способ разгрузки теплоэлектроцентрали

Формула изобретения

1. Способ разгрузки теплоэлектроцентрали, включающий отвод от основной теплофикационной 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 другой 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 уменьшения расхода пара в теплофикационные отборы при обеспечении заданного отпуска теплоты потребителем, отличающийся тем, что часть греющего пара в количестве, равном сумме указанного уменьшения расхода пара в регенеративные отборы и расхода инжектируемого пара за вычитом суммарного увеличения расхода пара на нужды теплоснабжения при нагреве аккумулирующей среды, конденсируют, причем в качестве инжектируемого пара используют пар с выхлопа основной турбины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при сезонном и прочем снижении теплофикационной нагрузки соответственно уменьшают расход пара, используемого в качестве рабочей среды в струйном аппарате, и увеличивают расход греющего пара, конденсируемого при нагреве аккумулирующей среды.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что нагрев аккумулирующей среды конденсируемым паром осуществляют при смешении греющего пара и аккумулирующей среды.

4. Способ по пп.1 3, отличающийся тем, что в качестве греющего пара при нагреве аккумулирующей среды используют пар нескольких давлений, например, свежий и из отборов основной турбины.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к теплоэнергетике и может быть использовано на маневренных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) с повышенной расчетной загрузкой теплофикационных отборов, снабженных теплоаккумулирующими системами.

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%).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

При этом нагрев аккумулирующей среды при конденсации греющего пара целесообразно осуществлять путем смешения греющего пара и аккумулирующей среды.

В качестве греющего пара при зарядке аккумулятора целесообразно использование пара нескольких давлений, например, свежего пара и пара из отборов основной турбины.

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.

2. Использование в качестве инжектируемой среды пара с выхлопа основной турбины.

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).

4. Смешение греющего пара и аккумулирующей среды при нагреве аккумулирующей среды, осуществляемом с конденсацией греющего пара.

5. Использование в качестве греющего пара при нагреве аккумулирующей среды пара нескольких давлений, например, свежего и из отборов основной турбины.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

В качестве аккумулирующей среды можно использовать, например, масло Exxon Caloria HT-43, или расплавы солей KNO₃, NaNO₂, NaNO₃ [6] или жидкие металлы.

Заявляемый способ разгрузки ТЭЦ осуществляют следующим образом.

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).

Дополнительная турбина 15, пиковый парогенератор 33 и насосы 49, 50 на этом режиме не работают. При этом запорные устройства 55 62 закрыты.

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.

Запорные устройства 51, 52, 55-59, 62 на этом режиме открыты, а 53,54, 60, 61 закрыты.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Снижение электрической мощности ТЭЦ на рассматриваемом режиме равно разности снижения мощности основной турбины и мощности дополнительной турбины.

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.

Увеличение электрической мощности ТЭЦ на рассматриваемом режиме равно сумме мощности дополнительной турбины и увеличения мощности основной турбины.

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.

Расчеты показывают, что для принятых условий: снижение расхода Я пара в регенеративные отборы основной турбины D_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.

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.).

При сезонном снижении теплофикационной нагрузки, приводящем к уменьшению расхода пара в теплофикационные отборы основной турбины на режиме базисной электрической мощности на D_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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.