RU2027027C1

RU2027027C1 - Method of relieving power plant

Info

Publication number: RU2027027C1
Authority: RU
Inventors: В.Я. Онищенко; В.Т. Малов
Original assignee: Фирма "Авизо", г.Саратов
Priority date: 1991-12-18
Filing date: 1991-12-18
Publication date: 1995-01-20

Abstract

FIELD: power engineering. SUBSTANCE: fresh steam is extracted upstream of the main heat turbine. Heat of this portion of steam is withdrawn by stages for charging sections of a heat accumulator. A portion of the steam, which is extracted downstream of the intermediate stage for heat withdrawing, is expanded in additional counter-pressing turbine. Heat of steam downstream of the turbine and last stage for heat withdrawing is used for heating system water with simultaneous displacing of the steam from heat withdrawing spaces of the main turbine. The heat pump is used for withdrawing of heat from the portion of fresh steam for charging the sections of the heat accumulator. EFFECT: simplified method. 2 dwg

Description

Изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано в маневренных паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), снабженных теплоаккумулирующими системами. The invention relates to a power system and can be used in maneuverable steam turbine heat and power plants (CHP) equipped with heat storage systems.

Известен способ разгрузки ТЭЦ, включающий отбор свежего пара перед входом последнего в основную теплофикационную турбину, ступенчатый отвод теплоты от этой части пара на зарядку секций теплового аккумулятора с расширением части этого пара, отобранной после промежуточной ступени отвода теплоты, в дополнительной противодавленческой турбине, а также использование теплоты пара после противодавленческой турбины и последней ступени отвода теплоты для нагрева сетевой воды при одновременном вытеснении пара из теплофикационных отборов основной турбины. A known method of unloading a thermal power plant, including the selection of fresh steam before the latter enters the main heating turbine, the stepwise removal of heat from this part of the steam to charge sections of the heat accumulator with the expansion of the part of this steam selected after the intermediate stage of heat removal in an additional backpressure turbine, as well as the use of the heat of steam after the backpressure turbine and the last stage of heat removal for heating the network water while simultaneously displacing the steam from the heat recovery taps implicit turbine.

Недостатком указанного способа является его относительно низкая экономическая эффективность, обусловленная относительно малой величиной диапазона регулирования электрической мощности, а также относительно низким температурным уровнем аккумулируемой тепловой энергии, что определяет либо низкий уровень начальных параметров и, следовательно, КПД пикового цикла, либо повышенные капиталовложения в теплообменную поверхность пикового парогенератора. The disadvantage of this method is its relatively low economic efficiency, due to the relatively small size of the range of regulation of electric power, as well as the relatively low temperature level of accumulated heat energy, which determines either the low level of the initial parameters and, therefore, the efficiency of the peak cycle, or increased investment in the heat exchange surface peak steam generator.

Изобретение позволяет увеличить регулировочный диапазон электрической мощности и повысить температурный уровень аккумулируемой тепловой энергии. The invention allows to increase the adjustment range of electric power and increase the temperature level of the accumulated thermal energy.

Способ разгрузки теплоэлектроцентрали включает отбор свежего пара перед входом последнего на основную теплофикационную турбину, ступенчатый отвод теплоты от этой части пара на зарядку секций теплового аккумулятора с расширением части этого пара, отобранной после промежуточной ступени отвода теплоты, в дополнительной противодавленческой турбине, а также использование теплоты пара после противодавленческой турбины и последней ступени отвода теплоты для нагрева сетевой воды при одновременном вытеснении пара из теплофикационных отборов основной турбины. При этом отвод теплоты от отобранной части свежего пара на зарядку теплового аккумулятора, по меньшей мере в одной ступени, ведут посредством теплового насоса. The method of unloading the heat and power plant includes the selection of fresh steam before the latter enters the main heating turbine, the stepwise removal of heat from this part of the steam to charge sections of the heat accumulator with the expansion of the part of this steam selected after the intermediate stage of heat removal, in an additional backpressure turbine, as well as the use of steam heat after the backpressure turbine and the last stage of heat removal for heating the network water while displacing the steam from the heating waste moat of the main turbine. In this case, heat is removed from the selected part of the fresh steam to charge the heat accumulator, at least in one stage, by means of a heat pump.

На фиг. 1 и 2 представлены варианты схем ТЭЦ для реализации данного способа. In FIG. Figures 1 and 2 show variants of CHP schemes for implementing this method.

ТЭЦ, схема которой представлена на фиг.1, содержит основную теплофикационную турбину 1, подключенную паровпуском при помощи трубопровода свежего пара 2 к парогенератору (на фиг.1 не показан) и теплофикационным отбором при помощи трубопроводов 3, 4 к основным сетевым подогревателям 5, 6, тепловой аккумулятор (ТА), выполненный в виде секций 7, 8, 9, 10, первая из которых подключена по греющей среде входом при помощи трубопровода 11 к трубопроводу свежего пара 2 и выходом - при помощи трубопроводов 12, 13, 14 к паровпуску дополнительной противодавленческой турбины 15 и трубопровода 12 к входу теплового насоса 16 по греющей среде, тепловой насос 17, подключенный по греющей среде входом при помощи трубопровода 18 к выходу по греющей среде теплового насоса 16 и выходом - при помощи трубопровода 19 к входу секции 10 по греющей среде, дополнительный сетевой подогреватель 20, подключенный по греющей среде входом при помощи трубопроводов 21 и 22 соответственно к выходу секции 10 по греющей среде и выходу дополнительной турбины 15 и выходом - при помощи трубопровода 23, на котором установлен насос 24, и трубопровода 25 к системе регенеративного подогрева питательной воды основной турбины (на фиг.1 не показана) и при помощи трубопровода 23 и трубопровода 26, на котором установлена система регенеративного подогрева питательной воды 27 дополнительной турбины, к входу секции 10 по нагреваемой среде. При этом выход секции 10 по нагреваемой среде подключен трубопроводом 28 к входу секции 9 по нагреваемой среде, выход секции 9 по нагреваемой среде подключен трубопроводом 29 к входу секции 8 по нагреваемой среде, выход секции 3 подключен трубопроводом 30 к входу секции 7 по нагреваемой среде, выход секции 7 по нагреваемой среде подключен трубопроводами 31 и 14 к паровпуску дополнительной турбины 15, секции 8 и 9 по греющей среде подключены входом и выходом при помощи трубопроводов 32, 33, 34, 35 к выходу и входу тепловых насосов 16 и 17 по нагреваемой среде. На трубопроводах 11, 13, 21, 22, 25, 26, 31 установлены запорные устройства 36-42 соответственно. Тепловой аккумулятор может быть выполнен, например, в виде аккумулятора фазового перехода, секции 7-10 которого снабжены соответствующими температурному уровню аккумулируемой в них теплоты теплоаккумулирующими веществами. Тепловые насосы 16, 17 могут быть выполнены, например, в виде парокомпрессорных установок. Секции 7-10 могут иметь общую по греющей и нагреваемой средам теплообменную поверхность. В этом случае на трубопроводах 12, 18, 19, 28, 29, 30 должны быть установлены запорные устройства. The CHP plant, the diagram of which is shown in Fig. 1, contains the main cogeneration turbine 1 connected by a steam inlet using a fresh steam pipeline 2 to a steam generator (not shown in Fig. 1) and cogeneration by pipelines 3, 4 to the main network heaters 5, 6 , a heat accumulator (TA), made in the form of sections 7, 8, 9, 10, the first of which is connected via a heating medium with an input via a pipe 11 to a fresh steam pipe 2 and an output - using pipelines 12, 13, 14 to an additional steam inlet counterpressure t urbine 15 and pipe 12 to the input of the heat pump 16 through a heating medium, a heat pump 17 connected via a heating medium with an input via pipe 18 to an exit through a heating medium of the heat pump 16 and an output through pipe 19 to the input of section 10 through a heating medium, an additional network heater 20, connected via a heating medium with an input via pipelines 21 and 22, respectively, to the output of a heating medium section 10 and an output of an additional turbine 15 and an output - using a pipe 23 on which the pump 24 is installed and a pipe 25 to the system of regenerative heating of the feed water of the main turbine (not shown in Fig. 1) and using the pipe 23 and pipe 26 on which the system of regenerative heating of the feed water 27 of the additional turbine is installed, to the input of section 10 through the heated medium. The output of section 10 for a heated medium is connected by a pipe 28 to the input of section 9 for a heated medium, the output of section 9 for a heated medium is connected by pipe 29 to the input of section 8 for a heated medium, the output of section 3 is connected by pipe 30 to the input of section 7 for a heated medium, the outlet of section 7 for the heated medium is connected by pipelines 31 and 14 to the steam inlet of the additional turbine 15, sections 8 and 9 for the heating medium are connected with the inlet and outlet using pipelines 32, 33, 34, 35 to the outlet and inlet of the heat pumps 16 and 17 for the heated medium . On pipelines 11, 13, 21, 22, 25, 26, 31, locking devices 36-42 are installed, respectively. A heat accumulator can be made, for example, in the form of a phase transition accumulator, sections 7-10 of which are equipped with heat-accumulating substances corresponding to the temperature level of the heat accumulated in them. Heat pumps 16, 17 can be performed, for example, in the form of steam compressor units. Sections 7-10 may have a common heat-exchange surface along the heating and heated media. In this case, locking devices should be installed on pipelines 12, 18, 19, 28, 29, 30.

ТЭЦ работает следующим образом. CHP works as follows.

В период базисных электрических нагрузок весь поток свежего пара из парогенератора по трубопроводу 2 подают в основную турбину 1, где расширяют. При этом пар из теплофикационных отборов по трубопроводам 3, 4 подают в основные сетевые подогреватели 5, 6 для нагрева сетевой воды. Запорные устройства 36-42 на этом режиме закрыты. Дополнительная турбина 15, тепловые насосы 16, 17, секции ТА 7-10 отключены. During the period of basic electrical loads, the entire stream of fresh steam from the steam generator through pipeline 2 is fed to the main turbine 1, where it is expanded. In this case, the steam from the heating selections through pipelines 3, 4 is supplied to the main network heaters 5, 6 for heating the network water. Locking devices 36-42 are closed in this mode. Additional turbine 15, heat pumps 16, 17, sections TA 7-10 are turned off.

В период пониженных электрических нагрузок часть свежего пара из трубопровода 2 подают по трубопроводу 11 в тепловой аккумулятор, где от указанного пара осуществляют четырехступенчатый отвод теплоты, причем на второй и третьей ступенях - посредством тепловых насосов. При этом сначала указанный пар по трубопроводу 11 подают в секцию 7 теплового аккумулятора. Затем часть охлажденного в секции 7 пара по трубопроводу 12 подают в тепловой насос 16, а другую часть - по трубопроводам 12, 13, 14 в дополнительную турбину 15. Охлажденный в тепловом насосе 16 пар подают по трубопроводу 18 в тепловой насос 17, а из последнего по трубопроводу 19 в секцию 10 ТА. Затем охлажденный в ТА пар по трубопроводу 21 подают в дополнительный сетевой подогревателе 20. Из противодавления дополнительной туpбины 15 пар по трубопроводу 22 подают в дополнительный сетевой подогреватель 20. Нагрев сетевой воды в подогревателе 20 паром, охлажденным в ТА, позволяет снизить нагрев сетевой воды в подогревателях 5, 6 и соответственно уменьшить расходы пара из теплофикационных отборов основной турбины. Тепловые насосы 16, 17 повышают температурный потенциал теплоты, отводимой от охлаждаемого пара, и передают тепловую энергию при помощи теплоносителя, циркулируемого по трубопроводам 32, 33 и 34, 35, соответственно в секции 8, 9 теплового аккумулятора. В секциях 7-10 ТА происходит аккумулирование теплоты, например, посредством изменения фазового состояния (из твердого в жидкое) теплоаккумулирующих веществ. Конденсат греющего пара из сетевого подогревателя 20 по трубопроводам 23, 25 насосом 24 подается в систему регенеративного подогрева питательной воды основной турбины. Запорные устройства 36, 37, 38, 39, 40 на этом режиме открыты, 42, 41 - закрыты. During the period of reduced electrical loads, part of the fresh steam from pipeline 2 is fed through pipeline 11 to a heat accumulator, where a four-stage heat removal is carried out from said steam, and in the second and third stages, by means of heat pumps. In this case, first, the specified steam through the pipe 11 serves in section 7 of the heat accumulator. Then, part of the steam cooled in section 7 is fed through the pipe 12 to the heat pump 16, and the other part is fed through the pipes 12, 13, 14 to the additional turbine 15. The steam cooled in the heat pump 16 is fed through the pipe 18 to the heat pump 17, and from the latter through pipeline 19 to section 10 TA. Then, the steam cooled in the TA is fed through a pipe 21 to an additional network heater 20. From the backpressure of the additional turbine 15, the pairs are fed through a pipe 22 to an additional network heater 20. Heating of the network water in the heater 20 with steam cooled in the TA reduces the heating of the network water in the heaters 5, 6 and, accordingly, to reduce the steam consumption from the heating selections of the main turbine. Heat pumps 16, 17 increase the temperature potential of the heat removed from the cooled steam, and transfer thermal energy using a heat carrier circulating through pipelines 32, 33 and 34, 35, respectively, in sections 8, 9 of the heat accumulator. In sections 7-10 TA, heat accumulation occurs, for example, by changing the phase state (from solid to liquid) of heat-accumulating substances. Condensate of heating steam from the network heater 20 via pipelines 23, 25 is pumped by a pump 24 to the regenerative heating system of feed water of the main turbine. Locking devices 36, 37, 38, 39, 40 in this mode are open, 42, 41 are closed.

Вследствие отвода части свежего пара от основной турбины снижается ее электрическая мощность (несмотря на уменьшение расхода пара из теплофикационных отборов), снижению полезной мощности ТЭЦ способствует также потребление электроэнергии тепловыми насосами. При этом за счет расширения частично охлажденного пара в дополнительной турбине происходит некоторая компенсация снижения электрической мощности ТЭЦ. Due to the removal of a part of the fresh steam from the main turbine, its electric power decreases (despite the decrease in steam consumption from cogeneration units), the consumption of electricity by heat pumps also contributes to a decrease in the useful capacity of the CHP. In this case, due to the expansion of partially cooled steam in an additional turbine, there is some compensation for the decrease in the electric power of the CHP.

Использование тепловых насосов при подводе теплоты от пара к секциям 8, 9 ТА позволяет повысить температурный уровень и увеличить количество аккумулируемой тепловой энергии. The use of heat pumps when supplying heat from steam to sections 8, 9 of the heat pump allows you to increase the temperature level and increase the amount of accumulated thermal energy.

В режиме повышенных электрических нагрузок через секции 10, 9, 8, 7 по трубопроводам 26, 28, 29, 30 пропускают рабочее тело пикового цикла - питательную воду, которая при нагреве за счет использования аккумулируемой теплоты превращается в пиковый пар, который по трубопроводам 31, 14 подается в дополнительную турбину 15, а затем по трубопроводу 22 в дополнительный сетевой подогреватель 20. Из последнего конденсат пара насосом 24 по трубопроводу 26 через систему регенеративного подогрева 27, нагрев в которой осуществляется паром из основной или дополнительной турбины, подается в секции ТА. За счет нагрева сетевой воды в подогревателе 20 происходит снижение ее нагрева в подогревателях 5, 6 и соответствующее уменьшение расхода пара из теплофикационных отборов основной турбины 1. Это приводит к некоторому увеличению мощности основной турбины. За счет этого, а также за счет включения в работу дополнительной турбины увеличивается электрическая мощность ТЭЦ. In the mode of increased electrical loads through sections 10, 9, 8, 7, pipelines 26, 28, 29, 30 pass the peak cycle working fluid - feed water, which when heated by using the accumulated heat turns into peak steam, which through pipelines 31, 14 is supplied to an additional turbine 15, and then through a pipe 22 to an additional network heater 20. From the latter, steam condensate is pumped by a pump 24 through a pipe 26 through a regenerative heating system 27, which is heated by steam from the main or additional second turbine section is fed into the TA. Due to the heating of the supply water in the heater 20, its heating decreases in the heaters 5, 6 and a corresponding decrease in the steam consumption from the heat recovery taps of the main turbine 1. This leads to a slight increase in the power of the main turbine. Due to this, as well as due to the inclusion of an additional turbine, the electric capacity of the CHP increases.

Отличительной особенностью ТЭЦ, схема которой представлена на фиг.2, является подключение паровпуска дополнительной турбины 15 к выходу теплового насоса 17 по греющей среде при помощи трубопроводов 14, 43, 19 и отсутствие соединительного трубопровода 13. При этом на трубопроводе 43 установлено запорное устройство 44. Это позволяет при разгрузке ТЭЦ осуществлять разделение охлаждаемого пара на два потока, один из которых затем подают в дополнительную турбину, после охлаждения пара в тепловом насосе 17. A distinctive feature of the CHP, the diagram of which is shown in Fig. 2, is the connection of the steam inlet of the additional turbine 15 to the output of the heat pump 17 through a heating medium using pipelines 14, 43, 19 and the absence of a connecting pipe 13. At the same time, a shut-off device 44 is installed on the pipe 43. This allows you to unload the cooled steam into two streams when unloading the CHPP, one of which is then fed to an additional turbine, after cooling the steam in the heat pump 17.

Claims

METHOD FOR UNLOADING A HEAT ELECTROCENTRAL, including the selection of fresh steam before the latter enters the main heating turbine, the stepwise removal of heat from this part of the steam to charge sections of the heat accumulator with the expansion of the part of this steam selected after the intermediate stage of heat removal, in an additional backpressure turbine, as well as the use of heat steam after the backpressure turbine and the last stage of heat removal for heating network water while simultaneously displacing the steam from the heating hog main turbine, characterized in that the removal of heat from a selected portion of fresh steam for charging the heat accumulator sections at least in one stage, lead through the heat pump.