RU2087723C1

RU2087723C1 - Cogeneration plant unloading method

Info

Publication number: RU2087723C1
Application number: RU94021265A
Authority: RU
Inventors: В.Я. Онищенко; В.Д. Долгина
Original assignee: Саратовский государственный технический университет
Priority date: 1994-06-07
Filing date: 1994-06-07
Publication date: 1997-08-20

Abstract

FIELD: thermal engineering; maneuvering cogeneration plants with extraction stages designed to carry heavy load and with heat storage systems. SUBSTANCE: some portion of heating steam in amount equal to reduced steam discharge to regenerative extraction stages plus injected steam flow and minus total increase in steam discharge for heating is condensed while storage medium is heated; main turbine exhaust steam is used for injection. EFFECT: facilitated procedure. 4 cl, 2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано на маневренных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) с повышенной расчетной загрузкой теплофикационных отборов, снабженных теплоаккумулирующими системами. The present invention relates to a power system and can be used on maneuverable cogeneration plants (CHP) with an increased estimated load of cogeneration units equipped with heat storage systems.

Известен способ разгрузки ТЭЦ, включающий отвод от турбины пара, используемого для нагрева аккумулирующей среды при зарядке теплового аккумулятора, осуществляемого при конденсации греющего пара [1-3]
Достоинством указанного способа является высокая эффективность цикла аккумулирования (КПД цикла аккумулирования достигает 70-90%).A known method of unloading a thermal power plant, including the removal of steam from a turbine used to heat the storage medium when charging a heat accumulator, carried out by condensation of heating steam [1-3]
The advantage of this method is the high efficiency of the accumulation cycle (the efficiency of the accumulation cycle reaches 70-90%).

Недостатком указанного способа является возможность его реализации лишь при наличии значительного количества пара, расширяемого в турбине по конденсационному циклу. Однако на ТЭЦ нашей страны применяются теплофикационные турбины типа Т и ПТ, спроектированные для работы с минимально допустимым по условиям охлаждения последних ступеней (вентиляционным) расходом пара в конденсатор при номинальной загрузке теплофикационных отборов. Следствием этого является невозможность использования указанного способа на ТЭЦ с турбинами типа Т и ПТ при расчетной загрузке их теплофикационных отборов, близкой к номинальной. The disadvantage of this method is the possibility of its implementation only in the presence of a significant amount of steam, expandable in the turbine through the condensation cycle. However, heating plants of type T and PT are used at the CHPPs of our country, designed to operate with the minimum allowable (ventilation) steam flow into the condenser under the cooling conditions of the last stages at the rated load of the heat recovery taps. The consequence of this is the impossibility of using this method at thermal power plants with turbines of type T and PT during the calculated loading of their heat recovery samples, which is close to the nominal value.

Известен способ разгрузки ТЭЦ, включающий отвод от основной турбины свежего пара, используемого для нагрева аккумулирующей среды при зарядке теплового аккумулятора, при соответствующем снижении расхода пара в регенеративные отборы на нагрев питательной воды, подаваемой в паровой котел, расширение части греющего пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, в дополнительной противодавленческой турбине, использование пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды для целей теплоснабжения после предварительного расширения в дополнительной турбине и без него, а также уменьшение расхода пара в теплофикационные отборы при обеспечении заданного отпуска теплоты потребителям [4]
Указанный способ предназначен для использования на ТЭЦ с повышенной расчетной загрузкой теплофикационных отборов. Соотношение расходов охлажденного в аккумуляторе пара, отдаваемого на нужды теплоснабжения после предварительного расширения в дополнительной турбине и без него, определяется из условия минимизации потерь от дросселирования пикового пара в регулирующих клапанах при подаче его для расширения в дополнительную турбину. При одинаковых параметрах пара перед дополнительной турбиной на режимах зарядки и разрядки аккумулятора это условия обеспечивается при равенстве расходов пара в дополнительную турбину на указанных режимах. При этом также обеспечиваются и минимальные капиталовложения в дополнительную турбину.A known method of unloading a thermal power plant, including the removal of fresh steam from the main turbine, used to heat the storage medium when charging a heat accumulator, with a corresponding reduction in steam consumption in regenerative selections for heating the feed water supplied to the steam boiler, expanding part of the heating steam cooled by heating the storage environment, in an additional backpressure turbine, the use of steam cooled by heating the storage medium for heating purposes after preliminary expansion I am in an additional turbine and without it, as well as reducing the steam consumption in cogeneration taps while ensuring a given heat supply to consumers [4]
The specified method is intended for use at thermal power plants with an increased estimated load of cogeneration selections. The ratio of the costs of the steam cooled in the accumulator, given for heat supply after preliminary expansion in the additional turbine and without it, is determined from the condition of minimizing losses from the throttling of peak steam in the control valves when it is supplied for expansion into the additional turbine. With the same steam parameters in front of the additional turbine in the charging and discharging modes of the battery, this condition is ensured when the steam consumption in the additional turbine is equal in the indicated modes. At the same time, minimal investment in an additional turbine is also provided.

Недостатком указанного способа является относительно низкая эффективность цикла аккумулирования, обусловленная потерями от дросселирования части охлажденного при нагреве аккумулирующей среды пара перед использованием для целей теплоснабжения без предварительного расширения в дополнительной турбине. The disadvantage of this method is the relatively low efficiency of the accumulation cycle due to losses from throttling of part of the steam cooled during heating of the storage medium before use for heat supply without preliminary expansion in an additional turbine.

Наиболее близким по технической сути и достигаемому эффекту заявляемому способу является известный способ разгрузки ТЭЦ, включающий отвод от основной турбины свежего пара, используемого для нагрева аккумулирующей среды при зарядке теплового аккумулятора, при соответствующем снижении расхода пара в регенеративные отборы на нагрев питательной воды, подаваемой в паровой котел, расширение части греющего пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, в дополнительной противодавленческой турбине, использование части греющего пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, в качестве рабочей среды при инжектировании пара из проточной части основной турбины, использование пара из противодавления дополнительной турбины, а из напорного патрубка струйного аппарата для нужд теплоснабжения, а также уменьшение расхода пара в теплофикационные отборы при обеспечении заданного отпуска теплоты потребителям [5] прототип. The closest in technical essence and the achieved effect of the claimed method is a known method of unloading a thermal power plant, including the removal of fresh steam from the main turbine used to heat the storage medium when charging a heat accumulator, with a corresponding reduction in steam consumption in regenerative selection for heating the feed water supplied to the steam a boiler, expansion of a portion of heating steam cooled by heating the storage medium in an additional backpressure turbine, use of a portion of heating steam, cooled when heating the storage medium, as a working medium when injecting steam from the flow part of the main turbine, the use of steam from the back pressure of the additional turbine, and from the pressure pipe of the jet apparatus for heating needs, as well as reducing the flow of steam into the heat recovery taps while ensuring a given heat supply to consumers [5] prototype.

Указанный способ предназначен для использования на ТЭЦ с повышенной расчетной загрузкой теплофикационных отборов. Использование струйного аппарата для редуцирования охлажденного аккумулирующей средой греющего пара перед подачей его на нужды теплоснабжения позволяет по сравнению со способом [4] снизить потери работы в цикле вследствие инжектирования из проточной части основной турбины низкого давления. Однако эффект от указанного полезного использования перепада давлений греющего пара при редуцировании в струйном аппарате относительно мал вследствие низкой энергетической эффективности струйного аппарата. The specified method is intended for use at thermal power plants with an increased estimated load of cogeneration selections. The use of an inkjet apparatus for reducing heating steam cooled by an accumulating medium before it is supplied for heating needs allows, in comparison with method [4], to reduce the loss of work in the cycle due to injection from the flow part of the main low-pressure turbine. However, the effect of the indicated useful use of the differential pressure of the heating steam during reduction in the jet apparatus is relatively small due to the low energy efficiency of the jet apparatus.

Соотношение расходов охлажденного аккумулирующей средой пара, отдаваемого на нужды теплоснабжения после предварительного расширения в дополнительной турбине и редуцирования с струйном аппарате определяется, как и в способе [4] из условия минимизации потерь от дросселирования пикового пара перед подачей его в дополнительную турбину и произвольно изменено (без соответствующих дополнительных потерь) быть не может. Таким образом, в прототипе расход пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, произвольно уменьшен быть не может. The ratio of flow rates of the steam cooled by the storage medium given for heat supply after preliminary expansion in an additional turbine and reduction with a jet apparatus is determined, as in the method [4], from the condition of minimizing losses from throttling of peak steam before feeding it to the additional turbine and is arbitrarily changed (without corresponding additional losses) cannot be. Thus, in the prototype, the flow rate of steam used as a working medium in the jet apparatus cannot be arbitrarily reduced.

Указанное снижение расхода пара в регенеративные отборы происходит вследствие снижения температуры питательной воды, подаваемой в котел, обусловленного понижением пара в верхнем регенеративном отборе при отводе от турбины пара, используемого для зарядки теплового аккумулятора. The indicated decrease in steam consumption in regenerative extraction occurs due to a decrease in the temperature of feed water supplied to the boiler due to a decrease in steam in the upper regenerative extraction when the steam used to charge the heat accumulator is removed from the turbine.

Отметим также, что используемые для нужд теплоснабжения пар из противодавления дополнительной турбины и пар из напорного патрубка струйного аппарата имеют более низкие температуры и энтальпии в сравнении с паром соответствующих теплофикационных отборов. Поэтому суммарный расход пара, отпускаемого на нужды теплопотребления с выхлопа дополнительной турбины и из напорного патрубка струйного аппарата, несколько превышает суммарное снижение расхода пара в теплофикационные отборы основной турбины. We also note that the steam used from the backpressure of the additional turbine and the steam from the discharge nozzle of the jet apparatus used for heat supply needs have lower temperatures and enthalpies in comparison with the steam of the corresponding heat recovery samples. Therefore, the total consumption of steam dispensed for heat consumption from the exhaust of the additional turbine and from the discharge nozzle of the jet apparatus slightly exceeds the total reduction in the consumption of steam in the heat recovery selections of the main turbine.

В прототипе [5] нагрев аккумулирующей среды возможен только через теплообменную поверхность, что снижает эффективность аккумулирующего цикла по сравнению с вариантом нагрева аккумулирующей среды в смешивающем подогревателе. In the prototype [5], the heating of the storage medium is possible only through the heat exchange surface, which reduces the efficiency of the storage cycle in comparison with the option of heating the storage medium in a mixing heater.

Недостатком указанного способа [5] является относительно низкая эффективность цикла аккумулирования и соответственно ТЭЦ в целом, что обусловлено относительно низкой эффективностью редуцирования пара в струйном аппарате и относительной низкой эффективностью нагрева аккумулирующей среды через теплообменную поверхность. The disadvantage of this method [5] is the relatively low efficiency of the accumulation cycle and, accordingly, the thermal power plant as a whole, which is due to the relatively low efficiency of steam reduction in the jet apparatus and the relatively low efficiency of heating the storage medium through the heat exchange surface.

Задачей изобретения является разработка способа разгрузки ТЭЦ посредством теплового аккумулирования энергии, при реализации которого достигается повышение эффективности цикла аккумулирования и ТЭЦ в целом путем уменьшения потерь при редуцировании в струйном аппарате пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, достигаемого снижением расхода пара, используемого в струйном аппарате в качестве рабочей среды, а также путем обеспечения возможности осуществления подвода части теплоты к теплоаккумулирующей среде при смешении последней с греющим паром. The objective of the invention is to develop a method of unloading a thermal power plant by thermal energy storage, the implementation of which increases the efficiency of the accumulation cycle and thermal power plant as a whole by reducing losses during reduction in a jet apparatus of steam cooled by heating the storage medium, achieved by reducing the flow rate of steam used in the jet apparatus in the quality of the working medium, as well as by ensuring the possibility of supplying part of the heat to the heat-accumulating medium when mixed according to last with heating steam.

Для достижения этой задачи в заявляемом техническом решении предлагается в способе разгрузки ТЭЦ, включающем отвод от основной турбины пара, используемого для нагрева аккумулирующей среды при зарядке теплового аккумулятора, при соответствующем снижении расхода пара в регенеративные отборы на нагрев питательной воды, подаваемой в паровой котел, расширение части греющего пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, в дополнительной противодавленческой турбине, использование части греющего пара, охлажденного при нагреве аккумулирующей среды, в качестве рабочей среды при инжектировании пара из проточной части основной турбины, использование пара из противодавления дополнительной турбины и из напорного патрубка струйного аппарата для нужд теплоснабжения, а также уменьшение расхода пара в теплофикационные отборы при обеспечении заданного отпуска теплоты потребителям, осуществить нагрев аккумулирующей среды при конденсации части греющего пара в количестве, равном сумме указанного уменьшения расхода пара в регенеративные отборы и расхода инжектируемого пара за вычетом суммарного увеличения расхода пара на нужды теплоснабжения, причем в качестве инжектируемого пара предлагается использовать пар с выхлопа основной турбины. To achieve this, the claimed technical solution proposes a method for unloading a thermal power plant, including the removal of steam from the main turbine used to heat the storage medium when charging a heat accumulator, with a corresponding reduction in steam consumption in regenerative extraction for heating the feed water supplied to the steam boiler, expansion parts of heating steam cooled by heating the storage medium in an additional backpressure turbine; use of a part of heating steam cooled by heating the battery lining medium, as a working medium when injecting steam from the flow part of the main turbine, the use of steam from the back pressure of the additional turbine and from the pressure pipe of the jet apparatus for heat supply needs, as well as reducing the flow of steam into the heat recovery taps while ensuring a given heat supply to consumers, to heat accumulating medium during condensation of part of the heating steam in an amount equal to the sum of the indicated decrease in steam consumption in regenerative extraction and injection steam consumption and minus the total increase in steam consumption for heat supply, moreover, it is proposed to use steam from the exhaust of the main turbine as injected steam.

При этом целесообразно во время сезонного или прочего снижения теплофикационной нагрузки ТЭЦ осуществлять уменьшение расхода пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, и увеличение расхода греющего пара, конденсируемого при нагреве аккумулирующей среды. At the same time, it is advisable to reduce the flow rate of steam used as a working medium in the jet apparatus during a seasonal or other decrease in the heat load of a thermal power plant and increase the consumption of heating steam condensed when the storage medium is heated.

При этом нагрев аккумулирующей среды при конденсации греющего пара целесообразно осуществлять путем смешения греющего пара и аккумулирующей среды. At the same time, it is advisable to heat the storage medium during condensation of the heating steam by mixing the heating steam and the storage medium.

В качестве греющего пара при зарядке аккумулятора целесообразно использование пара нескольких давлений, например, свежего пара и пара из отборов основной турбины. When heating the battery, it is advisable to use several-pressure steam as heating steam, for example, fresh steam and steam from the main turbine offsets.

Отсюда видно, что отличительными признаками заявляемого способа являются:
1. Конденсация части греющего пара при нагреве аккумулирующей среды в количестве, равном сумме уменьшения расхода пара в регенеративные отборы и расхода инжектируемого пара за вычетом суммарного увеличения расхода пара на нужды теплоснабжения.It can be seen that the distinctive features of the proposed method are:
1. Condensation of part of the heating steam when the storage medium is heated in an amount equal to the sum of the decrease in steam consumption in regenerative extraction and the injection steam consumption minus the total increase in steam consumption for heat supply needs.

2. Использование в качестве инжектируемой среды пара с выхлопа основной турбины. 2. The use of steam from the exhaust of the main turbine as an injected medium.

3. Уменьшение расхода пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, и соответствующее увеличение расхода греющего пара, конденсируемого при нагреве аккумулирующей среды, на режимах с пониженной теплофикационной нагрузкой ТЭЦ (вследствие сезонного или прочего снижения внешнего теплопотребления). 3. Reducing the flow rate of steam used as a working medium in the jet apparatus, and a corresponding increase in the flow rate of heating steam, condensing when the storage medium is heated, in modes with a reduced heat load of the CHP (due to seasonal or other reduction in external heat consumption).

4. Смешение греющего пара и аккумулирующей среды при нагреве аккумулирующей среды, осуществляемом с конденсацией греющего пара. 4. The mixture of heating steam and storage medium during heating of the storage medium, carried out with the condensation of the heating steam.

5. Использование в качестве греющего пара при нагреве аккумулирующей среды пара нескольких давлений, например, свежего и из отборов основной турбины. 5. The use of steam of several pressures, for example, fresh and from the selections of the main turbine, as heating steam when heating the storage medium.

Среди известных автору технических решений первый и третий отличительные признаки не встречаются. В то же время их использование в заявляемом объекте позволяет снизить долю греющего пара, подаваемого после охлаждения аккумулирующей средой в струйный аппарат для использования в последнем в качестве рабочей среды. Это позволяет снизить потери от редуцирования указанного пара в струйном аппарате, что приводит к увеличению КПД цикла аккумулирования и соответственно КПД ТЭЦ. Кроме того, наличие в заявляемом объекте первого отличительного признака делает возможным использование четвертого отличительного признака, что дополнительно повышает эффективность аккумулирующего цикла. Among the technical solutions known to the author, the first and third distinguishing features are not found. At the same time, their use in the claimed object allows to reduce the proportion of heating steam supplied after cooling by the accumulating medium to the jet apparatus for use in the latter as a working medium. This allows you to reduce losses from the reduction of the specified steam in the jet apparatus, which leads to an increase in the efficiency of the accumulation cycle and, accordingly, the efficiency of the CHP. In addition, the presence in the claimed object of the first distinctive feature makes it possible to use the fourth distinctive feature, which further increases the efficiency of the storage cycle.

Использование второго отличительного признака в заявляемом объекте делает возможным использование первого отличительного признака. Среди известных автору технических решений использование совокупности первого и второго отличительных признаков не встречается. The use of the second distinguishing feature in the claimed object makes it possible to use the first distinguishing feature. Among the technical solutions known to the author, the use of the combination of the first and second distinguishing features does not occur.

Использование четвертого отличительного признака в заявляемом способе позволяет дополнительно повысить эффективность цикла аккумулирования вследствие возможности нагрева аккумулирующей среды до температуры насыщения греющего пара. Использование указанного отличительного признака в совокупности с первым или третьим среди известных автору технических решений не встречается. The use of the fourth distinguishing feature in the present method allows to further increase the efficiency of the accumulation cycle due to the possibility of heating the storage medium to the saturation temperature of the heating steam. The use of this distinguishing feature in conjunction with the first or third among the technical solutions known to the author does not occur.

Использование пятого отличительного признака в совокупности с первым или третьим отличительным признаком среди известных автору технических решений не встречается. В некоторых случаях (например, при использовании в качестве аккумулирующей среды пароводяной смеси, используемой при разрядке аккумулятора в качестве пикового пара и питательной воды основного цикла) использование пятого отличительного признака позволяет увеличить КПД цикла аккумулирования. The use of the fifth distinguishing feature in conjunction with the first or third distinguishing feature is not found among the technical solutions known to the author. In some cases (for example, when using a steam-water mixture as an accumulating medium used when discharging the battery as peak steam and feed water of the main cycle), the use of the fifth distinguishing feature can increase the efficiency of the accumulation cycle.

Отсюда видно, что наличие в заявляемом способе совокупности указанных отличительных признаков позволяет повысить эффективность аккумулирующего цикла и, следовательно, ТЭЦ в целом. Таким образом, указанные отличительные признаки заявляемого способа являются существенными. It can be seen that the presence in the claimed method of the totality of these distinctive features allows to increase the efficiency of the accumulating cycle and, therefore, the CHP as a whole. Thus, these distinguishing features of the proposed method are significant.

На фиг. 1 представлена принципиальная схема ТЭЦ для реализации заявляемого способа по п.п. 1, 2 формулы изобретения, на фиг.2 схема ТЭЦ для реализации заявляемого способа по п.3 формулы изобретения. In FIG. 1 presents a schematic diagram of a CHPP for implementing the proposed method according to paragraphs. 1, 2 of the claims, figure 2 diagram of the CHPP for the implementation of the proposed method according to claim 3 of the claims.

При этом на фиг. 1 даны следующие обозначения: 1 основная теплофикационная турбина; 2 трубопровод свежего пара; 3 паровой котел; 4, 6, 7 трубопроводы теплофикационных производственного и отопительных отборов пара основной турбины; 5 потребитель пара; 8, 9 подогреватели сетевой воды; 10, 11 системы регенеративных подогревателей низкого и высокого давления; 12 деаэратор; 13 трубопровод питательной воды; 14 конденсатор; 15- дополнительная противодавленческая турбина; 16, 19-26, 30-32, 34-40, 42-46 трубопроводы; 17 тепловой аккумулятор; 18 аккумулирующая емкость вытеснительного типа для жидкой аккумулирующей среды; 27, 28, 29 низко-, средне-, и высокотемпературные подогреватели аккумулирующей среды; 33 - пиковый парогенератор; 41 струйный аппарат; 47-50 насосы; 51-62 запорные устройства. Moreover, in FIG. 1 the following designations are given: 1 main cogeneration turbine; 2 pipeline of fresh steam; 3 steam boiler; 4, 6, 7 pipelines of cogeneration production and heating steam extraction of the main turbine; 5 steam consumer; 8, 9 network water heaters; 10, 11 systems of regenerative heaters low and high pressure; 12 deaerator; 13 feedwater pipe; 14 capacitor; 15 - additional backpressure turbine; 16, 19-26, 30-32, 34-40, 42-46 pipelines; 17 heat accumulator; 18 storage tank displacement type for liquid storage medium; 27, 28, 29 low, medium, and high temperature storage medium heaters; 33 - peak steam generator; 41 inkjet apparatus; 47-50 pumps; 51-62 locking devices.

Указанная ТЭЦ содержит основную теплофикационную турбину 1, подключенную паровпуском при помощи трубопровода 2 свежего пара к паровому котлу 3 теплофикационными производственным и отопительным отборами пара при помощи трубопровода 4 к потребителю пара 5 и трубопроводов 6, 7 к подогревателям 8, 9 сетевой воды, соответственно, регенеративными отборами пара к системам регенеративных подогревателей низкого 10 и высокого 11 давления и деаэратору 12 (указанное подключение на фиг.1 не показано), установленным на трубопроводе 13 питательной воды, и выхлопом к конденсатору 14, дополнительную противодавленческую турбину 15, подключенную выхлопом при помощи трубопроводов 16, 4 к потребителю пара 5, тепловой аккумулятор 17, включающий аккумулирующую емкость 18 вытеснительного типа для жидкой аккумулирующей среды, включенную при помощи трубопроводов 19-26 совместно с низко-, средне-, и высокотемпературными подогревателями 27, 28, 29 аккумулирующей среды в контур зарядки и при помощи трубопроводов 26, 31, 21, 32, 19 совместно с пиковым парогенератором 33 в контур разрядки, причем высокотемпературный подогреватель 29 по греющему пару подключен входом при помощи трубопровода 34 к трубопроводу 2 свежего пара и выходом при помощи трубопроводов 36, 37 к паровпуску дополнительной турбины 15 и при помощи трубопроводов 35, 38 к входу среднетемпературного подогревателя 28 по греющему пару, выход которого по греющему пару подключен при помощи трубопровода 39 к входу низкотемпературного подогревателя 27 по греющему пару и при помощи трубопровода 40 к входу струйного аппарата 41 по рабочей среде, подключенного по инжектируемой среде при помощи трубопровода 42 к выхлопу основной турбины и по сжатой смеси при помощи трубопроводов 43, 6 к подогревателю 8 сетевой воды, выход низкотемпературного подогревателя 27 по конденсатору греющего пара при помощи трубопроводов 44, 13 подключен к входу котла 3 по питательной воде, пиковый парогенератор 33 по нагреваемой среде подключен входом к трубопроводу 45 подвода питательной воды пикового цикла и выходом при помощи трубопроводов 46, 37 к паровпуску дополнительной турбины 15. На трубопроводах 13, 21, 44 установлены насосы 47, 48, 49, 50. На трубопроводах 20, 22, 31, 32, 34, 36, 40, 42, 44, 45, 46; 16 установлены запорные устройства 51-62. The specified CHPP contains the main heating turbine 1 connected via a steam inlet using a fresh steam pipeline 2 to a steam boiler 3 by heat production and heating steam extraction via a pipeline 4 to steam consumer 5 and pipelines 6, 7 to network water heaters 8, 9, respectively, regenerative steam withdrawals to the systems of regenerative heaters of low 10 and high 11 pressure and deaerator 12 (the indicated connection is not shown in Fig. 1) installed on the feed water pipe 13, and opom to the condenser 14, an additional backpressure turbine 15 connected by the exhaust via pipelines 16, 4 to the steam consumer 5, a heat accumulator 17 including a storage tank 18 of a displacement type for a liquid storage medium, connected by pipelines 19-26 together with a low, medium and high temperature heaters 27, 28, 29 of the storage medium in the charging circuit and using pipelines 26, 31, 21, 32, 19 together with the peak steam generator 33 in the discharge circuit, and high-temperature heating The heating boiler 29 is connected by an inlet via a pipe 34 to a fresh steam pipe 2 and by an outlet through a piping 36, 37 to a steam inlet of an additional turbine 15 and using pipelines 35, 38 to an inlet of a medium temperature heater 28 through a heating steam, the output of which is via a heating steam connected via pipeline 39 to the inlet of the low-temperature heater 27 along the heating steam and through pipeline 40 to the input of the inkjet apparatus 41 via the working medium connected via the injected medium through the pipeline 42 to the outlet PU of the main turbine and through the compressed mixture using pipelines 43, 6 to the network water heater 8, the output of the low-temperature heater 27 via the heating steam condenser using pipelines 44, 13 is connected to the input of the boiler 3 via feed water, the peak steam generator 33 is connected via the input to the heated medium to the pipeline 45 of the supply of peak cycle feed water and exit through pipelines 46, 37 to the steam inlet of the additional turbine 15. Pumps 47, 48, 49, 50 are installed on pipelines 13, 21, 44. On pipelines 20, 22, 31, 32, 34 , 36, 40, 42, 44, 45, 46; 16, locking devices 51-62 are installed.

В качестве аккумулирующей среды можно использовать, например, масло Exxon Caloria HT-43, или расплавы солей KNO₃, NaNO₂, NaNO₃ [6] или жидкие металлы.As the storage medium, for example, Exxon Caloria HT-43 oil, or molten salts of KNO ₃ , NaNO ₂ , NaNO ₃ [6] or liquid metals can be used.

Заявляемый способ разгрузки ТЭЦ осуществляют следующим образом. The inventive method of unloading a thermal power plant is as follows.

В период базисных нагрузок свежий пар, генерируемый в паровом котле 3, по трубопроводу 2 подают в основную теплофикационную турбину 1, где расширяют по теплофикационному и конденсационному регенеративным циклам. При этом часть пара частичного расширения отводят по трубопроводу 4 производственного теплофикационного отбора потребителю пара 5 и по трубопроводам 6, 7 отопительных теплофикационных отборов в подогреватели 8, 9, где используют для нагрева сетевой воды. Пар конденсационного потока с выхлопа турбины 1 подают в конденсатор 14, где конденсируют при охлаждении циркуляционной или сетевой водой. Основной конденсат турбины 1 насосом 47 по трубопроводу 13 подают через систему ПНД 10 в деаэратор 12. Из последнего питательную воду насосом 48 через систему ПВД 11 подают в паровой котел 3. При этом в системах ПНД, ПВД и деаэраторе питательную воду нагревают паром, отбираемым из регенеративных отборов турбины 1 (на фиг.1 соответствующие трубопроводы не показаны). During the base load period, the fresh steam generated in the steam boiler 3 is fed through a pipe 2 to the main heating turbine 1, where it is expanded according to the heating and condensation regenerative cycles. At the same time, part of the partial expansion steam is discharged through the pipeline 4 of industrial heating selection to the consumer 5 and through pipelines 6, 7 of heating heating selection to heaters 8, 9, where they are used for heating mains water. Steam condensation stream from the exhaust of the turbine 1 is fed into the condenser 14, where it is condensed by cooling with circulating or mains water. The main condensate of the turbine 1 is pumped through a pipe 13 through a PND system 10 to a deaerator 12. The feed water is pumped through a LDPE system 11 to a steam boiler 3 from the latter. In this case, the PND, LDPE, and deaerator systems heat the feed water with steam taken from regenerative withdrawals of the turbine 1 (in Fig.1 the corresponding pipelines are not shown).

Дополнительная турбина 15, пиковый парогенератор 33 и насосы 49, 50 на этом режиме не работают. При этом запорные устройства 55 62 закрыты. Additional turbine 15, peak steam generator 33 and pumps 49, 50 do not work in this mode. In this case, the locking device 55 62 is closed.

При электрической разгрузке ТЭЦ часть свежего пара отводят из трубопровода 2 по трубопроводу 34 в высокотемпературный подогреватель 29 аккумулирующей среды, которую насосом 49 перекачивают из нижней части аккумулирующего сосуда 18, где сосредоточена охлажденная среда, по трубопроводам 19 26 через подогреватели 27-29 в верхнюю часть сосуда 18, где аккумулируют нагретую среду. Часть охлажденного в подогревателе 29 пара по трубопроводам 35, 38 подают в среднетемпературный подогреватель 28. Из последнего часть пара по трубопроводу 39 подают в низкотемпературный подогреватель 27, где конденсируют. Конденсат греющего пара из подогревателя 27 насосом 50 по трубопроводам 44, 13 подают в паровой котел 3. Остальную часть греющего пара после подогревателя 29 по трубопроводам 35, 36, 37 подают в дополнительную турбину 15, где расширяют. Из противодавления турбины 15 пар по трубопроводам 16 и 4 подают потребителю пара 5. Остальную часть греющего пара из подогревателя 28 по трубопроводу 40 подают в струйный аппарат 41, где используют в качестве рабочей среды при инжекции подводимого по трубопроводу 42 пара с выхлопа основной турбины 1. Из струйного аппарата 41 смесь рабочего и инжектируемого пара по трубопроводам 43, 42 подают в подогреватель 8, где используют для нагрева сетевой воды. During electric unloading of the CHPP, part of the fresh steam is diverted from pipeline 2 through pipeline 34 to a high-temperature storage medium heater 29, which is pumped from the bottom of the storage vessel 18, where the cooled medium is concentrated, by pump 49, through pipelines 19 26 through heaters 27-29 to the upper part of the vessel 18, where the heated medium is accumulated. A portion of the steam cooled in the heater 29 is supplied through pipelines 35, 38 to a medium temperature heater 28. Of the latter, a portion of the steam is fed via line 39 to a low temperature heater 27, where it is condensed. The condensate of the heating steam from the heater 27 by the pump 50 through the pipelines 44, 13 is fed to the steam boiler 3. The rest of the heating steam after the heater 29 through the pipelines 35, 36, 37 is fed to an additional turbine 15, where it is expanded. From the backpressure of the turbine 15, steam is supplied to the consumer 5 through pipelines 16 and 4. The remaining part of the heating steam from the heater 28 is fed through a pipe 40 to the jet apparatus 41, where steam is used as an injection medium from the exhaust pipe of the main turbine 1. From the jet apparatus 41, a mixture of working and injected steam is supplied through pipelines 43, 42 to a heater 8, where it is used for heating network water.

Запорные устройства 51, 52, 55-59, 62 на этом режиме открыты, а 53,54, 60, 61 закрыты. Locking devices 51, 52, 55-59, 62 in this mode are open, and 53.54, 60, 61 are closed.

На данном режиме вследствие отвода части свежего пара от основной турбины на зарядку аккумулятора имеет место снижение давлений в регенеративных отборах пара основной турбины и, соответственно, температуры питательной воды (по сравнению с режимом базисной мощности). Это приводит к уменьшению расхода пара в регенеративные отборы на нагрев подаваемой в котел питательной воды. In this mode, due to the removal of part of the fresh steam from the main turbine to charge the battery, there is a decrease in pressure in the regenerative extraction of steam from the main turbine and, accordingly, the temperature of the feed water (compared to the base power mode). This leads to a decrease in steam consumption in regenerative extraction for heating the feed water supplied to the boiler.

Снижение расхода пара в теплофикационные отборы основной турбины при зарядке аккумулятора несколько меньше суммарной подачи на нужды теплоснабжения пара из противодавления дополнительной турбины и напорного патрубка струйного аппарата вследствие более низкой энтальпии указанного пара по сравнению с энтальпиями пара соответствующих теплофикационных отборов. The decrease in steam consumption in the heat recovery taps of the main turbine when charging the battery is slightly less than the total steam supply for the heat supply needs from the back pressure of the additional turbine and the discharge nozzle of the jet apparatus due to the lower enthalpy of the specified steam compared to the vapor enthalpies of the corresponding heating taps.

В низкотемпературный подогреватель греющий пар подают в количестве, равном сумме указанного уменьшения расхода пара в регенеративные отборы и расхода инжектируемого пара за вычетом указанного суммарного увеличения расхода пара на нужды теплоснабжения. The heating steam is supplied to the low-temperature heater in an amount equal to the sum of the indicated decrease in steam consumption in regenerative extraction and the injected steam consumption minus the indicated total increase in steam consumption for heat supply needs.

Как уже отмечалось, расход пара в дополнительную турбину определяется из условия минимизации потерь от дросселирования пикового пара в регулирующих клапанах дополнительной турбины. При одинаковых параметрах пара перед указанной турбиной при зарядке и разрядке аккумулятора (что упрощает эксплуатацию турбины), например, это условие соответствует равенству расходов пара в дополнительную турбину на указанных режимах. As already noted, the flow rate of steam into the additional turbine is determined from the condition of minimizing losses from throttling of peak steam in the control valves of the additional turbine. With the same steam parameters in front of the specified turbine when charging and discharging the battery (which simplifies the operation of the turbine), for example, this condition corresponds to the equality of steam consumption in an additional turbine in the indicated modes.

По сравнению с прототипом в заявляемом варианте расход пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, ниже, что объясняется отводом части греющего пара в низкотемпературный подогреватель аккумулирующей смеси и увеличением оптимального расхода пара в дополнительную турбину, происходящим вследствие увеличения теплоты, подводимой к аккумулятору с 1 кГ греющего пара. Это обеспечивает в заявляемом варианте снижение потерь от редуцирования греющего пара в струйном аппарате, что приводит к увеличению эффективности аккумулирующего цикла и ТЭЦ в целом. Compared with the prototype in the claimed embodiment, the flow rate of steam used as a working medium in the jet apparatus is lower, which is explained by the removal of part of the heating steam into the low-temperature heater of the accumulating mixture and the increase in the optimal flow rate of steam to the additional turbine due to the increase in heat supplied to the battery with 1 kg heating steam. This ensures in the claimed embodiment a reduction in losses from the reduction of heating steam in the jet apparatus, which leads to an increase in the efficiency of the storage cycle and the thermal power plant as a whole.

При снижении теплофикационной нагрузки ТЭЦ на режиме базисной электрической мощности (например, при сезонном уменьшении теплопотребления) на режиме пониженной электрической мощности зарядку теплового аккумулятора осуществляют при уменьшении расхода рабочего пара по трубопроводу 40 в струйный аппарат 41 и соответствующем уменьшении расхода инжектируемого пара по трубопроводу 42. При этом соответственно увеличивают расход греющего пара по трубопроводу 23 в низкотемпературный подогреватель 27. С целью обеспечения расчетного расхода пара в дополнительную турбину расход свежего пара на зарядку теплового аккумулятора несколько снижают по сравнению с расчетным. Указанное снижение расхода пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, позволяет дополнительно снизить потери от редуцирования пара, охлажденного аккумулирующей средой, в струйном аппарате перед использованием его для нужд теплоснабжения. Это позволяет дополнительно увеличить КПД цикла аккумулирования по сравнению с его величиной на режиме расчетной теплофикационной нагрузки. When reducing the heat load of the CHPP in the basic electric power mode (for example, with a seasonal decrease in heat consumption) in the low electric power mode, the heat accumulator is charged while reducing the flow of working steam through the pipeline 40 to the jet apparatus 41 and the corresponding reduction in the flow of injected steam through the pipeline 42. When this, respectively, increase the consumption of heating steam through the pipe 23 to the low-temperature heater 27. In order to ensure the estimated steam consumption in an additional turbine, the consumption of fresh steam for charging the heat accumulator is somewhat reduced compared to the calculated one. The specified reduction in the flow rate of steam used as a working medium in the jet apparatus allows to further reduce losses from the reduction of steam cooled by the storage medium in the jet apparatus before using it for heat supply needs. This allows you to further increase the efficiency of the accumulation cycle in comparison with its value in the mode of the calculated heating load.

Снижение электрической мощности ТЭЦ на рассматриваемом режиме равно разности снижения мощности основной турбины и мощности дополнительной турбины. The decrease in the electric power of the CHPP in the considered mode is equal to the difference in the decrease in the power of the main turbine and the power of the additional turbine.

При разрядке теплового аккумулятора нагретую аккумулирующую среду из верхней части сосуда 16 насосом 49 по трубопроводам 26, 30, 31, 21, 32, 19 перекачивают через пиковый парогенератор 33 в нижнюю часть сосуда 16, где аккумулируют охлажденную аккумулирующую среду. В пиковый парогенератор по трубопроводу 45 подают питательную воду пикового цикла, в качестве которой используют, например, смесь химобессоленной воды и конденсат пара, возвращаемый от потребителя 5. Получаемый в парогенераторе 33 пиковый пар по трубопроводам 46, 37 подают в дополнительную турбину 15, где расширяют, после чего по трубопроводам 16, 4 отводят потребителю 5. Соответственно этому уменьшают подачу пара из производственного отбора основной турбины 1 и увеличивают в последней расход пара конденсационного потока, что определяет увеличение электрической мощности основной турбины. When the heat accumulator is discharged, the heated storage medium from the upper part of the vessel 16 by the pump 49 is piped through pipelines 26, 30, 31, 21, 32, 19 through the peak steam generator 33 to the lower part of the vessel 16, where the cooled storage medium is accumulated. Peak cycle feed water is supplied to the peak steam generator through pipeline 45, for example, a mixture of chemically demineralized water and steam condensate returned from the consumer 5 are used. The peak steam obtained in the steam generator 33 is fed through pipelines 46, 37 to an additional turbine 15, where it is expanded and then to the consumer 5 via pipelines 16, 4. Accordingly, the steam supply from the production selection of the main turbine 1 is reduced and the condensate flow steam consumption is increased in the latter, which determines the increase the electric power of the main turbine.

Увеличение электрической мощности ТЭЦ на рассматриваемом режиме равно сумме мощности дополнительной турбины и увеличения мощности основной турбины. The increase in the electric power of the CHPP in this mode is equal to the sum of the power of the additional turbine and the increase in power of the main turbine.

Для оценки технического эффекта от использования заявляемого изобретения были выполнены расчеты тепловых схем ТЭЦ с турбиной ПТ-135/165-130 для заявляемого варианта и прототипа при следующих исходных данных: h_з/h_р=7/3; параметры пара дополнительной турбины приняты одинаковыми при зарядке и разрядке аккумулятора 6,6 МПа и 419^oC; энтальпии греющего пара на выходе средне- и низкотемпературных подогревателей 2459 и 1039 кДж/кГ; Д_та=50 кГ/с.To assess the technical effect of the use of the claimed invention, calculations were made of the thermal circuits of the TPP with the PT-135 / 165-130 turbine for the claimed version and prototype with the following initial data: h _s / h _p = 7/3; the steam parameters of the additional turbine are assumed to be the same when charging and discharging a battery of 6.6 MPa and 419 ^o C; enthalpies of heating steam at the outlet of medium- and low-temperature heaters 2459 and 1039 kJ / kg; D _ta = 50 kg / s.

Расчеты показывают, что для принятых условий: снижение расхода Я пара в регенеративные отборы основной турбины ΔD_рег 9,6 кГ/с; коэффициент инжекции и=0,85; расход пара в дополнительную турбину D_турб,о=26,4 кГ/с в прототипе и D_турб=34,7 кГ/с в заявляемом варианте, расход рабочего пара в струйный аппарат D_раб,о=21,6 кГ/с в прототипе и D_раб=8,15 кГ/с в заявляемом варианте; расход пара, конденсируемого при нагреве аккумулирующей среды D_конд=0 в прототипе и Д_конд=7,15 кГ/с.Calculations show that for the accepted conditions: reduction in steam consumption I in the regenerative extraction of the main turbine ΔD _reg 9.6 kg / s; injection coefficient and = 0.85; steam consumption in an additional turbine D _{turb, о} = 26.4 kg / s in the prototype and D _turb = 34.7 kg / s in the claimed embodiment, the flow of working steam in the jet apparatus D _{slave, о} = 21.6 kg / s in prototype and D _slave = 8.15 kg / s in the claimed embodiment; the flow rate of steam condensed when the storage medium is heated, D _cond = 0 in the prototype and D _cond = 7.15 kg / s.

В результате в заявляемом варианте по сравнению с прототипом достигается увеличение КПД цикла аккумулирования на 4,5% (абс.) и электрического КПД ТЭЦ на 0,27% абс.). As a result, in the claimed embodiment, in comparison with the prototype, an increase in the efficiency of the accumulation cycle by 4.5% (abs.) And the electric efficiency of the TPP by 0.27% abs.) Is achieved.

При сезонном снижении теплофикационной нагрузки, приводящем к уменьшению расхода пара в теплофикационные отборы основной турбины на режиме базисной электрической мощности на ΔD_тф 16,8 кГ/с по сравнению с расчетными значениями, расход рабочего пара в струйный аппарат в процессе зарядки аккумулятора снижают до нуля. При этом расход пара в дополнительную турбину остается неизменным (равным Д_турб=34,7 кГ/с), а расход свежего пара на зарядку аккумулятора снижается по сравнению с расчетным на 5,6 кГ/с. Все это обеспечивает дополнительное увеличение КПД цикла аккумулирования (по сравнению с расчетным значением) на данном режиме на 8,9% (абс.) и электрического КПД ТЭЦ на 0,52%
При дальнейшем снижении теплофикационной нагрузки расходы пара Д_та, Д_турб, Д_раб, Д_конд не изменяются.With a seasonal decrease in the heat load, which leads to a decrease in the steam consumption in the heat recovery of the main turbine at the base electric power mode by ΔD _tf 16.8 kG / s compared to the calculated values, the flow of working steam into the jet device during battery charging is reduced to zero. In this case, the steam consumption in the additional turbine remains unchanged (equal to D _turb = 34.7 kg / s), and the fresh steam consumption for charging the battery decreases compared to the calculated one by 5.6 kg / s. All this provides an additional increase in the efficiency of the accumulation cycle (compared with the calculated value) in this mode by 8.9% (abs.) And the electric efficiency of the CHP by 0.52%
With a further decrease in the heating load, the steam _{flow rates} D _t , D _turb , D _slave , D _cond do not change.

Отсюда видно, что использование заявляемого изобретения для рассмотренных условий позволяет увеличить КПД цикла аккумулирования более чем на 4,6% а электрического КПД ТЭЦ более чем на 0,27%
На фиг. 2: 63, 64 высоко- и среднетемпературные секции аккумулятора; 65 аккумулирующий сосуд вытеснительного типа (низкотемпературная секция аккумулятора); 66 расширитель; 67 подогреватель воды смешивающего типа; 66 подогреватель воды поверхностного типа; 69-88 трубопроводы; 69-91 - насосы; 92-103 запорные устройства; остальные условные обозначения соответствуют фиг.1.It can be seen that the use of the claimed invention for the considered conditions allows to increase the efficiency of the accumulation cycle by more than 4.6% and the electrical efficiency of the CHP by more than 0.27%
In FIG. 2: 63, 64 high and medium temperature battery sections; 65 storage vessel of the displacing type (low-temperature section of the battery); 66 expander; 67 mixing water heater; 66 surface type water heater; 69-88 pipelines; 69-91 - pumps; 92-103 locking devices; the remaining conventions correspond to figure 1.

Указанная ТЭЦ отличается от рассмотренной выше устройством теплового аккумулятора 17, который содержит высоко- и среднетемпературные секции 63, 64, а также низкотемпературную секцию, выполненную в виде аккумулирующего сосуда 65 вытеснительного типа, расширитель 66, смешивающий 67 и поверхностный 68 подогреватели воды. В секциях 63, 64 размещены соответствующие аккумулирующие среды, в качестве которых могут быть использованы твердые тела или аккумулирующие вещества фазового перехода. Высокотемпературная секция 63 по греющему пару подключена входом трубопроводом 34 к трубопроводу 2 свежего пара и выходом трубопроводами 69, 70 к паровпуску дополнительной турбины 15 и трубопроводом 71 к входу греющего пара в среднетемпературной секции 64, подключенной выходом по греющей среде трубопроводами 72, 73 к входу греющего пара подогревателя 66 и трубопроводами 72, 74 к входу подогревателя 67. Последний подключен также входом нагреваемой воды трубопроводом 75 к выходу нагреваемой воды из подогревателя 68, входом греющего пара трубопроводом 76 к выходу греющего пара из подогревателя 68 и выходом нагретой воды - трубопроводом 77 к верхней части сосуда 65. Подогреватель 68 также подключен входом по нагреваемой воде трубопроводом 78 к нижней части сосуда 65, трубопроводами 79, 80, 13 к входу питательной воды в паровой котел 3 и выходом по греющему пару трубопроводом 81 к входу рабочей воды в струйный аппарат 41. По нагреваемой среде среднетемпературная секция 64 подключена входом - трубопроводом 82 к верхней части сосуда 65 и выходом трубопроводом 83 к входу расширителя 66. Последний подключен выходом по воде трубопроводами 84, 85 к нижней части сосуда 65, трубопроводами 84, 86, 80, 13 к входу питательной воды в котел 3 и выходом по пару трубопроводом 87 к входу высокотемпературной секции 63 по нагреваемой воде. Выход последней по нагреваемой среде подключен трубопроводами 88, 70 к паровпуску дополнительной турбины 15. На трубопроводах 78, 82, 85 установлены насосы 89, 90, 91. На трубопроводах 69, 72, 76, 77, 67, 79, 81, 82, 85, 86, 87, 88 установлены запорные устройства 92-103. The said CHPP differs from the heat accumulator device 17 considered above, which contains high- and medium-temperature sections 63, 64, as well as a low-temperature section made in the form of a storage vessel 65 of a displacing type, an expander 66, mixing 67 and surface 68 water heaters. Sections 63, 64 contain appropriate storage media, which can be used as solids or phase transition storage materials. The high-temperature heating steam section 63 is connected by the inlet pipe 34 to the fresh steam pipe 2 and the pipelines 69, 70 to the steam inlet of the additional turbine 15 and the pipe 71 to the heating steam inlet in the medium temperature section 64 connected to the heating medium outlet by pipelines 72, 73 to the heating inlet the steam of heater 66 and pipelines 72, 74 to the inlet of heater 67. The latter is also connected by the input of heated water by pipeline 75 to the outlet of heated water from heater 68, by the input of heating steam by pipe 76 the outlet of the heating steam from the heater 68 and the outlet of the heated water through a pipe 77 to the upper part of the vessel 65. The heater 68 is also connected by an inlet through heated water by a pipe 78 to the lower part of the vessel 65, by pipelines 79, 80, 13 to the feed water inlet to the steam boiler 3 and the output through the heating steam through a pipe 81 to the input of the working water into the jet apparatus 41. According to the heated medium, the medium temperature section 64 is connected by an input - a pipe 82 to the upper part of the vessel 65 and an output by a pipe 83 to the input of the expander 66. The latter is connected to the output water conduits 84, 85 to the bottom of the vessel 65, conduits 84, 86, 80, 13 to the feed water entrance in the boiler and the outlet 3 for steam conduit 87 to the input of the high-temperature section 63 of the heated water. The outlet of the latter in a heated medium is connected by pipelines 88, 70 to the steam inlet of the additional turbine 15. Pumps 89, 90, 91 are installed on pipelines 78, 82, 85. On pipelines 69, 72, 76, 77, 67, 79, 81, 82, 85 86, 87, 88, locking devices 92-103 are installed.

Способ разгрузки указанной ТЭЦ отличается от рассмотренного выше (см. фиг. 1) процессами зарядки и разрядки аккумулятора. При зарядке аккумулятора 17 свежий пар отводят из трубопровода 2 по трубопроводу 34 в высокотемпературную секцию 63, где используют для нагрева аккумулирующей среды, затем часть пара по трубопроводам 69, 70 подают для расширения в дополнительную турбину 15. С выхлопа последней по трубопроводам 16, 4 пар подают потребителю 5. Остальной пар из секции 63 по трубопроводу 71 подают в среднетемпературную секцию 64, где используют для нагрева аккумулирующей среды. Затем пар отводят по трубопроводам 72, 73 в подогреватель 68 и по трубопроводам 72, 74 в подогреватель 67. В подогревателе 68 пар используют для нагрева воды, используемой в качестве низкотемпературной аккумулирующей среды, подаваемой насосом 89 по трубопроводам 88, 75, 77 из нижней в верхнюю часть сосуда 65. При необходимости (если в сосуде 65 поддерживают постоянный уровень воды), часть воды, равную количеству пара, подаваемого в подогреватель 67, по трубопроводам 78, 79, 80, 13 подают в котел 3. Пар, охлажденный в подогревателе 68, по трубопроводу 81 подают в струйный аппарат 41, где используют в качестве рабочей среды при инжекции в подогреватель 8 пара с выхлопа основной турбины. В подогревателе 67 воду нагревают паром до состояния насыщения и отводят по трубопроводу 77 в верхнюю часть сосуда 65. Запорные устройства 55, 92, 62, 93, 98, 95, 96, 58 на этом режиме открыты, остальные - закрыты. При сезонном снижении теплофикационной нагрузки часть пара из подогревателя 68 по трубопроводу 76 и запорное устройство 94 подают в подогреватель 67. При этом уменьшают расход пара из подогревателя 68 в струйный аппарат 41 (в пределе до нуля). The method of unloading the indicated CHPP differs from that considered above (see Fig. 1) by the processes of charging and discharging the battery. When charging the battery 17, fresh steam is diverted from pipeline 2 through pipeline 34 to the high-temperature section 63, where it is used to heat the storage medium, then part of the steam is fed through pipelines 69, 70 for expansion into an additional turbine 15. From the exhaust of the latter through pipelines 16, 4 pairs served to the consumer 5. The remaining steam from section 63 through the pipe 71 is served in the medium temperature section 64, where it is used to heat the storage medium. Then the steam is discharged through pipelines 72, 73 to heater 68 and through pipelines 72, 74 to heater 67. In heater 68, steam is used to heat water used as a low-temperature storage medium supplied by pump 89 via pipelines 88, 75, 77 from the lower the upper part of the vessel 65. If necessary (if a constant water level is maintained in the vessel 65), a part of the water equal to the amount of steam supplied to the heater 67 is supplied to the boiler 3 through pipelines 78, 79, 80, 13. The steam cooled in the heater 68 pipeline 81 is fed into the stream ny apparatus 41, where used as a working medium for injection into the preheater 8 to the main steam turbine exhaust. In heater 67, water is heated by steam to a saturation state and is discharged via line 77 to the upper part of vessel 65. Shut-off devices 55, 92, 62, 93, 98, 95, 96, 58 in this mode are open, the rest are closed. With a seasonal decrease in the heating load, part of the steam from the heater 68 through the pipeline 76 and the shut-off device 94 are supplied to the heater 67. In this case, the steam consumption from the heater 68 to the jet apparatus 41 is reduced (to the limit to zero).

При форсировке мощности ТЭЦ разрядку аккумулятора осуществляют так. По трубопроводу 82 насосом 90 воду с верхней части сосуда 65 подают в среднетемпературную секцию 64, где при охлаждении аккумулирующей среды ее нагревают, после чего по трубопроводу 83 подают в расширитель 66. Здесь при понижении давления осуществляют сепарацию пара от воды. Пар по трубопроводу 87 подают для перегрева в высокотемпературную секцию 63, после чего по трубопроводам 88, 70 в дополнительную турбину 15, где расширяют. Отсепарированную воду из расширителя 66 по трубопроводам 84, 85 насосом 91 подают в нижнюю часть сосуда 65. При необходимости (если в сосуде 65 поддерживают постоянный уровень воды) в сосуд подают также по трубопроводам 13, 80, 86, 85 питательную воду в количестве, равном количеству генерируемого пикового пара. При этом запорные устройства 99, 102, 103, 62, 100, 101 открыты, а остальные закрыты. When boosting the power of a thermal power plant, the battery is discharged as follows. Through a pipe 82, a pump 90 supplies water from the upper part of the vessel 65 to a medium temperature section 64, where it is heated when the storage medium is cooled, and then through a pipe 83 it is supplied to an expander 66. Here, when the pressure is reduced, steam is separated from the water. Steam is supplied through line 87 for overheating to the high-temperature section 63, after which it passes through lines 88, 70 to an additional turbine 15, where it is expanded. Separated water from the expander 66 via pipelines 84, 85 is pumped to the lower part of the vessel 65 by a pump 91. If necessary (if a constant water level is maintained in the vessel 65), the feed water is also supplied to the vessel via pipelines 13, 80, 86, 85 in an amount equal to the amount of peak steam generated. In this case, the locking device 99, 102, 103, 62, 100, 101 are open, and the rest are closed.

Нагрев аккумулируемой воды путем ее смешения с греющим паром в подогревателе 67 при зарядке аккумулятора позволяет более эффективно использовать потенциал греющего пара, что дополнительно повышает эффективность теплоаккумулирующего цикла и ТЭЦ в целом. Heating the accumulated water by mixing it with heating steam in the heater 67 while charging the battery allows more efficient use of the heating steam potential, which further increases the efficiency of the heat storage cycle and the thermal power plant as a whole.

В качестве одного из вариантов ТЭЦ для реализации заявляемого способа по п. 4 формулы изобретения может рассматриваться ТЭЦ, схема которой приведена на фиг. 2, при введения в нее подогревателя воды поверхностного типа, установленного по нагреваемой среде на трубопроводе 78 и подключенного по греющей среде входом к проточной части основной турбины 1 и выходом к системе 11. As one of the options for the CHPP for implementing the proposed method according to claim 4, the CHPP, the scheme of which is shown in FIG. 2, when a surface-type water heater is inserted into it, installed through a heated medium on a pipeline 78 and connected through a heating medium with an entrance to the flow part of the main turbine 1 and an exit to the system 11.

Работа указанной ТЭЦ отличается от работы ТЭЦ по фиг.2 тем, что при зарядке аккумулятора перед подачей в подогреватель 68 смешивающего типа воду предварительно нагревают в вышеуказанном подогревателе поверхностного типа паром, отбираемым из проточной части турбины. При этом расход греющего пара, конденсируемого при нагреве аккумулирующей среды, равен сумме расходов пара в указанных подогревателях воды поверхностного и смешивающего типа. Двухступенчатый нагрев аккумулируемой воды позволяет дополнительно повысить эффективность стадии зарядки теплоаккумулирующего цикла и, следовательно, эффективность теплоаккумулирующего цикла и ТЭЦ в целом. The operation of the said CHPP differs from the operation of the CHPP in FIG. 2 in that when charging the battery before feeding into the mixing type heater 68, water is preheated in the above-mentioned surface type heater with steam taken from the turbine flow part. In this case, the flow rate of heating steam condensed upon heating of the storage medium is equal to the sum of the flow rates of steam in the indicated water heaters of surface and mixing type. The two-stage heating of the accumulated water allows one to further increase the efficiency of the charging stage of the heat storage cycle and, therefore, the efficiency of the heat storage cycle and the thermal power plant as a whole.

Claims

1. The method of unloading a cogeneration plant, including the removal of steam from the main cogeneration turbine used to heat the storage medium when charging a heat accumulator, with a corresponding reduction in steam consumption in regenerative selections for heating the feed water supplied to the steam boiler, expanding part of the heating steam cooled during heating storage medium in an additional backpressure turbine, the use of another part of the heating steam, cooled by heating the storage medium, as a working medium when injecting steam from the flow part of the main turbine, the use of steam from the back pressure of the additional turbine and from the pressure pipe of the jet apparatus for heating needs, as well as reducing the flow of steam into the heat recovery taps while providing a given heat output to the consumer, characterized in that part of the heating steam in an amount equal to the sum of the indicated decrease in steam consumption in regenerative extraction and injected steam consumption minus the total increase in steam consumption for heat supply needs Nia by heating the storage medium is condensed, and as the injected steam is used to couple the main turbine exhaust.

2. The method according to claim 1, characterized in that with seasonal and other reduction of the heat load, respectively, the consumption of steam used as a working medium in the jet apparatus is reduced, and the consumption of heating steam condensed when the storage medium is heated is increased.

3. The method according to claims 1 and 2, characterized in that the heating of the storage medium with condensed steam is carried out by mixing the heating steam and the storage medium.

4. The method according to PP.1 to 3, characterized in that the steam of several pressures is used as heating steam when heating the storage medium, for example, fresh and from the main turbine take-offs.