Телефон: +7 (383)-202-16-86

Статья опубликована в рамках: XXVII Международной научно-практической конференции «Технические науки - от теории к практике» (Россия, г. Новосибирск, 30 октября 2013 г.)

Наука: Технические науки

Секция: Энергетика и энергетические техника и технологии

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции, Сборник статей конференции часть II

Библиографическое описание:
Шубенко А.Л., Бабенко О.А. РАЦИОНАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН С ОДНОСТУПЕНЧАТЫМ ПОДОГРЕВОМ СЕТЕВОЙ ВОДЫ // Технические науки - от теории к практике: сб. ст. по матер. XXVII междунар. науч.-практ. конф. № 10(23). Часть I. – Новосибирск: СибАК, 2013.
Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов
Статья опубликована в рамках:

 

Выходные данные сборника:

 

РАЦИОНАЛЬНЫЕ  РЕЖИМЫ  ЭКСПЛУАТАЦИИ  ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ  ТУРБИН  С  ОДНОСТУПЕНЧАТЫМ  ПОДОГРЕВОМ  СЕТЕВОЙ  ВОДЫ

Шубенко  Александр  Леонидович

чл.-кор.  НАН  Украины,  д-р  техн.  наук,  профессор,  зав.  отделом  Института  проблем  машиностроения  имени  А.Н.  Подгорного  НАН  Украины,  г.  Харьков

E-mail: 

Бабенко  Ольга  Анатольевна

канд.  техн.  наук  Института  проблем  машиностроения  имени  А.Н.  Подгорного  НАН  Украины,  г.  Харьков

E-mail: 

 

RATIONAL  MODES  OF  OPERATE  COGENERATION  TURBINES  WITH  SINGLE  HEATED  NETWORK  WATER

Alexander  Shubenko

Member  of  the  National  Academy  of  Sciences  of  Ukraine,  Doctor  of  Technical  Sciences,  Professor,  Head  of  Department  of  A.  Podgorny  Institute  for  mechanical  engineering  problems,  Kharkov

Olga  Babenko

Candidate  of  Technical  Science,  A.  Podgorny  Institute  for  mechanical  engineering  problems,  Kharkov

 

АННОТАЦИЯ

Показаны  режимы  эффективного  использования  сетевого  подогревателя  нижней  ступени  с  целью  получения  дополнительной  электрической  энергии  теплофикационной  турбоустановкой  ТЭЦ  при  неизменной  тепловой  нагрузке

ABSTRACT

The  modes  of  effective  utilization  network  heater  of  the  bottom  step  to  obtain  additional  electric  power  of  cogeneration  turboplant  at  a  constant  heat  load  are  shown

 

Ключевые  слова:  теплоэлектроцентраль,  теплофикационная  турбоустановка,  подогреватель  сетевой  воды,  режим  отпуска  теплоты,  математическое  моделирование.

Keywords:  heat  power  station,  cogeneration  turbine,  network  water  heater,  heat  tempering  modes,  mathematical  modeling.

 

При  анализе  режимов  работы  мощных  теплофикационных  турбоустановок  принято  считать  в  соответствии  с  инструкцией  по  эксплуатации  сетевых  подогревателей  и  некоторыми  литературными  источниками  [3,  4,  6],  что  оптимальным  способом  обеспечения  температурного  графика  теплосети  является  регулирование  температуры  сетевой  воды  на  выходе  теплофикационной  установки  путем  изменения  давления  в  теплофикационных  отборах  таким  образом,  что  распределение  тепловой  нагрузки  между  сетевыми  подогревателями  нижней  (ПС-1)  и  верхней  (ПС-2)  ступеней  выбирается  равным,  т.  е.

 

Qт1  =  Qт2,                                (1)

 

где:  Qт1  и  Qт2  —  тепловая  нагрузка  на  подогреватели  ПС-1  и  ПС-2  соответственно,  МВт. 

Данный  способ  регулирования  температуры  сетевой  воды  в  теплофикационных  установках  турбин  типа  Т-50/60-130,  Т-100/120-130,  Т-180/210-130  и  Т-250/300-240  [1]  осуществляется  путем  пропуска  сетевой  воды  последовательно  через  сетевой  подогреватель  нижней  ступени,  сетевой  подогреватель  верхней  ступени  и  байпасную  линию  для  перепуска  сетевой  воды  из  обратной  магистрали  в  прямую.  Регулируемое  давление  поддерживается  только  в  одном  из  двух  отборов:  в  верхнем  —  при  включенных  обоих  сетевых  подогревателях  или  в  нижнем  —  при  включенном  одном  подогревателе  сетевой  воды  нижней  ступени.  В  то  же  время  в  [1,  2,  6]  отмечается  возможность  эффективного  использования  только  подогревателя  нижней  ступени  при  сохранении  тепловой  нагрузки.

Целью  данной  работы  является  оценка  возможностей  получения  дополнительной  электрической  мощности  при  нагреве  сетевой  воды  только  в  подогревателе  нижней  ступени  путем  регулирования  температуры  сетевой  воды  в  определенном  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха,  исключая  недогревы  и  перегревы  сетевой  воды  на  выходе  теплофикационной  установки.

Таким  образом,  весь  расход  сетевой  воды  проходит  через  сетевой  подогреватель  ПС-1  нижней  ступени  и  по  перемычке  от  трубопровода,  соединяющего  сетевые  подогреватели  ПС-1  и  ПС-2,  и  части  трубопровода  байпаса  отводится  в  прямую  магистраль.  Температура  сетевой  воды  в  прямой  магистрали  регулируется  изменением  расхода  пара  в  подогреватель  нижней  ступени  с  помощью  поворотной  диафрагмы  1-ой  ступени  в  цилиндре  низкого  давления  турбины.

Для  обоснования  положительного  эффекта,  полученного  при  использовании  рассматриваемого  способа,  с  помощью  разработанного  в  Институте  проблем  машиностроения  НАН  Украины  программного  компьютерного  комплекса  [5]  выполнено  расчетное  исследование  тепловых  и  электрических  нагрузок  для  турбины  Т-100/120-130  при  работе  на  номинальном  режиме,  когда  расход  свежего  пара  равен  440  т/ч.  В  качестве  базового  варианта  принят  двухступенчатый  подогрев  сетевой  воды  с  равным  распределением  тепловой  нагрузки  между  подогревателями.

В  процессе  исследования  изменялись  режимные  параметры:  расход  свежего  пара  на  входе  в  турбину,  расход  сетевой  воды  на  подогреватели  и  тепловая  нагрузка  в  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха  от  -11  до  10  °С  и  выше.  Причем,  диапазон  -11≤tнв≤10  °С  отвечает  работе  сетевых  подогревателей  по  температурному  графику,  а  диапазон  10  °С≤tнвtнвmax  –  летней  тепловой  нагрузке,  когда  температура  сетевой  воды  в  прямой  и  обратной  магистрали  практически  не  меняется  (tпр=77  °С,  tобр=46  °С).

В  качестве  конечной  целевой  функции  выступает  увеличение  электрической  мощности  турбоустановки  ∆Nт,  т.  е.  разница  мощностей  при  работе  турбины  с  одноступенчатым    и  двухступенчатым    подогревом  сетевой  воды

 

.                                            (2)

 

Здесь    характеризует  режим  работы  турбоустановки  с  одним  сетевым  подогревателем  нижней  ступени  ПС-1;    —  с  двумя  сетевыми  подогревателями  нижней  ПС-1  и  верхней  ПС-2  ступеней  при  равном  распределении  тепловой  нагрузки  между  ними.

По  результатам  расчетного  исследования  на  рис.  1  приведен  график  изменения  мощности  турбины  Т-100/120-130  в  зависимости  от  температуры  наружного  воздуха  tнв  и  расхода  сетевой  воды  Gсв  при  значениях    и  .  Линия  А-А  отвечает  излому  на  температурном  графике  при  tнв=3,5  ºС.

 

Рисунок  1.  Сравнительные  характеристики  изменения  мощности  турбоустановки  с  одним    и  двумя  при  равном  распределении  тепловой  нагрузки    подогревателями  сетевой  воды

 

Как  видно,  в  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха  –11≤tнв≤–2,0  °С,  когда  расход  сетевой  воды  составляет  Gсв=1000  т/ч,  рациональным  является  режим  работы  турбоустановки  с  двумя  сетевыми  подогревателями  при  равном  распределении  тепловой  нагрузки  между  ними  ().  При  tнв>–2,0  ºС  и  таком  же  расходе  сетевой  воды  требуемая  температура  в  прямой  магистрали  не  поддерживается.  Для  температуры  наружного  воздуха  tнв≥2,0  ºС  при  расходах  сетевой  воды  2000;  3000  и  4000  т/ч  мощность  турбины  при  работе  только  с  одним  подогревателем  нижней  ступени  ()  превышает  мощность  турбины  на  режимах  с  двумя  последовательно  включенными  подогревателями  при  .

Таким  образом,  для  области  изменения  температуры  наружного  воздуха  2,0≤tнв≤10  °С  и  выше  выполняется  условие  ∆Nт>0  и  рассматриваемый  способ  ()  обеспечивает  получение  дополнительной  электрической  мощности.  В  области  tнв≤2,0  ºС  прироста  мощности  не  происходит  (∆Nт<0),  поэтому  целесообразна  работа  турбоустановки  с  двумя  последовательно  включенными  сетевыми  подогревателями  нижней  ПС-1  и  верхней  ПС-2  ступеней  при  равном  распределении  тепловой  нагрузки  между  ними  ().  Отсутствие  прироста  мощности  ∆Nт=0  отвечает  линии  с  точками  нулевых  значений  (рис.1).

На  рис.  2  показан  прирост  мощности  турбины  ∆Nт,  полученный  согласно  рис.1,  в  исследованном  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха  tнв  при  постоянных  значениях  расхода  сетевой  воды  Gсв,  равных  1000;  2000;  3000  и  4000  т/ч.

 

Рисунок  2.  Прирост  мощности  турбины  на  режимах  работы  с  одним  подогревателем  нижней  ступени  ПС-1  и  с  двумя  подогревателями  нижней  ПС-1  и  верхней  ПС-2  ступеней  при  равном  распределении  тепловой  нагрузки  между  ними

 

В  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха  10  °С≤tнвtнвmax  (летом  для  горячего  водоснабжения)  на  значение  ∆Nт  влияет  только  изменение  расхода  сетевой  воды  Gсв  (рис.  2).  В  диапазоне  3,5≤tнв≤10  °С  прирост  мощности  турбины  ∆Nт  несколько  увеличивается,  а  в  диапазоне  2,0≤tнв≤3,5  °С  —  резко  уменьшается,  особенно  при  расходе  сетевой  воды  Gсв  =  4000  т/ч.

На  вставке  рис.  2а  показан  прирост  мощности  турбины  ∆Nт>0  при  работе  с  одним  нижним  сетевым  подогревателем  в  диапазоне  изменения  температуры  наружного  воздуха  2,0≤tнв≤10  °С.

На  рис.  3  показан  прирост  мощности  турбины  в  зависимости  от  расхода  сетевой  воды  Gсв  при  постоянных  значениях  температуры  наружного  воздуха  tнв,  равных  2;  3;  3,5  и  10  °С.

 

Рисунок  3.  Прирост  мощности  турбины  в  зависимости  от  расхода  сетевой  воды  на  режимах  работы  с  одним  сетевым  подогревателем  нижней  ступени  согласно  предложенному  способу

 

Как  видно  из  рисунка,  прирост  мощности  турбины  достигает  максимального  значения  ∆Nт=2,13  МВт  при  температуре  наружного  воздуха  tнв=3,5  ºС.  При  tнв=2,0  ºС  прироста  не  происходит,  т.  е.  ∆Nт=0.  Область  положительного  эффекта  при  работе  турбоустановки  с  одноступенчатым  подогревом  сетевой  воды  лежит  в  диапазоне  изменения  расхода  сетевой  воды  2000≤Gсв≤4000  т/ч.  При  Gсв<2000  т/ч  целесообразна  работа  теплофикационной  паровой  турбины  Т-100/120-130  с  двухступенчатым  подогревом  сетевой  воды  при  равном  распределении  нагрузки  между  подогревателями.

Проведенные  исследования  показали,  что  работа  теплофикационной  турбоустановки  Т-100/120-130  с  использованием  нижнего  и  верхнего  подогревателей  сетевой  воды  в  периоды  изменения  температуры  наружного  воздуха  2,0≤tнв≤10  °С  и  выше  приводит  к  перерасходу  пара  на  сетевые  подогреватели  через  нерациональное  использование  его  потенциала  в  турбине.  При  этом  отключение  верхнего  подогревателя  и  нагрев  сетевой  воды  только  в  нижнем  подогревателе  в  обозначенных  интервалах  температурного  графика  позволяет  получить  дополнительную  электрическую  мощность  турбоустановки  на  теплофикационном  режиме.

 

Список  литературы:

1.Бененсон  Е.И.  Теплофикационные  паровые  турбины  /  Е.И.  Бененсон,  Л.С.  Иоффе.  М.:  Энергоатомиздат,  1986.  —  271  с.

2.Елизаров  Д.П.  О  распределении  подогрева  сетевой  воды  между  нижним  и  верхним  подогревателями  теплофикационных  турбоустановок  /  Д.П.  Елизаров,  Э.И.  Тажиев  //  Электрические  станции.  —  1994.  —  №  2.  —  С.  17—20.

3.Инструкция  по  эксплуатации  паровой  турбины  Т-100/120-130.  Х.:  Харьковская  ТЭЦ-5,  1989.  —  121  с.

4.Инструкция  по  эксплуатации  теплофикационной  установки  Харьковской  ТЭЦ-5.  Х.:  Харьковская  ТЭЦ-5,  2006.  —  31  с.

5.Лыхвар  Н.В.  Структуры  данных  и  язык  системы  машинного  проектирования  и  исследований  тепловых  схем  паротурбинных  установок  /  Н.В.  Лыхвар  //  Математическое  обеспечение  систем  автоматизированного  проектирования  объектов  машиностроения.  Х.:  ИПМаш  НАН  Украины,  1981.  —  С.  45—52.  —  (Препринт  /  АН  УССР.  Институт  проблем  машиностроения;  163).

6.Трухний  А.Д.  Теплофикационные  паровые  турбины  и  турбоустановки  /  А.Д.  Трухний,  Б.В.  Ломакин.  М.:  Издательский  дом  МЭИ,  2006.  —  540  с.

Проголосовать за статью
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Уважаемые коллеги, издательство СибАК с 30 марта по 5 апреля работает в обычном режиме