Мини-ТЭЦ на базе паровых котлов с установленными противодавленческими паровыми турбинами
Паровые турбины с противодавлением – давление пара на выходе турбины выше атмосферного.
Рис. 33 – Технологическая схема паровой турбины с противодавлением
Применение паровых противодавленческих турбин целесообразно в промышленных и отопительных котельных с низкими параметрами пара (1,4 МПа, 194-250 °С) при наличии тепловых нагрузок в виде систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения общей мощностью в десятки и сотни мегаватт. При небольших расходах технологического пара давлением 0,6-1,3 МПа, а также давлении насыщенного пара для технологических процессов до 0,5 МПа установка противодавленческих паровых турбин также экономически выгодна. Это связано с тем, что параметры пара от котлов и после турбин позволяют производить отпуск теплоты потребителям в необходимом количестве при одновременной выработке электроэнергии на тепловом потреблении, то есть реализовать теплофикацию.
Тепловая схема мини-ТЭЦ на основе противодавленческих паровых турбин и её структурная связь с тепловой схемой котельной зависят от вида и величины тепловых нагрузок потребителей, типа системы теплоснабжения и оборудования, применяемого в котельной.
Открытые системы теплоснабжения. Тепловая нагрузка ГВС относительно стабильна в течение года. Низкий потенциал горячей воды, температура которой в процессе приготовления изменяется от 5-15 до 70 °С, позволяет выбирать противодавление турбины величиной 0,1-0,2 МПа, что существенно увеличивает мощность турбины при заданной тепловой нагрузке ГВС в сравнении с более высокими значениями противодавления на уровне 0,5-0,7 МПа. Равномерный характер электрической нагрузки турбин в течение суток обеспечивается за счёт использования аккумуляторных баков горячей воды.
|
|
|
На рис. 34-37 показаны тепловые схемы мини-ТЭЦ и их связь с паровой частью котельной для открытых систем теплоснабжения с атмосферными деаэраторами (рис. 34-36) и с вакуумными деаэраторами (рис. 37). При формировании тепловых схем и организации режимов работы мини-ТЭЦ необходимо иметь в виду, что эффективная деаэрация в атмосферном деаэраторе имеет место при температуре подаваемой подпиточной воды не менее 64 °С, в вакуумном деаэраторе – не менее 40 °С. Возможно также сохранение режима работы атмосферных деаэраторов при вводе в работу мини-ТЭЦ таким же, как и при работе только котельного оборудования.
В схеме, изображённой на рис. 34, пар после турбины подаётся в атмосферный деаэратор и в пароводяной подогреватель подпиточной воды котельной. В этом случае нагрев подпиточной воды в деаэраторе паром после турбины не должен быть более, чем 40 °С, температура подпиточной воды на входе в деаэратор - не менее 64 °С. Следует иметь в виду, что обычно в пароводяные теплообменники котельной подаётся пар при давлении 0,6 МПа и температуре 154 °С. При меньших давлениях пара температурный напор между паром и
|
|
|
Рис. 34 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для открытой системы теплоснабжения при использовании теплообменного оборудования котельной:
1 – паровой котёл, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной,
5 – подпиточный деаэратор, 6 – питательный деаэратор,
7 – охладитель деаэрированной воды, 8 – аккумуляторный бак горячей воды, 9 – пароводяной подогреватель подпиточной воды котельной,
10 – насос сырой воды, 11 – питательный насос.
водой уменьшается, нагрев подпиточной воды снижается, потери давления в паровом тракте теплообменника котельной резко возрастают.
Кроме того, при расстоянии в десятки или сотни метров между турбиной и котельной и противодавлении 0,12-0,2 МПа затруднительно трассировать паропровод от турбины до деаэратора и теплообменников в условиях существующей котельной в связи с большими размерами паропровода. Например, для турбогенератора мощностью 3,5 МВт при расходе пара через турбину 46 т/час диаметр паропровода после турбины равен 830 мм.
|
|
|
В схеме на рис. 35 пар после турбины подаётся в пароводяные теплообменники, устанавливаемые в машзале мини-ТЭЦ рядом с турбиной. Площадь поверхности теплообмена выбирается исходя из наименьшего противодавления для выпускаемых турбин, равного 0,12 МПа. Для охлаждения теплообменников мини-ТЭЦ используется подогретая подпиточная вода после охладителей деаэрированной воды (ОДВ), имеющая температуру на входе в теплообменники около 40-50 °С. После подогрева паром от турбин на 35-40 °С подпиточная вода подаётся в деаэратор. В этом случае пароводяные теплообменники котельной выводятся из работы и выполняют роль резерва. Применение теплообменников машзала, работающих на паре давлением 0,1-0,2 МПа, позволяет значительно увеличить мощность устанавливаемой турбины.
Рис. 35 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для открытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей подпиточной воды, догревающих сырую воду после ОДВ, и конденсатных насосов:
|
|
|
1 – паровой котел, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной, 5 – подпиточный деаэратор, 6 – питательный деаэратор, 7 – ОДВ, 8 – аккумуляторный бак горячей воды,
9 – пароводяной подогреватель подпиточной воды машзала,
10 – насос сырой воды, 11 – конденсатный насос, 12 – питательный насос
На рис. 36 показана тепловая схема, в которой теплообменники мини-ТЭЦ охлаждаются исходной подпиточной водой или водой после фильтров химводоочистки, имеющей температуру 5-30 °С. После подогрева до 40-60 °С подпиточная вода направляется в ОДВ котельной. В результате уменьшения температурного напора между подпиточной и деаэрированной водой тепловая мощность ОДВ уменьшается и требуется их реконструкция с увеличением площади поверхности теплообмена в 2 раза. Для рассматриваемой тепловой схемы площадь поверхности теплообмена пароводяных теплообменников 6 машзала приблизительно в 2 раза меньше в сравнении с предыдущим вариантом.
На рис. 37 показана тепловая схема мини-ТЭЦ для открытых систем теплоснабжения с вакуумными деаэраторами. В вакуумный деаэратор поступают греющий поток с температурой 130-150 °С, приготовленный в пароводяных теплообменниках котельной в межотопительный период за счёт нагрева паром от РОУ котельной или в водогрейных котлах в отопительный период, и нагреваемый поток подпиточной воды с температурой 60 °С. Поток подпиточной воды
Рис. 36 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для открытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей сырой воды и конденсатных насосов:
1 – паровой котёл, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной, 5 – подпиточный деаэратор, 6 – питательный деаэратор, 7 – ОДВ, 8 – аккумуляторный бак горячей воды,
9 – пароводяной подогреватель сырой воды машзала, 10 – насос сырой воды,
11 – конденсатный насос, 12 – питательный насос.
Рис. 37 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с вакуумными деаэраторами для открытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей подпиточной воды и конденсатных насосов:
1 – паровой котёл, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной, 5 – подпиточный вакуумный деаэратор, 6 – питательный деаэратор, 7 – пароводяной подогреватель котельной для создания греющего потока вакуумного деаэратора,
8 – аккумуляторный бак горячей воды, 9 – пароводяной подогреватель сырой воды машзала, 10 – насос сырой воды, 11 – конденсатный насос,
12 – питательный насос, 13 – подпиточный насос, 14 – циркуляционный насос греющей воды, 15 – водогрейный котёл
с исходной температурой 5-15 °С нагревается до ~ 50 °С в пароводяных теплообменниках машзала мини-ТЭЦ и далее догревается до 60 °С за счёт смешения с частью греющего потока. Следует отметить, что расход греющего потока в схеме мини-ТЭЦ приблизительно в 3 раза меньше, в сравнении со схемой котельной. Это связано с предварительным подогревом подпиточной воды в теплообменниках мини-ТЭЦ.
Принципиально возможна работа вакуумного деаэратора на паре от турбин в качестве греющего потока. Однако работа вакуумного деаэратора в новых 9 условиях требует согласования с его режимными характеристиками и заводом изготовителем.
На мини-ТЭЦ котельных открытых систем теплоснабжения могут устанавливаться две группы пароводяных теплообменников с параллельным подключением по паровому потоку после турбин. Первая группа теплообменников охлаждается нагреваемой подпиточной водой в соответствии со схемами, рассмотренными выше, вторая группа теплообменников работает на обратной сетевой воде в соответствии со схемами, приведёнными ниже. Возможно также использование подпиточной или сетевой воды для конденсации пара в одной и той же группе установленных пароводяных теплообменников машзала мини-ТЭЦ за счёт переключения, предусмотренного в тепловой схеме.
Закрытые системы теплоснабжения. Для закрытых систем теплоснабжения могут быть рекомендованы тепловые схемы мини-ТЭЦ, представленные на рис. 39-42. Эти схемы аналогичны рассмотренным выше, но для охлаждения пара после турбины используется обратная сетевая вода. В схемах на рис. 39-42 пароводяные теплообменники машзала подключаются последовательно с водогрейными котлами, так как только в этом случае можно сохранить расчётный температурный график регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения.
Рис. 38 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для закрытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей всего потока сетевой воды и конденсатных насосов:
1 – паровой котёл, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной,
5 – питательный атмосферный деаэратор,
6 – пароводяной подогреватель сетевой воды машзала,
7 – водогрейный котёл, 8 – конденсатный насос машзала,
9 – сетевой насос котельной, 10 – питательный насос,
ПС, ОС – подающая и обратная линии тепловой сети.
В первом варианте (рис. 39) вся обратная сетевая вода тепловой магистрали проходит через теплообменники мини-ТЭЦ, во втором варианте (рис. 40) - только её часть. В обоих случаях пароводяные теплообменники машзала подключаются к тепловой сети без использования сетевых насосов машзала.
На рис. 39 показана тепловая схема мини-ТЭЦ с подкачивающими сетевыми насосами.
Рис. 39 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для закрытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей части потока сетевой воды и конденсатных насосов:
1 – паровой котёл, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной, 5 – питательный атмосферный деаэратор, 6 – пароводяной подогреватель сетевой воды машзала,
7 – водогрейный котёл, 8 – конденсатный насос машзала,
9 – сетевой насос котельной, 10 – питательный насос,
11 – регулятор расхода сетевой воды, ПС,
ОС – подающая и обратная линии тепловой сети
Рис. 40 – Принципиальная тепловая схема подключения мини-ТЭЦ к паровой части котельной с атмосферными деаэраторами для закрытой системы теплоснабжения с размещением в машзале парового турбоагрегата, пароводяных подогревателей сетевой воды, подкачивающих насосов сетевой воды и конденсатных насосов:
1 – паровой котел, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор,
4 – редукционно-охладительная установка котельной,
5 – питательный атмосферный деаэратор, 6 – пароводяной подогреватель сетевой воды машзала, 7 – водогрейный котел, 8 – конденсатный насос машзала,
9 – сетевой насос котельной, 10 – питательный насос,
11 – регулятор расхода сетевой воды, 12 – подкачивающие сетевые насосы машзала, ПС, ОС – подающая и обратная линии тепловой сети
Мини-ТЭЦ на базе малых паротурбинных установок (ПТУ-ТЭЦ), а также на базе паровых роторных объёмных машин (ПРОМ) и паровинтовых машин (ПВМ).
Надстройка существующих паровых и пароводогрейных котельных осуществляется паротурбинными установками (или установками ПРОМ и ПВМ). Когда давление пара на выходе из паровых котлов значительно выше, чем требуется потребителям теплоты (или для собственных нужд котельной), вместо редукционных установок используются паровые турбины малой мощности (100-4000 кВт). Эти турбины работают на насыщенном или перегретом паре с давлением 8-40 кгс/см2 и температурой 140-450 ºС.
Проходя через турбину, пар расширяется, его давление уменьшается и, тем самым, он передаёт свою энергию генератору. За счёт расширения пара генератор паровой турбины вырабатывает электроэнергию, которая затем поступает к потребителям. После турбины пар с давлением 3−7 кгс/см2 и температурой 135-165 ºС поступает для теплоснабжения технологических потребителей теплоты или для собственных нужд котельной (рисунок 31).
Также возможно пар после турбины использовать в конденсаторебойлере для подогрева сетевой воды до температуры 80-90 ºС для коммунально-бытовых нужд потребителей теплоты.
На российском рынке представлены отечественные и зарубежные паротурбинные мини-ТЭЦ на базе блочных турбогенераторов с электрической мощностью от 0,1 до 4 МВт и тепловой мощностью от 1,1 до 27 Гкал/ч.
Перспективным направлением реализации возможности комбинированной выработки электроэнергии и теплоты в паровых и пароводогрейных котельных с паровыми котлами низкого и среднего давления является использование паровых роторных объёмных машин (ПРОМ) и паро-винтовых машин (ПВМ).
Рис. 41 – Принципиальная схема ПТУ-ТЭЦ на базе блочных турбогенераторов:
1 – паровой котёл, 2 – блочный турбогенератор, 3 – генератор,
4 – редукционная установка, 5 – расширитель, 6 – охладитель непрерывной продувки, 7 – подогреватель, 8 – насосы, 9 – деаэратор, 10 – охладитель выпара; 11 – химводоочистка
В сравнении с ПТУ-ТЭЦ энергоагрегаты ПРОМ и ПВМ имеют следующие преимущества:
‒ Не требуют высоких и жёстких ограничений к качеству поступающего пара (могут эффективно работать на водяном паре со степенью сухости меньше 0,98);
‒ Имеется возможность изменения параметров пара на выходе из энергоагрегата. При этом появляется возможность регулирования соотношения электрической и тепловой мощности мини-ТЭЦ;
‒ Энергоагрегаты ПРОМ и ПВМ имеют малые габариты, металлоемкость и вес. Это обстоятельство обеспечивает возможность установки машин в существующем здании котельной без сооружения дополнительного помещения и массивного фундамента.
Основной тепловой нагрузкой, как правило, является нагрузка систем отопления и вентиляции, величина которой при изменении температуры наружного воздуха в течение отопительного периода меняется в 4-5 раз. Выбор мощности паровых турбин определяется необходимостью высокой загрузки турбоагрегатов в течение отопительного периода. В связи с этим обычно пароводяные подогреватели сетевой воды мини-ТЭЦ большую часть отопительного периода работают в базовом режиме при постоянной номинальной электрической мощности турбоагрегатов, при этом оборудование котельного зала обеспечивает пиковую часть сезонной тепловой нагрузки.
Работа пароводяных подогревателей мини-ТЭЦ происходит при переменной температуре охлаждающей обратной сетевой воды в диапазоне 30-70 ºС. Площадь поверхности теплообмена сетевых подогревателей мини-ТЭЦ рассчитывается для минимального температурного напора между паром и охлаждающей водой, соответствующего расчётной температуре наружного воздуха и максимальной температуре обратной сетевой воды, равной 70 ºС. Очевидно, что неизменность электрической мощности мини-ТЭЦ при переменной температуре обратной сетевой воды может быть обеспечена только при проведении регулировочных мероприятий на мини-ТЭЦ. Под переменным режимом понимается стационарная работа оборудования мини-ТЭЦ на режиме, отличном от расчётного.
Регулирование процесса конденсации пара можно производить с помощью следующих мероприятий, применяя их, как по отдельности, так и совместно: изменение расхода охлаждающей сетевой воды через теплообменную группу мини-ТЭЦ, изменение площади теплообмена за счёт вывода из работы части теплообменников, изменение величины противодавления турбин.
Регулирование при изменении температуры обратной сетевой воды в диапазоне 30- 70 ºС.
При работе без отключения теплообменников при снижении температуры обратной сетевой воды от 70 до 30 ºС и расчётном нагреве 15 ºС, независимо от схемы включения теплообменников по сетевой воде, должно произойти практически линейное возрастание мощности теплообменной группы, турбоагрегатов и расхода пара для противодавления 0.12 МПа до 184 % от расчётного значения, для 0.2, 0.4 и 0.7 МПа аналогичные значения равны 153, 134 и 124 % соответственно. Следует иметь в виду приближённость этих значений, особенно для низких противодавлений, в связи с приближенным характером линейной зависимости мощности турбин от расхода пара при значительном их изменении. Достижимые значения мощностей мини-ТЭЦ определяются способностью турбоагрегатов работать на нагрузках, превышающих номинальные значения.
Реализация переменного расхода обратной сетевой воды через теплообменную группу мини-ТЭЦ при сохранении противодавления и площади теплообмена возможна при установке общей обводной регулировочной арматуры в параллель всей теплообменной группе, либо параллельно каждому теплообменнику. Следует отметить, что при значительных диаметрах трубопроводов тепловой сети (порядка 400 мм и выше), числе подогревателей больше двух стоимость регулировочной арматуры во втором случае существенно ниже. Сравнение переменных режимов работы производится с базовым расчётным режимом, при котором температура обратной сетевой воды на входе в теплообменную группу 70 ºС, на выходе 85 ºС, что определяется допустимым значением температуры на входе в сетевые насосы (для широко распространённых сетевых насосов типа “К”, “КМ” и “Д” предельная температура воды в зависимости от исполнения находится в пределах 85-105 ºС).
Открытие регулирующей арматуры обвода изменяет расход сетевой воды в φ раз,. Тогда 
условие сохранения электрической мощности при постоянном значении противодавления имеет вид: 
или сводится к уравнению относительно j:
(1)
Рис. 42 – Изменение относительного расхода сетевой воды на мини-ТЭЦ в зависимости от температуры обратной сетевой воды для различных значений противодавления турбоагрегатов
На рис. 42 приведены значения относительного расхода сетевой воды в зависимости от температуры обратной сетевой воды для различных номинальных значений противодавления турбоагрегатов. Если на мини-ТЭЦ установлены турбоагрегаты с различным противодавлением, то для группы теплообменников каждого турбоагрегата необходимо организовывать обвод с регулированием расхода сетевой воды в соответствии с (1).
Тепловая мощность теплообменников и расход пара через них при таком способе регулирования режима работы остаются неизменными. В сравнении с расчётным режимом в зависимости от противодавления в диапазоне 0.12-0.7 МПа при температуре обратной сетевой воды 30 °С расход сетевой воды составляет 33-56 % от номинального значения, коэффициент теплопередачи уменьшается на 45-28 %. В зависимости от противодавления нагрев воды в теплообменниках увеличивается с 15 до 46-27 ºС (рис. 43). Это связано с тем, что в течение отопительного периода при неизменном количестве теплоты, передаваемом сетевой воде в теплообменной группе, ее расход снижается в 3-1.8 раза.
Рис. 43 – Изменение относительного расхода сетевой воды на мини-ТЭЦ в зависимости от температуры обратной сетевой воды для различных значений расчётного нагрева воды в теплообменниках
Режимы работы при изменении количества работающих подогревателей. Режимы работы подогревателей мини-ТЭЦ зависят от количества включенных теплообменников. С уменьшением температуры обратной сетевой воды возрастает тепловая мощность теплообменной группы, расход пара и электрическая мощность. В связи с этим при увеличении электрической мощности (расхода пара) в сравнении с номинальным значением на заданное количество процентов производится последовательное отключение подогревателей при неизменных общем расходе сетевой воды и противодавлении турбин. При этом предполагается, что турбогенераторы могут длительно работать на новых режимах.
При наиболее часто применяемом параллельном подключении подогревателей по сетевой воде отключение одного из них приводит к перераспределению расходов сетевой воды между остальными подогревателями. В результате происходит скачкообразное уменьшение общей площади поверхности теплообмена, мощности теплообменной группы, расхода пара и электрической мощности. При этом также скачкообразно увеличиваются тепловая мощность каждого подогревателя, коэффициент теплопередачи, нагрев сетевой воды.
Работа подогревателей при изменении температуры обратной сетевой воды описывается системой уравнений:
(2)
где индексу “р” соответствует значение параметра на расчётном режиме; n и z – общее количество подогревателей и отключённое количество подогревателей;
Температура обратной сетевой воды связана с увеличением тепловой мощности следующим образом:
(3)
Из (3) видно, что для конкретного количества установленных подогревателей значение температуры обратной сетевой воды, при котором производится отключение, зависит от значений расчётных температур на входе и выходе из подогревателя, числа оставшихся в работе подогревателей, противодавления турбин, допускаемого увеличения мощности мини-ТЭЦ. В расчётах условием отключения очередного подогревателя принималось увеличение мощности на 10 % (b = 0.1). Значения температур обратной сетевой воды, при которых должно осуществляться отключение подогревателей, для типичных значений противодавления турбин приведены в таблице 1 (значения температур указаны с точностью до градуса).
При отключении (z+1)-го подогревателя электрическая мощность, тепловая мощность и расход пара на мини-ТЭЦ снижаются в соответствии с (3) при замене z на z+1 и температуре обратной сетевой воды, равной её значению перед выключением подогревателя.
Таблица 7 – Температуры обратной сетевой воды, соответствующие отключению z из n параллельно включённых подогревателей, при типичных значениях противодавлений турбин, Dt р =150С, b=0.1.
| z, шт. | Температура обратной сетевой воды, ºС | |||||||||||
| n=2 | n=4 | n=6 | ||||||||||
| 0,12 МПа | 0,2 МПа | 0,4 МПа | 0,7 МПа | 0,12 МПа | 0,2 МПа | 0,4 МПа | 0,7 МПа | 0,12 МПа | 0,2 МПа | 0,4 МПа | 0,7 МПа | |
| 1 | 66 | 64 | 60 | 56 | 66 | 64 | 60 | 56 | 66 | 64 | 60 | 56 |
| 2 | - | - | - | - | 57 | 48 | - | - | 61 | 55 | 44 | - |
| 3 | - | - | - | - | 37 | - | - | - | 53 | 41 | - | - |
| 4 | - | - | - | - | - | - | - | - | 37 | - | - | - |
На рис. 44 показаны зависимости изменения электрической мощности турбоагрегатов для разного общего количества подогревателей мини-ТЭЦ при изменении температуры обратной сетевой воды и последовательном отключении теплообменников, параллельно соединённых по сетевой воде.
Рис. 44 – Изменение мощности мини-ТЭЦ в зависимости от температуры обратной сетевой воды и последовательном отключении теплообменников, включённых параллельно по сетевой воде: n=6
Отключение последующего теплообменника приводит к большему падению тепловой мощности теплообменной группы и электрической мощности мини-ТЭЦ, чем предыдущего теплообменника. При меньшем противодавлении количество отключаемых теплообменников больше. При этом скорость воды в трубках возрастает, существенно увеличиваются потери давления по сетевой воде в теплообменной группе. Например, при противодавлении 0.12 МПа, n = 6 и n = 4 скорость воды в трубках в исследованном диапазоне температур обратной сетевой воды возрастает от 1.5 до 4.5 и 6 м/с соответственно, что приведёт к увеличению потерь давления на теплообменной группе в 9-16 раз. В этом случае можно рекомендовать выбор расчётного режима в теплообменниках при скорости воды около 0.5 м/с.
При n = 4 и n = 6 для противодавлений 0.2-0.7 МПа диапазон изменения тепловой и электрической мощности при регулировании отключением теплообменников уменьшается до 28 %. Таким образом, большее количество установленных теплообменников, как и следовало ожидать, позволяет производить более точную регулировку мощности мини-ТЭЦ при отсутствии обводной регулировочной арматуры по сетевой воде.
Для последовательной схемы соединения теплообменников мини-ТЭЦ по сетевой воде отключение теплообменников происходит при более низкой температуре сетевой воды, при отключении равного количества теплообменников наблюдается более значительное снижение тепловых и электрических мощностей в сравнении с параллельной схемой. В этом случае при отключении теплообменников скорость воды в трубках не изменяется.
Режимы работы при изменении противодавления турбин.
При понижении температуры обратной сетевой воды сохранение мощности турбоагрегатов возможно за счёт изменения противодавления турбин. Очевидно, что возможности регулирования противодавления ограничены в связи с тем, что для большинства выпускаемых противодавленческих паровых турбин диапазон регулирования, рекомендуемый заводом-изготовителем, обычно не превышает 0.3 МПа.
Система уравнений в условиях постоянной электрической мощности, неизменных значений расхода сетевой воды и площади теплообмена для соплового регулирования турбин примет вид:
(4)
где g ‒ относительное изменение тепловой мощности мини-ТЭЦ. Приведённая система уравнений в первом приближении справедлива и для дроссельного регулирования.
Решение системы уравнений (4) имеет вид несимметричных парабол в координатах p2, tобр для различных значений номинальных противодавлений (рис. 45). С изменением температуры обратной сетевой воды сохранение мощности турбоагрегатов возможно при проведении регулирования двумя способами: при увеличении противодавления, расхода пара и тепловой мощности теплообменной группы, либо при их уменьшении в соответствии с приведёнными зависимостями. Один из этих способов регулирования сопровождается начальным скачком противодавления.
Рис.45 – Изменение противодавления турбин в зависимости от температуры обратной сетевой воды для заданной мощности турбин:
а) p0=1,3 МПа, t0 = 191°C; б) p0 = 3,4 МПа, t0 = 435 °C
Например, для начальных параметров пара 1.3 МПа, 191 °С (рис. 46а) и номинального противодавления 0.2 МПа после начального скачкообразного изменения противодавления до 0.29 МПа дальнейшее его увеличение до 0.55 МПа позволяет сохранить мощность паровых турбин при уменьшении температуры обратной сетевой воды от 70 до 30 °С. Мощность теплообменной группы и расход пара в этом случае возрастают в 2 раза. Сохранение мощности турбин возможно также за счёт уменьшения противодавления от 0.2 до 0.016 МПа при уменьшении мощности теплообменной группы и расхода пара в 2 раза.
С учётом разрешённого диапазона изменения противодавления изменение температуры обратной сетевой воды от 70 до 45 °С должно сопровождаться увеличением противодавления от 0.2 до 0.5 МПа, изменению температуры обратной сетевой воды от 70 до 61°С соответствует также уменьшение противодавления от 0.2 до 0.1 МПа. При значениях номинального противо- давления 0.12 и 0.4 МПа диапазон изменения температуры обратной сетевой воды снижается до 3-5 °С при падении противодавления до 0.1 МПа. Для номинального противодавления 0.7 МПа регулирование уменьшением противодавления невозможно, и, наоборот, для номинального противодавления 0.12 МПа невозможно регулирование увеличением противодавления. Для номинального противодавления 0.7 МПа увеличение давления за турбиной до 0.77 МПа сопровождает падение температуры обратной сетевой воды от 70 до 30 °С.
Повышение начальных параметров пара перед турбиной уменьшает возможности регулирования за счёт изменения противодавления (рис. 6б).
При использовании противодавленческих паровых турбин, работающих на базе отопительной нагрузки, для сохранения электрической мощности в течение отопительного периода необходимо проведение регулировочных мероприятий на мини-ТЭЦ. В их отсутствие при снижении температуры обратной сетевой воды от 70 до 30 °С и расчётном нагреве 15 °С, независимо от схемы включения теплообменников по сетевой воде, должно произойти практически линейное возрастание мощности теплообменной группы, турбоагрегатов и расхода пара для противодавления 0.12 МПа до 184 % от расчётного значения, для 0.2, 0.4 и 0.7 МПа – до 153, 134 и 124 % соответственно. Достижимые значения мощностей мини-ТЭЦ определяются способностью турбоагрегатов работать на нагрузках, превышающих номинальные значения.
Совместное регулирование изменением противодавления и количества работающих теплообменников в большинстве случаев позволяет сохранять на неизменном уровне электрическую мощность мини-ТЭЦ в течение отопительного периода.
Приложение 9
2018 г.
б 
Дата добавления: 2021-04-24; просмотров: 197; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!