eigenart gemeinsam, dass allein oder überwiegend durch Ventile in den Anzapfdampfleitungen die ge wünschte Lastverteilung auf die Turbineneinheiten zu stande kommt. Durch Umschaltungen in den Entnah men kann also eine Verschiebung des Leistungsan- teiles zweier oder mehr Stromerzeuger ausgelöst wer den, ohne dass ausser der Haupteintrittssteuerungen der Turbinen weitere Steuerungsorgane eingreifen.
Steam power plant The invention relates to a steam power plant with at least two steam turbines for supplying at least two different networks of different operating conditions. The invention is of particular importance for the simultaneous supply of a three-phase network and a traction current network, each with differently fluctuating energy requirements. In such a system, the power required for the three-phase network is generally greater, in particular significantly greater than the power that has to be delivered to the traction network.
What is decisive, however, is the fact that not only load fluctuations per se can be expected in both networks, but that above all these load fluctuations generally do not occur in the same direction.
Similar operating conditions also occur, however, if, for example, a metallurgical plant is to be fed from a public power plant. In many other cases in which any industrial operations are to be fed simul- taneously with power output to the public supply network, such fluctuations can also occur. In general, the load fluctuations occurring in the three-phase network run at a lower load change speed than those in the second supply network, e.g. B. in the traction network.
In the case of systems for supplying power to traction power networks, a particular difficulty arises from the fact that the rail power networks generally operate at a frequency of 1623 Hz. This low frequency of the rail power network requires special designs for the turbo generator and turbine, and above all the size is one Such a machine set is limited to the top.
According to the lower speed of the generator compared to a generator, as it comes into consideration for the public loaned power supply as a three-phase generator for 50 Hz, either the turbine with the correspondingly low, ie. H. work at unfavorable and uneconomical speed, or you are forced to drive the generator via an intermediate gear with a suitable reduction. For larger services to be transmitted, however, the dimensions of the intermediate gear are so large that they are no longer economically justifiable.
So one generally refrains from generating traction current for economic reasons. To build turbines as large as would be necessary for economical steam power plants. Parallel operation of several smaller turbines on the same steam generator would only make the plant even more economical.
Thus, there are advantages if the turbine set for traction power generation is assigned to a large machine system serving to supply the public network, so to speak, as a secondary machine set, so that the economic efficiency of the entire steam power plant is mainly determined by the properties of the rotary engine set. These considerations have led to separate machine sets for supplying the public network and the rail network being arranged in parallel in a steam power plant.
Accordingly, it is already known per se to separate the two parts of the power plant for such operating conditions in the power plant, i.e. to set up separate machines for the three-phase network and for the traction current network and to operate them separately so as not to have a rigid frequency ratio in the two Networks to be bound. This makes it possible, on the one hand, to properly buffer the traction current network in terms of steam,
on the other hand, to drive the three-phase current part with the best possible efficiency.
Attempts have also been made to solve the problem by attempting to balance the load with the help of steam accumulators. However, in order to compensate for the full amount in this way, storage sizes would be necessary, the extent of which is no longer economically justifiable. Furthermore, this would result in considerable losses of usable heat gradient, which would have a detrimental effect on the profitability of the operation.
To solve the problem, an earlier suggestion provides for steam-like buffering, this buffering being supplemented by a power compensation. The older proposal provides for a balancing machine set to buffer the strongly fluctuating power plant part with the less fluctuating power plant part. The boiler system is designed in such a way that it can cover the entire railway capacity in the event of maximum load, so that under certain circumstances no more steam is available for the equalizing machine.
But when the load on the traction engine decreases again, the equalizing machine takes over the excess steam and transfers the excess boiler power in the form of electrical energy to the three-phase network.
The invention takes a different way of solving this problem, which is characterized by greater simplicity and less effort with also high economic efficiency. The invention consists in that, on the one hand, the steam turbine working as a secondary turbine for the network to be supplied with lower power is connected in parallel with a part of the steam turbine working as the main turbine behind the high-pressure stage for the network to be supplied with higher power and, on the other hand, bleed steam lines from these Turbines are fed to a joint regenerative preheater and the regenerative preheater is optionally fed to several or to one of the turbines
With the help of extraction valves it can be switched over so that a shift in the power component of the power generator can be triggered without the need for additional control elements in addition to the regulators for speed control at the entrance of the main turbine and the auxiliary turbine.
A steam power plant operated using the regenerative method has already been proposed, in which electrical energy is generated and heating steam is supplied at the same time. The heating steam is taken from a back pressure turbine, while a multi-stage condensation turbine is used to generate electricity. In the previously proposed system, the counter-pressure turbine is uncontrolled at an intermediate stage of the condensation turbine behind the high-pressure part of the same.
The steam supply to her is determined in the usual way by the steam consumption in the back pressure network. The heating in the regenerative preheating system can optionally be taken from the counter pressure turbine and the condensation turbine, in that the removal lines are connected in parallel and contain shut-off or regulating devices which shut off or reduce the removal from the counter pressure turbine when the load on the condensation turbine drops .
In the steam power plant according to the invention, such a parallel connection of the extraction lines of two or more parallel connected turbines is used for heating in the regenerative preheating system. The secondary turbine for the network to be supplied with lower power does not need to be designed as a back pressure turbine, but can advantageously be represented by a condensation turbine.
Apart from the inlet valves for the separate turbines for speed control, no further shut-off or control devices are required in the steam supply lines. The regulation of the distribution of the steam output to the turbine parts connected in parallel takes place exclusively by opening and closing valves in the extraction lines.
With reference to the drawing, the invention will be explained in more detail for example. The figures show exemplary embodiments in their essential parts for the invention in a greatly simplified schematic representation. The same parts are provided with the same reference symbols in both figures.
The steam generator itself is not shown in more detail in the drawing, since its design and scarf method for the essence of the invention is not of crucial importance. Single or multiple reheating is advantageously used, although the invention is in no way limited to systems with reheating. In contrast, the steam generator works with regenerative preheating, just like modern steam power plants of larger dimensions in general.
In Fig. 1, the main steam line is marked with 1 be, to which via the speed control valve 2 of the high pressure part 3 of the turbine 4 hereinafter referred to as the main turbo 'is connected. The main turbine 4 is used to generate three-phase current, which is primarily used to supply the public network. The turbine 4 also contains a medium-pressure part 5 and a low-pressure part 6, which are conveniently arranged together with the high-pressure part 3 on the same shaft and drive the generator 7. With 8 of the Tur binenkondensator is referred to.
An intermediate superheater 9 is located between the high pressure part 3 and the medium pressure part 5.
10 shows an engine subsequently referred to as a secondary turbine, which has a generator 11 for supplying a second, from the first independent network, e.g. B. for generating traction current drives. The turbine 10 contains a speed control valve 12 in its steam supply line and expands into a condenser 13. If necessary, the auxiliary turbine 10 could also be used as a back pressure turbine for generating heating steam for any other purpose.
As the illustration shows, the secondary turbine is connected in parallel to the medium and low pressure parts of the main turbine. Your steam supply line 14 is tapped behind the inlet of the reheater 9. If the secondary turbine 10 operates as a counter-pressure turbine, it could possibly also be advantageous to branch off the steam feed line 14 before the reheater 9.
Now, depending on the different loading conditions from case to case, a distribution of the steam produced between the main and secondary turbines is to be carried out, one would first think of moving into the steam supply lines 14 or 15, ie. H. to the secondary turbine or to the medium-pressure part of the main turbine to put control elements.
A control valve switched into line 15 would in itself be able to reduce the steam throughput through the medium and low-pressure parts 5 and 6 of the main turbine 4, if necessary, to the extent that the necessary steam throughput through the reheater 9 allows so that the main turbine would operate at low power.
However, such a regulation would not make sense in terms of economy, since the throttling losses in the regulating elements in the steam supply line 15 would cause a deterioration in efficiency that could not be justified. Measures to bring about a pressure build-up with the aid of throttle elements in the steam line 14 would have a similar effect.
As described, the invention takes a different and more economical way in that the tap lines from the main and secondary turbines, which lead to the preheaters, contain extraction valves that allow the performance of the main and secondary turbines to be sufficiently influenced. In the illustrated embodiment, the main turbine and the auxiliary turbine are each provided with three withdrawals, the bleed lines 16, 17 and 18 of the main turbine being guided to preheaters 19, 20 and 21. The preheaters are taken from the boiler feed water or
Condensate flowed through in the direction of arrow 22. In the embodiment shown in Fig. 1, the bleeding steam lines 23, 24 and 25 lead from the auxiliary turbine 10 to the same preheaters 19, 20 and 21. The extraction valves 26, 27 and 28 as well as 29, 30 and 31 are located in the bleeding steam lines When these valves are opened, increasing amounts of steam can be extracted from the turbines, so that the turbine output decreases.
By closing the extraction valves 26, 27 and 28 in the bleed steam lines of the main turbine and opening the extraction valves 29, 30 and 31 in the bleed steam lines of the auxiliary turbine, the output of the main turbine can be increased and that of the auxiliary turbine can be reduced. Conversely, the output of the secondary turbine can be increased by closing its bleed steam valves, while the output for the main turbine is reduced by opening its bleed valves.
In normal operation, the valves 29, 30 and 31 are open so that the preheaters 19, 20 and 21 are heated by extraction steam from the auxiliary turbine 10. The amount of steam that may be required for the degasser can, if the secondary turbine 10 is a back pressure turbine, be taken from the steam line behind this turbine.
If the load on the main turbine 4 is now to be reduced, the feedwater preheating in the preheaters 19, 20 is activated by successively opening the valves 26, 27 and 28, if necessary with corresponding closing of the valves 29, 30 and 31 and 21 shifted from the secondary turbine 10 to the main turbine 4.
While in the exemplary embodiment shown in FIG. 1, one extraction line of the main turbine and one extraction line of the auxiliary turbine are assigned to each other with approximately the same steam state, FIG. 2 shows a modification in which, if necessary, differences with regard to the taps are taken into account.
Here, the pressures in the extraction line of the main turbine and the corresponding extraction line of the secondary turbine do not match. One could actually force equality of pressure by throttling in one of the two lines, which, however, would lead to a control that could be quite complex.
Another way that is available is to install non-return valves in the extraction lines of the main turbine. With normal, sufficiently high loading, the pressure in the extraction line of the secondary turbine is higher than in the corresponding extraction line of the main turbine. As a result, the check valve in the extraction line of the main turbine is then closed.
We have now gone over to the predominant extraction from the main turbine, i.e. H. If the throttle valves 29, 30 and: 31 in the extraction lines 23, 24 and 25 of the secondary turbine 10 are closed, the non-return valve in the respective extraction line 16, 17 or 18 of the main turbine can now open.
In the embodiment shown in FIG. 2, the arrangement of non-return valves in lines 16, 17 and 18 can be omitted entirely, since the preheaters are further subdivided and separate preheaters are assigned to the individual steam extraction lines.
The bleeding steam lines 16, 17 and 18 work on the preheaters 32, 33 and 34, while the preheaters 35, 36 and 37 are connected to the bleeding steam lines 23, 24, 25. A regulation in such a way that the extraction from the auxiliary turbine is gradually withdrawn and the extraction from the condensation turbine is gradually increased is possible, but not necessary. The simple connection and disconnection would generally meet the operating conditions.
The principle described can naturally also be extended to the operation of several auxiliary turbines. Thus, both in the exemplary embodiment according to FIG. 1 and in the exemplary embodiment shown in FIG. 2, instead of a single secondary turbine 10, more could be provided. If necessary, the steam extraction lines from further auxiliary turbines can be fed to separate preheaters.
All of these circuits have the common feature that the desired load distribution on the turbine units is achieved solely or predominantly by valves in the bleed steam lines. A shift in the power share of two or more power generators can therefore be triggered by switching over the withdrawals without further control organs intervening besides the main inlet controls of the turbines.