СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОСИЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1999 года по МПК F01K17/00 F01K25/00 

Изобретение относится к области теплоэнергетики (в том числе и атомной техники), направлено на совершенствование энерго- ресурсосберегающих технологий и может быть использовано в паросиловых, а также в парогазовых энергетических установках, в которых за счет любого вида топлива для потребителей одновременно производится электрическая и тепловая энергия заданных параметров.

Известно, что в процессе выработки только электроэнергии на конденсационных паротурбинных электростанциях большое количество теплоты нагревателя термодинамического цикла установки (до ~60%) неизбежно должно передаваться холодному "источнику" - охлаждающей конденсатор воде и, таким образом, бесполезно теряется. Вместе с тем известно, что, помимо электроэнергии, для производственных и бытовых нужд потребителей используется значительное количество теплоты в виде горячей воды и пара в разного рода технологических процессах, а также для отопления зданий и горячего водоснабжения. В обычных конденсаторных паротурбинных теплосиловых установка для обеспечения максимального электрического коэффициента полезного действия (КПД) давление в конденсаторе поддерживается равным ~0,04 ата, то есть конденсация рабочего пара происходит при температуре около 28-29^oC. Теплота, отдаваемая охлаждающей воде в таком конденсаторе, имеет низкий температурный потенциал и поэтому не может быть использована для производственных и бытовых нужд, так как для технологических целей, как правило, используется насыщенный водяной пар с давлением от 2,5 до 20-40 ата, а для отопления - насыщенный водяной пар с давлением 1,5 - 2,6 ата или горячая вода с температурой до ~130-180^oC.

Теплофикационные паротурбинные установки отличаются от чисто конденсационных тем, что в них при относительно высоком давлении отводится некоторая часть работающего в турбине пара, которая используется для целей теплоснабжения. При этом несколько снизится величина абсолютного электрического КПД установки. Однако возможность получения больших количеств теплоты для технологических и бытовых нужд за счет некоторого сокращения выработки электроэнергии оказывается весьма выгодной, так как избавляется от необходимости сооружать специальные отопительные котельные, как правило, имеющие сравнительно невысокий КПД (~86-90%) и поэтому требующие соответствующего повышенного (в 1/КПД раз) расхода топлива, а также нерационально использующие теплоту высокого температурного потенциала при сжигании топлива для нагрева низкотемпературного теплоносителя, что невыгодно из-за уменьшения работоспособности системы. При этом экономический выигрыш при использовании теплоты отработавшего в турбине пара определяется тем, что скрыта теплота парообразования, которая в конденсационных установках теряется с охлаждающей водой конденсаторов, в установках, построенных для комбинированной выработки теплоты и электроэнергии, полностью или частично используется для покрытия бытовых или промышленных потребностей прилегающего к электростанции района. Турбины, которые не только служат приводом электрогенетора, но и снабжают теплотой внешних потребителей, называются теплофикационными, а тепловые электростанции, осуществляющие комбинированную выработку электроэнергии и теплоты, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) в отличие от чисто конденсационных электростанций (КЭС), производящих только электроэнергию. Поскольку, как отмечено выше, для производственных и бытовых нужд требуется пар или вода в относительно широком диапазоне температур и давлений, на ТЭЦ применяются различные конструкции теплофикационных турбин и включающих их паросиловых (или парогазовых) энергетических установок в зависимости от характера потребления теплоты и заданной электрической нагрузки.

Для характеристики экономичности работы ТЭЦ применяется так называемый коэффициент использования тепла K, определяемый как отношение суммы полезной работы, произведенной в термодинамическом цикле, L_э, и теплоты Q₂, отданной внешнему потребителю, к количеству теплоты Q₁, выделившейся при сгорании топлива: K = (L_э + Q₂/Q₁, или, что то же самое, K = (N + Q)/BQ^p _н , где N - электрическая мощность установки, B - часовой расход топлива, Q^p _н - теплота сгорания топлива, Q - количество теплоты, отданное внешнему потребителю (см. , например, книгу "Техническая термодинамика", В. А.Кириллин и др., М., Энергоатомиздат, 1983 г., стр. 325). Значение K тем ближе к единице, чем совершеннее установка, то есть меньше потери теплоты в котлоагрегате и паропроводе, механические и электрические потери в электрогенераторе и т.п.

Наиболее простая из теплофикационных установок работает согласно известному способу эксплуатации, по которому сжатую до некоторого повышенного давления жидкую фазу рабочего тела паросиловой энергетической установки, например, воду направляют в котел или парогенератор, где при постоянном давлении нагревают до образования пара заданных начальных параметров, который затем направляют в снабженную, например, регенеративную отборами пара проточную часть паровой турбины, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего турбина приводит в действие электрогенератор, далее отработавший в турбине водяной пар направляется потребителю тепловой энергии, после которого образующийся конденсат пара сжимают насосом и затем через обогреваемые стороны регенеративных подогревателей высокого давления подают опять в котел или парогенератор (см., например, книгу "Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок", А.И. Андрющенко, М., "Высшая школа", 1977 г., стр. 80-81).

В установках, эксплуатируемых по вышеуказанному способу, основным элементом оборудования являются турбины типа P - то есть с противодавлением и без регулируемого отбора пара. Это, например, турбины следующих отечественных марок: P - 40-12,8/3,0 и P-100-12,8/1,3-2 (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1, стр.91-97, кн.2, стр. 216-218). При этом при начальном давлении пара 130 ата первая из упомянутых турбин выдает тепловому потребителю отработавший в турбине пар с давлением 28,5-35,7 ата, а вторая - с давлением 12-21 ата. В указанных паросиловых энергетических установках пар, покидающий турбину (типа P) с противодавлением расходуется лишь в том количестве, которое необходимо тепловому потребителю. Поскольку электрический КПД таких установок при постоянных начальных параметрах пара зависит только от расхода пара (при постоянном срабатываемом в турбине теплоперепаде), мощность турбины с противодавлением (и соответственно приводимого ею в действие электрогенератора) однозначно определяется расходом протекающего через турбину пара. Поэтому паросиловые энергетические установки, основанные на турбинах типа P, целесообразны при таких тепловых потребителях, нагрузка которых держится на достаточно высоком уровне круглый год, например, для химического производства. При этом давление пара, поступающего к тепловому потребителю, как правило, требуется поддерживать постоянным.

Вместе с тем вышеуказанному способу эксплуатации паросиловой энергетической установки и установке для его осуществления присущ недостаток, ограничивающий их экономичное применение. Этот недостаток заключается в том, что эксплуатируемые по данному способу энергетические установки могут эффективно обслуживать теплового потребителя, использующего производственный пар только с практически постоянной величиной давления, в то время как зачастую тепловому потребителю требуется пар двух различных давлений, например, для промышленных и отопительных целей.

Указанного недостатка лишен известный способ эксплуатации паросиловой энергетической установки, по которому жидкую фазу рабочего тела установки, преимущественно воду, направляют в котел или парогенератор, где при постоянном повышенном давлении нагревают до образования пара заданных параметров, который затем направляют в двухцилиндровую турбину, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего турбина приводит в действие электрогенератор, при этом вышедшая из цилиндра высокого давления турбины часть расхода пара направляется производственному тепловому потребителю, а оставшаяся часть расхода пара с меньшим давлением после выхода из второго рабочего цилиндра турбины направляется, например, отопительному тепловому потребителю, после чего весь образующийся у потребителей конденсат отработанного пара сжимают насосом и затем опять подают в котел или парогенератор для нагрева и парообразования (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.2, стр.246-248).

Основным элементом оборудования упомянутых энергоустановок являются паровые турбины типа ПР (теплофикационные с противодавлением и производственным отбором пара). К ним относятся, например, следующие известные отечественные турбины (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоиздат, 1993 г. , кн. 1, стр.76): ПР-6-35/10/5, ПР-6-35/15/5 и ПР-12/15-90-15/7. Из обозначений турбин видно, что они одновременно могут выдавать тепловому потребителю производственный пар с давлением от 10 до 15 ата, также "отопительный" пар с давлением от от 1,2 до 7 ата.

Вместе с тем указанному способу эксплуатации паросиловой энергетической установки и установке для его осуществления присущи следующие недостатки:
невысокая величина электрического КПД установки, обусловленная, в основном, существенно большей (по сравнению с аналогичным показателем КЭС) величиной давления основного расхода пара, обработавшего в турбине, вращающей электрогенератор, и который затем поступает тепловому потребителю;
неэффективное (неполное) использование электрического оборудования, обусловленное существенным снижением мощности электрогенератора, связанного с турбиной, в периоды сокращенного теплового потребления, например, в летнее "неотопительное" время и/или во время перерывов производственного потребления отработавшего в турбине пара достаточно высоких параметров;
обусловленная первыми двумя недостатками невысокая (среднегодовая) величина коэффициента использования тепла топлива установки.

В отличие от вышеуказанного, более высокая величина электрического КПД, значительно лучшее использование оборудования, а также более высокий среднегодовой коэффициент использования тепла топлива обеспечивается в действующих по общему известному способу эксплуатации паросиловых энергетических (конденсаторных) установок, основанных на турбинах типа ПТ, Т, К, КТ и/или ТК, и в которых, благодаря этому, мощность электрогенераторов может изменяться в широких пределах практически независимо от нагрузки теплового потребителя (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1: стр. 71-99; кн.2: стр.248-264, 294-326, 332-344, 347-350, 356-367).

Помимо выработки электроэнергии в присоединенных генераторах упомянутые турбины типа ПТ (к ним относятся отечественные турбины ПТ-60/75-12,8/1,3; ПТ-80-100-12,8/1,3 и ПТ-135/162-12,8/1,5) обеспечивают возможность одновременной выдачи внешнему тепловому потребителю регулируемых производственного (с давлением соответственно 13 и 15 ата) и отопительного (с давлением от 0,5 - 1,2 до 2,5 ата) отборов пара, а турбины типа T (к ним относятся, например, отечественные турбины Т-180/210-12,8; Т-185/220-12,8-1 и Т-250/300-23,5-3) обеспечивают возможность выдачи потребителю тепла двух регулируемых в определенном диапазоне давлений отопительных отборов пара заданных параметров (от 0,5 до ~3,0 ата).

Кроме того, турбины типа К, КТ и ТК - к ним относятся, например, известные отечественные турбины К-210-128-3(6); К-220-4,4(3-5); К-300-23,5; К-310-23,5-3; К-320-23,5-4; К-500-17,7; К-500-23,5-4; К-500-5,9/25; К-800-12,8; К-800-23,5-5; К-1000-5,9/25-1(2); К-1100-5,9(25-4(5); К-1200-23,5-3; КТ-1070-5,9-25,3 и ТК-450/500-5,9- обеспечивают возможность выдачи внешнему потребителю тепла нескольких (например, до четырех) отопительных отборов пара нерегулируемого давления (до ~3-5 ата).

Действующие по принципиально общему способу эксплуатации известные паросиловые энергетические установки, основанные на вышеуказанных известных турбинах типов К, КТ, ТК, Т и/или ПТ (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергатомиздат, 1993 г.; кн.1: стр.56, рис.1.26; кн. 2: стр.360, рис.10.31, а также книгу "Теплотехнический справочник", ред. В. Н.Юренев и П.Д.Лебедев, М., Энергия, 1975 г., том 1, стр.474, 477, 478. 480, 481, 490-493) устраняет недостатки вышеуказанного известного способа эксплуатации паросиловой энергетической установки следующим образом.

Величины их электрических КПД заметно выше (до ~30-41%) вследствие того, что основной расход пара, поступающий в турбину, срабатывает в ней до существенно более низкого давления, которое в конденсаторе ниже атмосферного, а также в связи с введением в цикл, кроме конденсатора, регенеративных отборов пара низкого давления, которые дают, например, более высокую экономию топлива, чем также принятые регенеративные отборы пара высокого давления (см., например, книгу "Основы термодинамических циклов теплоэнергетических установок", А.И. Андрющенко, М., Высшая школа, 1977 г., стр.72).

Использование располагаемой мощности электрического оборудования установки в процессе ее эксплуатации существенно выше, так как его мощность почти не определяется тепловой нагрузкой потребителя, так как в периоды сокращенного теплопотребления (или даже во время прекращения теплопотребления) отборы пара внешнему тепловому потребителю закрываются и тогда весь расход пара поступает в турбину, вращающую электрогенератор, вырабатывающий, в связи с этим, больше электроэнергии.

Вышеотмеченные повышения электрического КПД и производимой электрической мощности совместно с более независимой тепловой нагрузкой, которая может быть значительной по величине (как, например, в энергоустановке КТ-1070-5,9/25-3), обеспечивают в итоге более высокий коэффициент использования тепла топлива энергетической установки.

В итоге с учетом нижепредставленной постановки задачи, на решение которой направлены заявляемые технические решения (способ и устройство), вышеперечисленные и аналогичные известные паросиловые энергетические установки (основанные на турбинах типов К, КТ, ТК, Т и/или ПТ) действуют согласно общему способу эксплуатации (см. , например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1, стр.56, рис.1.26), по которому сжатую, например, жидкую фазу рабочего тела установки, преимущественно воду, направляют в котел или парогенератор, где при постоянном давлении за счет тепла топлива нагревают до образования пара необходимых параметров, который затем направляют в проточную часть снабженной регенеративными отборами пара турбины, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего турбина приводит в действие, например, энергогенератор, далее отработавший пар или направляют в промежуточный пароперегреватель, после чего его подают для дальнейшего расширения и соответствующего совершения работы в следующий, по меньшей мере, один рабочий цилиндр турбины и затем в конденсатор, или сразу направляют в конденсатор, где за счет охлаждения внешним теплоносителем пар превращается в жидкую фазу рабочего тела, которую далее подают насосом в, по меньшей мере, один регенеративный подогреватель низкого давления, далее направляют, при необходимости, в деаэратор, затем подают в обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления и затем опять направляют в котел или парогенератор установки, в которой в период ее эксплуатации с выдачей потребителю также тепловой энергии из турбины дополнительно отбирают часть расхода рабочего тела установки, которую используют для передачи тепловой энергии потребителю.

Паросиловая энергетическая установка для осуществления указанного известного способа эксплуатации может содержать (см., например, также в книге "Паровые турбины, А.В.Щегляев, кн.1. стр.56, рис. 1.26) объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки (преимущественно, воды и водяного пара) котел или парогенератор, проточную часть снабженной регенеративными отборами пара турбины, приводящей в действие, например, электрогенератор, и которая потом соединена или с промежуточным пароперегревателем, далее, со следующим, по меньшей мере, одним рабочим цилиндром турбины и затем с конденсатором, или непосредственно с конденсатором отработавшего пара, охлаждаемая внешним теплоносителем полость которого соединена через насос с, по меньшей мере, одним регенеративным подогревателем низкого давления, который далее соединен, при необходимости, с деаэратором и затем с обогреваемой стороной, по меньшей мере, одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления, которая соединена далее со входом рабочего тела в котел или парогенератор, при этом турбина снабжена также теплофикационными отборами пара, выполненными с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией.

Вместе с тем изложенному известному способу эксплуатации паросиловой энергетической установки и установке для его осуществления присущи следующие два основных недостатка.

Первый из них заключается в том, что в режиме эксплуатации энергоустановки с номинальной (или близкой к ней по величине) производительностью электроэнергии за счет работы основного расхода рабочего тела (пара) и турбине, снабженной для повышения электрического КПД установки регенеративными отборами пара высокого и низкого давлений, максимальная мощность и температурный потенциал тепловой энергии, выдаваемой установкой внешнему потребителю, ограничены пределами термодинамических возможностей теплофикационных отборов из турбины (типа ПТ, Т, К, КТ и/или ТК) остального расхода пара, которые обеспечивают указанное теплопотребление.

Второй недостаток известного способа эксплуатации паросиловой энергоустановки заключается в достаточно жесткой зависимости величины от тепловой нагрузки, необходимой потребителю, от величины электрической нагрузки потребителя электроэнергии. Указанная зависимость особенно заметна и отрицательно сказывается на производственных и экономических показателях работы энергоустановки в периоды ее эксплуатации с заданной пониженной электрической нагрузкой потребителя, например, в зимний, отопительный сезон или в периоды плановых и других перерывов в работе промышленных и т.п. электропотребителей, когда, независимо от заданного снижения электронагрузки, особенно необходимо увеличить или, по меньшей мере, сохранить на уровне, близком к номинальному, мощность тепловой энергии, выдаваемой потребителю, например, для теплоснабжения. Указанный недостаток определяется тем, что в известной паросиловой энергоустановке в этот период соответственно заданной одним потребителем электрической нагрузки уменьшают расход рабочего тела, поступающего из котла или парогенератора в турбину, вращающую электрогенератор, и соответственно этому желательно уменьшаются расходы теплоизоляционных отборов пара из используемых в аналогичных энергоустановках турбин типа ПТ, Т, К, КТ и/или ТК, которые обеспечивают другого потребителя тепловой энергией. То есть в существующие в практике периоды снижения электрической нагрузки (мощности электрогенератора энергоустановки), например, до ~60% от номинальной максимальная мощность тепловой энергии, выдаваемой потребителю, также снизится примерно до ~60% от номинальной, что в итоге существенно ущемляет производственные и экономические интересы производителя и потребителей тепловой энергии.

Вышеизложенные недостатки известного способа эксплуатации паросиловой энергетической установки и установки для его осуществления - объективная реальность и поэтому при часто выявляющейся необходимости строительства в районе, прилегающем к действующей ТЭЦ (основанной на вышеуказанных известных энергоустановках), дополнительных теплопотребителей - жилых массивов, зданий, предприятий и т. п., а также для покрытия дефицита тепловой энергии, выдаваемой энергоустановкой в периоды снижения ее энегонагрузки, в практике принято (см. , например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г. , кн. 2: стр. 262, 265), что в районе действия указанной ТЭЦ (или ТЭЦ) должна быть построена, как минимум, дополнительная котельная, которая для покрытия первого вышеописанного дефицита тепла должна работать, преимущественно, в базовом режиме эксплуатации, а для покрытия второго указанного дефицита тепла - преимущественно в пиковом или полупиковом режимах эксплуатации. Естественно, что строительство и эксплуатация дополнительной котельной (а тем более ТЭЦ) - дело довольно дорогое, при этом следует также учесть, что, в отличие от самой экономичной - вышеуказанной комбинированной выработки энергоустановкой электрической и тепловой энергии для потребителей, необходимость сооружения дополнительной отдельной котельной (на любом виде топлива) из-за сравнительно невысокой величины ее КПД (~0,86-0,90) потребует соответствующего повышенного (в 1/0,86...0,90 раз) расхода топлива, высокий температурный потенциал которого к тому же нерационально используется при его сжигании для получения низкотемпературного (~150-250^oC) теплоносителя, обслуживающего потребителей тепла. При этом чем больше величина мощности указанной дополнительной котельной, тем менее экономичной будет общая энергосистема, состоящая из известной паросиловой энергоустановки и данной котельной, так как в этом случае уменьшается доля тепловой энергии, производимой помимо производства электроэнергии.

В связи с изложенным основной технической задачей, на решение которой направлены заявляемые изобретения (способ эксплуатации и устройство для его осуществления), являются повышение экономичности паросиловой энергетической установки с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты, а также снижение зависимости величины ее тепловой нагрузки от электрической нагрузки потребителя путем экономичного увеличения величины максимальной мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю в периоды ее эксплуатации на любом рабочем уровне электрической нагрузки потребителя, то есть при пониженной и максимальной мощности электрогенератора установки, производящего заданную потребителем электроэнергию. При этом решение поставленной задачи повышает также средний температурный потенциал тепла, отводимого в термодинамическом цикле установки потребителю, без изменения номенклатуры и количества основных единиц (элементов) оборудования известной комбинированной паросиловой энергетической установки, что в итоге позволит исключить или существенно сократить капитальные и эксплуатационные затраты на создание и эксплуатацию обычно в практике существующей дополнительной известной котельной (или ТЭЦ), покрывающей дефицит необходимого вышеупомянутого увеличения выдаваемой потребителю тепловой энергии, необходимой или для обеспечения возможности строительства в районе ТЭЦ дополнительных объектов - теплопотребителей, или для обеспечения, по меньшей мере, номинальной (или близкой к ней величине) производительности выдаваемого тепла в периоды существенного снижения электрической нагрузки другого потребителя.

Для решения изложенной задачи в известном способе эксплуатации паросиловой энергетической установки, по которому сжатую, например, жидкую фазу рабочего тела установки, преимущественно воду, направляют в котел или парогенератор, где при постоянном давлении за счет тепла топлива нагревают до образования пара необходимых параметров, который затем подают в проточную часть снабженной регенеративными отборами пара турбины, в которой происходит процесс его расширения, а результате чего турбина приводит в действие, например, электрогенератор, далее отработавший в турбине пар или направляют в промежуточный пароперегреватель, после его подают для совершения работы, например, в следующий, по меньшей мере, один рабочий цилиндр турбины и затем в конденсатор, или сразу направляют в конденсатор, где за счет охлаждения внешним теплоносителем пар превращается в жидкую фазу рабочего тела, которую затем подают насосом в, по меньшей мере, один регенеративный подогреватель низкого давления, далее подают, при необходимости, в деаэратор, затем направляют в обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления и затем опять направляют в котел или парогенератор установки, в которой в период ее эксплуатации с выдачей потребителю также тепловой энергии из турбины дополнительно отбирают часть расхода рабочего тела, которую используют для передачи тепловой энергии потребителю, в период эксплуатации установки в режиме с увеличенной, для каждой величины паропроизводительности, выдачей потребителю тепловой энергии, рабочее тело установки направляют в обход обогреваемой стороны, по меньшей мере, одного регенеративного подогревателя высокого давления, обогреваемую сторону указанного подогревателя или подогревателей переключают в состав циркуляционного теплообменного контура потребителя тепловой энергии и при этом соответственно изменившемуся диапазону энтальпий (и, соответственно, температур) нагреваемого в котле или парогенераторе рабочего тела или увеличивают мощность котла или парогенератора при его заданной, в том числе и номинальной, паропроизводительности, или одновременно увеличивают мощность котла или парогенератора и изменяют его паропроизводительность.

Кроме того, для регулирования мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления, расход пара, отбираемого из турбины в греющие стороны указанных подогревателей, может быть изменен, а при этом греющая сторона, по меньшей мере, одного из указанных регенеративных подогревателей может быть переключена к регулируемому отбору пара более высокого давления.

Для достижения вышеназванного технического результата предлагается эксплуатируемая по вышеизложенному заявляемому способу паросиловая энергетическая установка, прототипом которой из широкого спектра известных паросиловых энергоустановок, которые основаны на турбинах типов К, КТ, ТК, Т и/или ПТ и наиболее близким к сущности заявленного технического решения, выбрана паросиловая энергетическая установка, основанная на наиболее распространенной и технологичной турбине типа К (К-800-23,5-5) и которая представлена в книге "Паровые турбины", А.В.Щегляев (М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн.1) на стр.56 и рис 1.26. При этом в паросиловой энергетической установке, содержащей объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки котел или парогенератор, проточную часть снабженной регенеративными отборами высокого и низкого давлений пара турбины, приводящей в действие, например, электрогенератор и которая потом соединена или с промежуточным пароперегревателем, далее со следующим, по меньшей мере, одним рабочим цилиндром турбины и затем с конденсатором, или непосредственно с конденсатором отработавшего пара, охлаждаемая внешним теплоносителем сторона которого соединена через насос с, по меньшей мере, одним регенеративным подогревателем низкого давления, который далее соединен, при необходимости, с диаэратором и затем с обогреваемой стороной, по меньшей мере, одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления рабочего тела, которая соединена затем со входом рабочего тела в котел или парогенератор, при этом турбина снабжена также промежуточными теплофикационными отборами пара, выполненными с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией, обогреваемая сторона, по меньшей мере, одного регенеративного подогревателя высокого давления на входе и выходе из нее рабочего тела присоединена через запорные устройства к циркуляционному теплообменному контуру потребителя тепловой энергии, трубопроводы, соединяющие входы и выходы рабочего тела из обогреваемой стороны указанного подогревателя или подогревателей с их соседними по основному тракту циркуляции рабочего тела единицами оборудования установки снабжены запорными устройствами, а указанные единицы оборудования установки дополнительно соединены между собой обходящим расположенные между ними регенеративный подогреватель или подогреватели, а также запорные устройства соответствующим байпасным трубопроводом, который снабжен запорным устройством. При этом, преимущественно, каждый трубопровод, обеспечивающий регенеративный отбор пара из турбины в греющую сторону подогревателя высокого давления, выполненного с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией, может быть снабжен запорно-регулирующим устройством, а греющая сторона, по меньшей мере, одного указанного регенеративного подогревателя высокого давления может быть дополнительно соединена через запорно-регулирующее устройство с отбором из турбины пара более высокого давления.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежами, где изображены:
на фиг. 1 - принципиальная тепловая схема паросиловой энергетической установки по варианту 1 исполнения;
на фиг.2 - T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 1 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с номинальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии при номинальной (а также пониженной) производительности электроэнергии;
на фиг.3 - T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 1 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии при номинальной (а также пониженной) производительности электроэнергии;
на фиг.4 - принципиальная тепловая схема паросиловой энергетической установки по варианту 2 исполнения;
на фиг.5 - T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 2 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с максимальной (при заданной паропроизводительности или величине расхода рабочего тела через турбину) выдачей тепловой энергии потребителю с помощью всех трех регенеративных подогревателей высокого давления;
на фиг.6 - принципиальная тепловая схема паросиловой энергетической установки по варианту 3 исполнения;
на фиг.7 - T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 3 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с максимальной (при заданной паропроизводительности) выдачей потребителю тепловой энергии потребителю с помощью, например, только одного регенеративного подогревателя высокого давления.

Примеры реализации предлагаемого способа и устройства даны при использовании в паросиловой энергетической установке в качестве ее рабочего тела самого распространенного вещества - воды, хотя вышеуказанные способ и устройство справедливы и при использовании в качестве рабочего тела энергоустановки других известных веществ, например, двуокиси углерода и т.д. (см., например, книгу "Энергетическое оборудование блоков АЭС", Н.М.Кузнецов и др. , Л. , Машиностроение, 1979 г., стр. 71-74); журнал "Теплофизика высоких температур", изд. "Наука", 1968 г., том 6, выпуск 4, стр. 621-633 и книгу "Неводяные пары в энергомашиностроении", А.А.Канаев и И.З.Копп, Л., Машиностроение, 1973 г., стр. 29-33, 74, 90).

Предлагаемый способ эксплуатации паросиловой энергетической установки, производящей электрическую и тепловую энергию, осуществляется в следующей последовательности.

В период эксплуатации установки в режиме с увеличенной, для каждой величины паропроизводительности, выдачей потребителю тепловой энергии, рабочее тело установки направляют в обход обогреваемой стороны, по меньшей мере, одного регенеративного подогревателя высокого давления, обогреваемую сторону указанного подогревателя или подогревателей переключают в состав циркуляционного теплообменного контура потребителя тепловой энергии и при этом соответственно изменившемуся диапазону энтальпий нагреваемого в котле или парогенераторе рабочего тела или увеличивают мощность котла или парогенератора при заданной, в том числе и номинальной, его паропроизводительности, или одновременно увеличивают мощность котла или парогенератора и изменяют его паропроизводительность. Кроме того, для регулирования мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления, расход пара, отбираемого из турбины в греющие стороны указанных подогревателей, может быть изменен, а при этом греющая сторона, по меньшей мере, одного из указанных регенеративных подогревателей может быть переключена к регулируемому отбору пара более высокого давления.

Вариант 1 исполнения предлагаемой паросиловой энергетической установки состоит из следующих основных единиц оборудования, объединенных соответствующими трубопроводами и/или полостями корпусных конструкций.

Выход рабочего тела установки - пара заданных параметров из котла (в том числе, например, котла-утилизатора парогазовой энергоустановки) или парогенератора 1 соединен с проточной частью рабочего цилиндра высокого давления 2 паровой турбины 3, выход из которой соединен с промежуточным пароперегревателем 4 котла 1, который так же, как и котел 1, работает за счет тепла органического или, например, ядерного топлива (на черт. не показано). Выход пара из пароперегревателя 4 соединен трубопроводом со входом пара в проточную часть рабочего цилиндра среднего давления 5 турбины, выход основного расхода пара из которой соединен с его входом в рабочий цилиндр низкого давления 6 турбины 3. Все рабочие цилиндры 2, 5 и 6 турбины 3 установлены на одном валу, с помощью которого, например, через редуктор (который на черт. не показан) турбина может вращать электрогенератор 7, предназначенный для производства электрической энергии потребителям. Выход из турбины 3 отработавшего пара соединен с охлаждаемой стороной (полостью) конденсатора 8, снабженного трубной теплообменной системой 9, по которой циркулирует внешний охлаждающий теплоноситель, преимущественно вода, например, из градирни ТЭЦ, которая на черт. не показана. Выход конденсата рабочего тела из конденсатора 8 через конденсатный насос 10 соединен со входом в обогреваемую сторону регенеративного поверхностного подогревателя низкого давления 11, которая далее соединена с подобными обогреваемыми сторонами регенеративных подогревателей низкого давления 12 и 13. Выход конденсата рабочего тела (питательной воды) из подогревателя 13 соединен со деаэратором 14 смешивающего типа, который служит для термического удаления из питательной воды растворенных в ней газов, преимущественно кислорода и углекислоты. При этом следует отметить, что проработки и лабораторные исследования дают основания полагать, что для перспективных энергоблоков АЭС и ТЭС определенными возможностями обладают системы регенеративного подогрева питательной воды, в которых деаэратор заменяется поверхностным регенеративным подогревателем или в качестве одного из возможных вариантов бездеаэраторной схемы регенеративного подогрева может рассматриваться схема со смешивающим регенеративным подогревателем низкого давления (см. , например, статью "Бездеаэраторная схема регенерации паровых турбин большой мощности", Г.И.Ефимочкин и др. в журнале "Теплоэнергетика", 1977 г., N5, стр. 27-30 и книгу "Энергетическое оборудование блоков атомных электростанций", Н.М.Кузнецов и др., Л., Машиностроение, 1979 г., стр. 220).

Выход питательной воды из бака деаэратора 14 соединен с питательным насосом 15, который служит для еще большего сжатия воды до заданного давления и дальнейшей ее подачи по основному контуру установки. Можно отметить, что помимо электрического привода, для более экономичного изменения расхода питательной воды насосы 15 и 10 могут быть снабжены также турбоприводами, основанными, например, на турбинах Р-11-1,5/0,3, К-17-1,5 П и К-12-1, ОПА (см. , например, книгу "Паровые турбины", А.В.Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г. , кн. 2, стр. 386-398), работающими за счет регулируемого расхода пара, отбираемого из турбины 3 (на черт. не показано).

Выход воды из питательного насоса 15 через регулирующее устройство 16 и затем через запорное устройство 17 соединен с обогреваемой стороной поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления 18, который далее также соединен с аналогичным регенеративным подогревателем 19, который, в свою очередь, так же соединен с регенеративным подогревателем 20, выход питательной воды из обогреваемой стороны последнего регенеративного подогревателя 20 через запорное устройство (например, вентиль или задвижку) 21 соединен со входом воды в исходный котел или парогенератор 1, и таким образом основной круговой цикл циркуляции рабочего тела установки замкнулся. Вход питательной воды в обогреваемую сторону первого регенеративного подогревателя высокого давления 18 и выход воды из обогреваемой стороны последнего, в данном случае, третьего подогревателя высокого давления 20 присоединены соответственно через запорные устройства 22 и 23 к циркуляционному теплообменному контуру 24 потребителя тепловой энергии, который включает, в частности, циркулятор, выполненный в виде водяного насоса 25 (другие элементы данного контура 24 не показаны). Соседние по отношению к подключаемым в данном случае к отбору теплоты потребителю подогревателям 18-20 единицы оборудования основного тракта питательной воды установки - регулирующее устройство 16 и котел или парогенератор 1 дополнительно соединены между собой обходящим расположенные между ними указанные подогреватели и запорные устройства 17, 21 байпасным трубопроводом 26, который также снабжен запорным устройством 27. Следует отметить, что, в отличие от вышеизложенного, по заявляемому изобретению возможно, при необходимости, использование для увеличенной выдачи потребителю тепловой энергии не с помощью всех регенеративных подогревателей высокого давления, как предоставлено на фиг. 1, а в меньшей степени - с помощью, например, одного или двух из них (см. ниже на фиг.6 вариант 3 исполнения предлагаемой установки и фиг.7).

Выходы регенеративных отборов пара из промежуточных ступеней рабочих цилиндров 2 и 5 турбины 3 соединены соответственно со входами пара в греющие стороны (межтрубные пространства) регенеративных подогревателей высокого давления 20, 19 и 18 с помощью трубопроводов 28, 29 и 30, каждый из которых соответственно снабжен запорно-регулирующим устройством 31, 32 и 33. Для последовательных перетечек образующихся конденсатов отобранного греющего пара в деаэратор 14 межтрубные пространства подогревателей 18-20 соединены между собой, при этом межтрубное пространство подогревателя 18 соединено в итоге с полостью деаэратора 14, в которой давление всегда меньше. Для обеспечения подогрева и вскипания питательной воды в деаэраторе 14 его верхняя полость соединена трубопроводом 34 с выходом греющего пара, отбираемого из промежуточной ступени рабочего цилиндра 5 турбины 3. Кроме того, указанный трубопровод 34 с помощью трубопровода 35, снабженного запорно-регулирующим устройством 36, соединен со входом пара в греющую сторону (межтрубное пространство) подогревателя сетевой воды 37 потребителя тепловой энергии. Далее выход отбора пара меньшего давления из промежуточной ступени рабочего цилиндра 5 турбины 3 и вход пара в греющую сторону (межтрубное пространство) регенеративного подогревателя низкого давления 13 соединены между собой трубопроводом 38. При этом трубопровод 38 дополнительно соединен трубопроводом 39, снабженным запорно-регулирующим устройством 40, со входом пара в греющую сторону подогревателя сетевой воды 41. Аналогично выход греющего пара еще меньшего давления из промежуточной ступени рабочего цилиндра 5 турбины 3 и вход пара в греющую сторону регенеративного подогревателя 12 соединен трубопроводом 42, который, кроме того, соединен трубопроводом 43, снабженным запорно-регулирующим устройством 44, со входом пара в греющую сторону подогревателя сетевой воды 45. Последний выход греющего пара, отбираемого из рабочего цилиндра низкого давления 6 турбины 3 и вход пара в греющую сторону регенеративного подогревателя низкого давления 11 соединены трубопроводом 46. Для последовательных перетечек образующихся конденсатов греющего пара в конденсатор 8 межтрубные пространства подогревателей 11-13 соединены между собой и, наконец, выход общего конденсата греющего пара из подогревателя 11 соединен трубопроводом 47 с полостью конденсатора 8, в которой давление среды наименьшее. Обогреваемые стороны (например трубные системы) поверхностных подогревателей сетевой воды 37, 41 и 45 соединены между собой и, кроме того, являются составной частью (источником тепла) циркуляционного теплообменного контура 48 потребителя, по которому сетевой теплоноситель, например вода, циркулирует за счет насоса 49. Для последовательных перетечек конденсата греющего пара из подогревателя 37 через подогреватель 41 в подогреватель 45 межтрубные пространства подогревателей 37, 41 и 45 соединены между собой, при этом выход общего конденсата греющего пара из подогревателя сетевой воды 45 соединен с полостью самого низкого давления в контуре - конденсатором 8 трубопроводом 50. При необходимости вышеуказанные циркуляционные теплообменные контуры 24 и 48 потребителя тепловой энергии могут соединяться (на черт. не показано).

Характерные точки изменения физического состояния рабочего тела вышеописанной паросиловой энергетической установки (входы и выходы рабочего тела из основных элементов оборудования установки) отмечены на фиг. 1 буквами "б, в, г,...п,". Этими же буквами отмечены соответствующие характерные точки термодинамических T-gS диаграмм (см. фиг. 2,3) идеальных циклов работы вышепредставленного варианта 1 исполнения предлагаемой энергоустановки в двух основных режимах ее эксплуатации.

На фиг. 2 изображена T-gS диаграмма идеального цикла (с промежуточным перегревом пара и докритическим его начальным давлением) работы варианта 1 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с номинальной или уменьшенной выдачей потребителю тепловой энергии при номинальной (а также пониженной) производительности установкой электроэнергии. В связи с использованием в цикле регенеративного подогрева питательной воды паром, отбираемым из турбины, особенностью этой диаграммы является отложение по оси абсцисс приведенной энтропии (см., например, книгу "Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок", А.И. Андрющенко, М., Высшая школа, 1977 г., стр. 69-71). Каждый отбор пара из турбины 3 изображен на диаграмме соответствующим горизонтальным участком ломаной линии б-з (участки б, в, г, д, е, ж). Вертикальные ее участки - процессы оставшегося в турбине расхода пара. Процесс расширения пара в турбине идет по линии п-б-з. Кроме этого, на диаграмме фиг. 2 указаны следующие обозначения:
q₁ - удельное тепло, подводимое к рабочему телу цикла в котле или парогенераторе 1;
Q_р1 - тепло регенерации передаваемое питательной воде регенеративными подогревателями 11-13, 18-20 и деаэратором 14 внутри цикла (направление теплопередачи показано стрелкой);
Q_к - тепло, отдаваемое рабочим телом во внешнюю среду в конденсаторе 8;
Q_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через подогреватели сетевой воды 37, 41 и 45.

На фиг. 3 изображена термодинамическая T-gs диаграмма идеального цикла работы варианта 1 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии при номинальной (а также пониженной) производительности электроэнергии. При этом, в отличие от диаграммы на фиг. 2, в данной диаграмме указаны следующие обозначения:
Q₁ - подведенное в цикле (котле или парогенераторе 1) (удельное) тепло;
Q_р2 - тепло регенерации, передаваемое питательной воде регенеративными подогревателями низкого давления 11-13 и деаэратором 14 внутри цикла (направление теплопередачи показано стрелкой);
Q_т2 - дополнительное тепло, выдаваемое с более высоким температурным потенциалом потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления 18-20;
k - точка диаграммы, характеризующая физическое состояние рабочего тела энергоустановки в данном режиме работы перед его входом в котел или парогенератор 1.

Изображенный на фиг. 4 вариант 2 исполнения паросиловой энергетической установки, реализуемой по заявляемому изобретению, в отличие от изображенного на фиг. 1 варианта 1 исполнения, устроен следующим образом:
трубопровод 28 (после "выхода" отбираемого пара из запорно-регулирующего устройства 31) соединен трубопроводом 51 с отбором "а" из цилиндра 2 турбины 3 пара более высокого давления, чем в отборе "б"; при этом трубопровод 51 снабжен запорно-регулирующим устройством 52;
трубопровод 29 (после "выхода" отбираемого пара из запорно-регулирующего устройства 32) соединен трубопроводом 53 с отбором "б" из цилиндра 2 турбины 3 пара более высокого давления, чем в отборе "в"; при этом трубопровод 53 снабжен запорно-регулирующим устройством 54;
трубопровод 30 (после "выхода" отбираемого пара из запорно-регулирующего устройства 33) соединен трубопроводом 55 с отбором "в" из цилиндра 5 турбины 3 пара более высокого давления, чем в отборе "г"; при этом трубопровод 55 снабжен запорно-регулирующим устройством 56.

Остальные обозначения, представленные на фиг. 4, - те же, что и на фиг. 1.

На фиг. 5 изображена термодинамическая T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 2 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с максимальной (при заданной величине расхода рабочего тела через турбину 3) выдачей тепловой энергии потребителю с помощью всех трех регенеративных подогревателей высокого давления 18-20. При этом, в отличие от фиг. 3, на данной диаграмме указаны следующие обозначения:
Q'₁ - подавленное в цикле (котле или парогенераторе 1) удельное (кдж/кг) тепло;
Q'_р2 - тепло регенерации, передаваемое питательной воде регенеративными подогревателями низкого давления 11-13 и деаэратором 14 внутри цикла (направление теплопередачи показано стрелкой);
Q'_к - тепло, отдаваемое рабочим телом во внешнюю среду в конденсаторе 8;
Q'_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через подогреватели сетевой воды 37, 41 и 45;
Q'_т2 - дополнительное тепло, выдаваемое с более высоким температурным потенциалом потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления 18-20;
a - точка диаграммы, характеризующая физическое состояние рабочего тела в турбине 3 энергоустановки при регенеративном отборе пара самого высокого в цикле давления.

Изображенный на фиг. 6 вариант 3 исполнения паросиловой энергетической установки, реализуемой по заявленному изобретению, устроен, в отличие от изображенного на фиг. 4 варианта 2 исполнения, следующим образом. Вход рабочего тела в обогреваемую сторону регенеративного подогревателя высокого давления 20 присоединен через запорное устройство 57 к циркуляционному контуру 24 потребителя тепловой энергии, а трубопровод, соединяющий вход рабочего тела в обогреваемую сторону регенеративного подогревателя 20 с соседней (предыдущей) по основному тракту циркуляции рабочего тела единицей оборудования установки - регенеративным подогревателем 19, снабжен запорным устройством 58. При этом вход и выход рабочего тела из соседних по отношению к регенеративному подогревателю 20 единиц оборудования установки - соответственно котла или парогенератор 1 и регенеративного подогревателя высокого давления 19 - соединены между собой обходящим расположенный между ними регенеративный подогреватель 20 и запорные устройства 58 и 21 соответствующим байпасным трубопроводом 59, который снабжен запорным устройством 60.

На фиг. 7 изображена термодинамическая T-gS диаграмма идеального цикла работы варианта 3 исполнения энергоустановки в период ее эксплуатации с максимальной (при заданной величине расхода рабочего тела через турбину 3) выдачей тепловой энергии потребителю с помощью, например, только одного регенеративного подогревателя высокого давления 20. При этом, в отличие от фиг. 5, на данной диаграмме указаны следующие обозначения: Q''₁ - подведенное в цикле (котле или парогенераторе 1)) тепло;
Q_р3 - тепло регенерации, передаваемое питательной воде регенеративными подогревателями 11-13, 18, 19 и деаэратором 14 внутри цикла (направление теплопередачи показано стрелкой);
Q''_к - тепло, отдаваемое рабочим телом во внешнюю среду в конденсаторе 8;
Q''_т1 - тепло, выдаваемое потребителю через подогреватели сетевой воды 37, 41 и 45;
Q''_т2 - дополнительное тепло, выдаваемое с более высоким температурным потенциалом потребителю через регенеративный подогреватель высокого давления 20;
p - точка диаграммы, характеризующая в данном режиме эксплуатации физическое состояние рабочего тела энергоустановки при выходе из регенеративного подогревателя 19, то есть перед его входом в котел или парогенератор 1.

Три вышеприведенных варианта реализации паросиловой энергетической установки (ЭУ), действующей по предлагаемому способу эксплуатации, работают в нижеописанных основных режимах эксплуатации следующим образом.

Вариант 1
Режим эксплуатации варианта 1 ЭУ с номинальной или уменьшенной выдачей тепловой энергии потребителю
В период этого режима эксплуатации ЭУ (например, в период пониженных тепловых нагрузок отопительного сезона, в неотопительный сезон и т.п.) положения арматуры на трактах циркуляции рабочего тела установки следующие (см. фиг. 1): регулирующее устройство 16 открыто в той степени, которая обеспечивает заданный расход питательной воды; запорные устройства 17, 21 - открыты, запорные устройства 22, 23 и 27 - закрыты, запорно-регулирующие устройства 31, 32 и 33 - открыты полностью, а запорно-регулирующие устройства 36, 40 и 44 - открыты полностью или частично, а также могут быть (при отключении тепловой нагрузки) временно закрыты.

Во время работы энергоустановки в данном режиме сжатую, например, жидкую фазу рабочего тела установки, преимущественно воду, направляют в котел или парогенератор 1, где при постоянном повышенном давлении за счет тепла топлива (любого вида) нагревают (см. подведенное тепло Q₁ на фиг. 2) до образования пара необходимых для работы в турбине параметров, например, для выбранного прототипа: ЭУ с турбиной К-800-23,5-5 - до температуры 540^oC при давлении ≥240 ата. Полученный пар направляют затем в проточную часть рабочего цилиндра 2 турбины 3, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего турбина приводит в действие электрогенератор 7. Отработавший в цилиндре высокого давления 2 пар (например, с давлением ~37 ата) направляют в промежуточный пароперегреватель 4, после нагрева в котором (например, до температуры 540^oC) пар подают для совершения работы в следующие рабочие цилиндры среднего и низкого давлений 5 и 6 турбины 3. Вышедший из турбины 3 основной расход пара направляют далее в конденсатор 8, в котором при пониженном давлении (~0,04 ата) за счет охлаждения внешним теплоносителем (см., например, отданное тепло Q_к на фиг. 2), циркулирующим в трубной системе 9, превращается в жидкую фазу рабочего тела, например, питательную воду. Вышедшую из конденсатора 8 питательную воду подают конденсатным насосом 10 в качестве обогреваемой среды в, по меньшей мере, один регенеративный подогреватель низкого давления, в данном случае их три - 11, 12 и 13. В указанных регенеративных подогревателях питательная вода подогревается, например, до 120-140^oC) за счет тепла конденсации пара, отбираемого из промежуточных ступеней турбины 3 соответственно по трубопроводам 46, 42 и 38. За счет перепада давлений образующиеся в подогревателях конденсаты греющего пара последовательно перетекают из межтрубного пространства подогревателя 13 в подогреватель 12, затем - в подогреватель 11 и в итоге по трубопроводу 47 поступают в полость самого низкого давления контура - конденсатор 8. Из обогреваемой стороны последнего регенеративного подогревателя низкого давления 13 питательная вода поступает для удаления из нее растворенных газов в колонку деаэратора 14, где подогревается (до температуры 140-168^oC) и вскипает (при давлении ~ 3-7 ата) за счет тепла конденсации греющего пара, поступающего в деаэратор 14 по трубопроводу 34 из промежуточной ступени рабочего цилиндра среднего давления 5 турбины 3 (отбор пара "д"). Далее из бака деаэратора 14 питательная вода забирается, например, питательным насосом 15, сжимается до заданного давления и затем через открытое регулирующее устройство (регулятор расхода воды или паропроизводительности) 16 и запорное устройство 17 направляется в обогреваемую сторону, по меньшей мере, одного, а в данном случае - последовательно, в обогреваемые стороны всех трех регенеративных подогревателей высокого давления 18, 19 и 20. При этом в греющие стороны (например, межтрубные пространства) указанных регенеративных подогревателей 18-20 соответственно по трубопроводам 30, 29 и 28 из промежуточных ступеней рабочих цилиндров 5 и 2 турбины 3 (отборы пара "г", "в" и "б" подается часть расхода пара, работающего в турбине 3. В результате питательная вода нагревается на выходе из последнего регенеративного подогревателя 20 до температуры, которая несколько ниже (на ≤10^oC) температуры насыщения пара при давлении поступающего из отбора "б" пара. Для современных паросиловых энергетических установок, работающих на водяном паре, оптимальная (для получения максимального электрического КПД ЭУ) температура регенеративно подогретой питательной воды составляет 0,65-0,75 от температуры насыщения водяного пара при начальном давлении воды, поступающей в котел или парогенератор, а при сверхкритических параметрах свежего пара, в частности для распространенного давления свежего пара 240 ата (как и в выбранном прототипе предлагаемой ЭУ) температура регенеративно подогретой питательной воды выбирается равной 265 или 274^oC (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн. 1, стр. 53). Для выбранного численного примера полный регенеративный подогрев питательной воды осуществляется до 274^oC - значит из отбора "б" в греющую сторону последнего регенеративного подогревателя 20 поступает пар с давлением ~68-70 ата. В итоге регенеративно подогретая питательная вода далее через открытое запорное устройство 21 (см. точку "л" на диаграмме фиг. 2) подается в котел или парогенератор 1 для последующего нагрева и подачи по рабочему контуру ЭУ.

Кроме вышеописанного процесса выработки электроэнергии, данный вариант исполнения энергетической установки обеспечивает регулируемую выдачу потребителю тепловой энергии с помощью подогревателей сетевой воды 37, 41 и 45. При этом в греющие стороны указанных подогревателей соответственно по трубопроводам 35, 39 и 43 поступает с различными величинами давлений пар, отбираемый из промежуточных ступеней рабочих цилиндров 5 и 6 турбины 3 (отборы пара "д", "е" и "ж"). Образующиеся в результате теплообмена конденсаты греющего пара последовательно перетекают в итоге из всех подогревателей 37, 41 и 45 по трубопроводу 50 в полость самого низкого давления контура - в конденсатор 8, откуда забираются с остальной водой конденсатным насосом 10 для подачи в контур. Сетевая вода контура потребителя 48 прокачивается насосом 49 по схеме противотока с греющим паром последовательно через обогреваемые стороны сетевых подогревателей 45, 41 и 37, в результате чего подогревается до рабочей температуры 130-150^oC.

Регулирование мощности электрогенератора 7 энергетической установки осуществляется, преимущественно, за счет изменения регулирующим устройством 16 расхода рабочего тела, прокачиваемого насосами 10 и 15 по основному контуру. При этом также известно (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн. 2, стр. 160), что изменение расхода свежего пара, проходящего через турбину 3, может обеспечиваться с учетом соответствующих изменений тепловой мощности котла или парогенератора 1 следующими принципиально разными путями:
при неизменных параметрах пара (давление и температура, перед стопорными клапанами турбины и соответствующим открытием (прикрытием) регулирующих клапанов турбины;
изменением давления пара перед стопорными клапанами турбины при неизменном открытии регулирующих клапанов (регулирование осуществляется с помощью котла на ТЭС и ТЭЦ, парогенератора на двухконтурных АЭС и реактора на одноконтурных АЭС);
изменением температуры и давления свежего пара (регулирование зависит от режима работы газотурбинной установки утилизационных парогазовых энергоустановок).

При этом регулирование тепловой мощности, выдаваемой потребителю в сетевой контур 48 через подогреватели 37, 41 и 45, осуществляется путем соответствующего изменения степени открытия запорно-регулирующих устройств 36, 40 и 41, через которые отбираемый из турбины 3 греющий пар (его предельный расход и параметры определяются, в основном, соответствующими параметрами основного потока пара, проходящего через турбины 3) поступает в сетевые подогреватели. В случае необходимости тепловая нагрузка потребителя может быть полностью отключена (Q_т1 = 0 и Q_p1 = max на фиг. 2) путем закрытия всех запорно-регулирующих устройств 36, 40, и 44, и тогда турбина 3 энергоустановки будет работать в чисто конденсационном режиме с обеспечением возможности выдачи генератором 7 максимальной электрической мощности.

Таким образом, для выбранного численного примера данная энергоустановка обеспечит (такие же, как у выбранного прототипа) номинальную мощность электрогенератора 7 - 850 мВт (эл.) и номинальную тепловую нагрузку потребителя - до 163 мВт (тепл.). Характеризующий экономичность энергоустановки коэффициент использования тепла топлива составит величину 0,483.

Режим эксплуатации варианта 1 ЭУ с увеличенной для каждой величины паропроизводительности выдачей тепловой энергии потребителю
Данный режим (см. фиг. 1,3) эксплуатации паросиловой энергетической установки (например, в период отопительного сезона и т.п.) отражает сущность заявляемого технического решения. Отличия работы ЭУ в этом режиме от вышеизложенного следующие.

Запорно-регулирующие устройства 17 и 21 переключаются в положение - закрыто, а запорные устройства 22, 23 и 27 - в положение открыто.

В результате вышедшая из деаэратора 14 и сжатая питательным насосом 15 до заданного давления (например, до 240 ата) вода направляется насосом через открытое регулирующее устройство 16 в обход обогреваемых сторон всех трех (допускается также в обход, например, одного или двух) регенеративных подогревателей высокого давления 18, 19 и 20 по байпасному трубопроводу 26 через открытое запорное устройство 27 в котел или парогенератор 1 для последующего нагрева. При этом из-за отключения в данном режиме работы ЗУ от подогрева питательной воды регенеративных подогревателей высокого давления 18-20 при каждой величине заданной паропроизводительности (D, кг/с) вода, поступающая в котел или парогенератор 1, будет иметь меньшую температуру по сравнению с вышеописанным вариантом работы варианта 1 исполнения ЭУ. Поэтому диапазон температур и, соответственно, энтальпий (Δi, кдж/кг) нагреваемого в котле или парогенераторе 1 рабочего тела в общем случае изменится и, в частности, при сохранении заданных начальных параметров пара увеличится (например, для выбранного численного примера при давлении воды в деаэраторе 7 ата - диапазон температур нагреваемого рабочего тела увеличится на ≥ 110^oC). В связи с этим, а также с существующими различными конструкциями и моделями эксплуатации комбинированных ЭУ соответственно изменившемуся в данном режиме диапазону температур и энтальпий нагреваемого в котле или парогенераторе рабочего тела возможны различные экономичные варианты обеспечения теплового баланса между тепловой мощностью котла или парогенератора 1 (N_k, МВт) и нагреваемым им рабочим телом с заданными параметрами. В общем виде указанный тепловой баланс определяется следующим соотношением: N_k = D • Δ i, где N_k - тепловая мощность котла или парогенератора, D - паропроизводительность котла или парогенератора, а Δi - разность энтальпий рабочего тела на входе и выходе его из котла или парогенератора.

Вышеуказанное соотношение определяет, в отличие от вышерассмотренного режима эксплуатации предлагаемой установки, следующие основные варианты обеспечения теплового баланса при реализации заявляемого способа эксплуатации комбинированной паросиловой энергетической установки в данный рассматриваемый период ее эксплуатации с увеличенной, для каждой величины паропроизводительности, выдачей потребителю тепловой энергии:
А) для сохранения максимальной величины электроэнергии, производимой при заданной (в том числе и номинальной) паропроизводительности (D) пара номинальных параметров в котле или парогенераторе, тепловую мощность котла или парогенератора (N_k) увеличивают пропорционально увеличению разности энтальпий нагреваемого рабочего тела (Δi);
при этом, в период эксплуатации ЭУ с увеличенной тепловой нагрузкой и одновременном снижении ее электрической нагрузки тепловую мощность котла или парогенератора (N_k) снижают одновременно с соответствующим понижением его паропроизводительности (D);
Б) при ограниченных, по какой-либо причине, возможностях увеличения тепловой мощности котла или парогенератора ЭУ, необходимого для обеспечения (как в варианте А) номинальных параметров пара в соответствии с увеличившейся разностью энтальпий нагреваемого рабочего тела (Δi), с целью обеспечения возможности максимального повышения электрической и тепловой нагрузок установки, одновременно увеличивают тепловую мощность котла или парогенератора (N_k) и понижают его паропроизводительность (D);
В) при эксплуатации предлагаемой ЭУ в составе, например, двухконтурной, водо-водяной атомной теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), с целью обеспечения возможности максимального повышения электрической и тепловой нагрузок установки, одновременно увеличивают тепловую мощность котла или парогенератора (N_k) и повышают паропроизводительность пара (D) пониженных параметров (то есть при меньшей Δi).
При этом для варианта А обеспечения теплового баланса между мощностью котла или парогенератора и нагреваемым рабочим телом предлагаемой энергоустановки тепловую мощность котла или парогенератора 1 увеличивают соответственно расширившемуся диапазону энтальпий нагреваемой в котле воды (в численном примере - на ~17%) и в результате, в турбину 3 поступает такой же, как и в предыдущем режиме эксплуатации варианта 1 ЭУ, расход пара с теми же начальными параметрами. Расходы и параметры отбираемого из турбины 3 во все вышеуказанные регенеративные подогреватели низкого давления 11-13 и высокого давления 18-20, а также в сетевые подогреватели 37, 41 и 45 остались прежними. Следовательно, и мощность электрогенератора 7, приводимого в действие турбиной 3, будет пропорциональна паропроизводительности и, в частности, будет номинальной при номинальной паропроизводительности установки.

Кроме того, в предлагаемой ЭУ для увеличения суммарной мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю, к передаче тепла потребителю, кроме сетевых подогревателей 37, 41 и 45, подключены обогреваемые стороны регенеративных подогревателей высокого давления 18-20, греющие стороны которых продолжают получать из отборов "б", "в" и "г" турбины 3 греющий пар, который ранее использовался для регенеративного подогрева питательной воды. При этом насосом 25 циркуляционного теплообменного контура 24 потребителя тепловой энергии через обогреваемые стороны отключенных в это время от питательной воды регенеративных подогревателей 18, 19 и 20 прокачивают сетевой теплоноситель, преимущественно воду, которая может быть нагрета за счет тепла, отобранного из турбины 3 пара до температуры (230-270^oC) в 1,5-2,3 раза большей (см. фиг. 2,3), чем максимальная температура сетевого теплоносителя в ранее описанном контуре 48 потребителя тепловой энергии. Для регулирования мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления 18-20, соответственно изменяют степени открытия запорно-регулирующих устройств 33, 32 и 31, установленных на трубопроводах 30, 29 и 28, по которым в указанные подогреватели поступает отбираемый греющий пар.

Таким образом, при вышеуказанном варианте А обеспечения теплового баланса между мощностью котла или парогенератора 1 и его паропроизводительностью для выбранного на базе известной ЭУ К-800-23,5-5 численного примера предлагаемая паросиловая энергоустановка при сохранении возможности обеспечения номинальной мощности электрогенератора 7 - 850 МВт (эл.) обеспечивает в необходимые периоды эксплуатации увеличение суммарной мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю, со 163 МВт (т) до 370 МАт (т), то есть - в 3,27 раза по сравнению с известным прототипом. При этом также возможно увеличение температурного потенциала выдаваемого тепла в 1,5-2,0 раза, что существенно расширяет технологические возможности потребителя. Коэффициент теплового использования тепла топлива энергоустановки в данном режиме ее эксплуатации возрос с 0,483 до 0,561, то есть на ~16%, что свидетельствует о заметно более высокой степени экономичности предлагаемой энергоустановки по сравнению с известным прототипом.

При необходимости снижения потребителем электрической нагрузки предлагаемой энергоустановки и одновременного обеспечения ее максимальной тепловой нагрузки тепловую мощность котла или парогенератора 1 снижают одновременно с соответствующим понижением его паропроизводительности за счет уменьшения степени открытия регулирующего устройства 16 и соответствующего регулятора давления пара в турбине 3 (который на черт. не показан). И в этом случае величина коэффициента использования тепла топлива установки останется на прежнем, достаточно высоком уровне. Из изложенного следует, что в предлагаемой энергетической установке за счет возможности существенного увеличения при заданной паропроизводительности суммарной мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю, соответственно увеличивается необходимая в практике независимость величины тепловой нагрузки потребителя от требуемой другим потребителем мощности электрогенератора, производящего электроэнергию. Это важно, например, когда в отопительный (или аналогичный по степени теплопотребления) сезон работы ЭУ требуется существенно понизить мощность электроэнергии, выдаваемой конкретному потребителю или в общерегиональную энергосистему. В такой ситуации для рассмотренного численного примера энергоустановка, работающая по предлагаемому способу эксплуатации в режиме с увеличенной тепловой нагрузкой, может существенно снизить мощность своего электрогенератора (и пропорционально этому - паропроизводительность) до (163/163 + 370)• 100 = 30,6% от номинальной, обеспечивая и в этом случае, в отличие от прототипа и других известных паросиловых энергоустановок, номинальную производительность тепловой энергии потребителю, то есть - 163 МВт (тепл.).

Для реализации вышеуказанного варианта Б обеспечения теплового баланса между мощностью котла или парогенератора (N_k) и его паропроизводительностью (D) при изменившемся диапазоне энтальпий (Δi) нагреваемого рабочего тела предлагаемая энергетическая установка работает в указанном режиме эксплуатации аналогично вышеизложенному.

Вариант В обеспечения теплового баланса между мощностью котла или парогенератора (N_k) и его пароизводительностью (D) имеет следующие особенности в случае реализации предлагаемого технического решения в составе, например, двухконтурной, водо-водяной АТЭЦ. В этом случае обеспечение необходимого по заявляемому способу эксплуатации увеличения мощности парогенератора установки на ~10-17% (при переходе в режим работы с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии) осуществляется путем увеличения мощности водо-водяного ядерного реактора при задаваемом заявляемым способом снижении температуры питательной воды на входе в парогенератор, определяющим соответствующее снижение средней температуры 1-го контура в активной зоне реактора. Для сохранения допустимого минимального запаса по мощности активной зоны до кризиса теплообмена с учетом отклонений параметров установки начальные параметры пара (давление и температура), вырабатываемого парогенератором, несколько уменьшают (как и Δi ), а паропроизводительность (D) паросиловой энергетической установки соответственно увеличивают (на ~10%) за счет, например, увеличения производительности насосов 10 и 15 или включения дополнительных насосов, которые на черт. не показаны. При этом зависимости электрической и тепловой мощности, выдаваемых потребителям, и их себестоимости от выбранных параметров второго контура могут иметь оптимальные соотношения. В остальном предлагаемая паросиловая энергетическая установка работает в составе АТЭЦ в указанном режиме эксплуатации аналогично вышеизложенному. Следует отметить, что, кроме стационарных АТЭЦ, представляется целесообразным использовать предлагаемое техническое решение в плавучих паротурбинных АТЭЦ, необходимых для электро- и теплоснабжения (с температурой теплоносителя до ~200-300^oC) бассейнов северных рек, побережья северных и дальневосточных морей, а также, например, для опреснения морской воды.

Для обратного перехода рассмотренного варианта 1 предлагаемой паросиловой энергетической установки в предыдущий режим эксплуатации с номинальной или уменьшенной выдачей тепловой энергии потребителю запорные устройства 17, 21, 22, 23 и 27 переключаются в прежние ("противоположные") положения. В результате регенеративные подогреватели высокого давления 18-20 переходят в режим регенеративного догрева питательной воды и тепловая мощность котла или парогенератора 1 соответственно понижается на ~10-17%. При этом электрический КПД энергоустановки несколько повысится, а коэффициент использования тепла топлива понизится до исходной достаточно высокой величины. В случае необходимости, при указанном переходе ЭУ с режима на режим обогреваемые стороны (трубные системы) ранее используемых для выдачи тепла регенеративных подогревателей 18-20 перед подачей в них питательной воды могут периодически промываться (на черт. не показано).

Вариант 2
Режимы эксплуатации варианта 2 ЭУ с уменьшенной, номинальной и увеличенной выдачей тепловой энергии потребителю.

Для указанных режимов эксплуатации вариант 2 исполнения предлагаемой паросиловой энергетической установки (см. фиг. 4) может обеспечить такие же производственные и экономические показатели что и вышерассмотренный вариант 1 исполнения ЭУ в аналогичных режимах работы (см. фиг. 1, 2, 3). Для обеспечения этого в варианте 2 ЭУ положения арматуры должны быть (в дополнение к положениям арматуры в аналогичных режимах варианта 1 ЭУ) следующие: запорно-регулирующие устройства 52, 54 и 56 закрыты. В связи с изложенным в периоды эксплуатации варианта 2 предлагаемой ЭУ в вышеуказанных режимах работы вариант 2 исполнения ЭУ (см. фиг. 4) эксплуатируется также, как и вышеприведенный вариант 1 исполнения ЭУ.

Режим эксплуатации варианта 2 ЭУ с максимальной для каждой величины паропроизводительности выдачей тепловой энергии потребителю
Данный режим эксплуатации паросиловой энергетической установки (необходимый, например, особенно, в отопительный сезон и т.п.) также отражает сущность заявляемого технического решения. В отличие от вышерассмотренного варианта 1 исполнения ЭУ в данном варианте ЭУ запорно-регулирующие устройства 31, 32 и 33 переключаются в положение "закрыто", а 55, 54 и 56 - в положение "открыто".

При этом отличия работы рассматриваемого варианта 2 исполнения ЭУ в этом режиме от вышеизложенного будут следующие (см. фиг. 4, 5). Греющие стороны всех регенеративных подогревателей высокого давления 18 - 20, обогреваемые стороны которых переключены в это время в состав циркуляционного теплообменного контура 24 потребителя тепловой энергии, переключаются к отбору из промежуточных ступеней турбины 3 пара более высоких давлений, чем в предыдущем режиме эксплуатации ЭУ с "... увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии". При этом в греющую сторону подогревателя 18 по трубопроводу 55 через открытое запорно-регулирующее устройство 56 поступает пар из отбора "в" (вместо прежнего отбора "г"), в греющую сторону подогревателя 19 по трубопроводу 53 через открытое запорно-регулирующее устройство 54 поступает пар из отбора "б" (вместо прежнего отбора "в"), а в греющую сторону подогревателя 20 по трубопроводу 51 через открытое запорно-регулирующее устройство 52 поступает пар из отбора "а" (вместо прежнего отбора "б").

В результате в варианте 2 ЭУ при любой величине парапроизводительности и соответствующем расходе пара через турбину 3, в отличие от варианта 1 ЭУ в режиме с увеличенным теплопотреблением, за счет более высоких величин давлений (и соответственно температур) грающего пара мощность (и располагаемый температурный потенциал) дополнительной тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления соответственно увеличатся (см. фиг. 5 и 3). Полученное преимущество в обеспечении потребителя тепловой энергией в практике выгодно, несмотря на некоторое уменьшение при этом величины электрического КПД ЭУ, обусловленное тем, что из промежуточных ступеней турбины 3 в данном режиме отбирается в среднем пар более, чем в варианте 1 ЭУ, высоких параметров. При этом необходимо отметить, что коэффициент использования тепла топлива и в данном режиме работы варианта 2 ЭУ (с учетом параллельной выдачи тепла потребителю через сетевые подогреватели 37, 41 и 45), по меньшей мере, сохранит свою достаточно высокую величину.

Указанная возможность повышения суммарной тепловой мощности (а также температурного потенциала) тепловой энергии, выдаваемой потребителю, особенно выгодна в тот период эксплуатации ЭУ, когда повышенная тепловая нагрузка одного потребителя требуется во время заметного снижения электрической нагрузки другого потребителя (потребителей). В этом случае видно, что независимость величины суммарной тепловой нагрузки от электрической в данном варианте 2 исполнения ЭУ выше, чем в вышеприведенном варианте 1 исполнения ЭУ.

Для представленного выше численного примера в варианте 2 ЭУ, работающей по изложенному режиму эксплуатации, максимальная мощность тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления 18 - 20, увеличится (по сравнению с ранее рассмотренным для варианта 1 ЭУ режимом работы с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии) с 370 МВт до 460 МВт (тепл.), то есть на ~25%. При этом по сравнению с исходной суммарной номинальной мощностью тепловой энергии, выдаваемой энергоустановкой потребителю, максимальная суммарная мощность выдаваемого тепла еще более возрастает со 163 МВт до 163+460=623 МВт (т), то есть - в 3,82 раза.

При этом численно величина дополнительной мощности тепловой энергии (МВт тепл. ), выдаваемой потребителю составит (460/850) • 100 = 54,1% от номинальной электрической мощности генератора ЭУ; электрическая нагрузка генератора вследствие снижения КПД ЭУ из-за переключения используемых для теплоснабжения регенеративных подогревателей высокого давления на отборы из турбины пара более высокого давления понизится до ~95% N_ном., а тепловая мощность котла или парогенератора ЭУ возрастает на ~22% от его исходной мощности в предыдущем режиме эксплуатации.

В упомянутом примере принято, что в итоге, в последний по потоку питательной воды регенеративный подогреватель высокого давления 20 поступает греющий пар не с давлением ~68-70 ата, а с давлением ~85-90 ата, что вполне реально. Указанное повышение максимального давления греющего пара, поступающего в последний из трех регенеративный подогреватель 20, до величины 90 ата показывает, что максимальная температура сетевого теплоносителя контура 24 потребителя тепла может достигнуть в выбранном численном примере величины 295^oC, что позволит в итоге использовать для технологических нужд потребителя тепла не только горячую воду с температурой до 150-200^oC, но и более термодинамически эффективный и потому более широко используемый водяной пар с давлением до ~20-40 ата.

Из приведенной на фиг. 5 термодинамической T-gS диаграммы идеального цикла работы варианта 2 ЭУ в указанный период эксплуатации энергоустановки с максимальной выдачей потребителю тепловой энергии видно, что температурный потенциал тепловой энергии, передаваемой потребителю с помощью отборов пара "а", "б" и "в" и величина передаваемой при этом теплоты Q'т2 больше аналогичных показателей вариантов 1 и 2 ЭУ (см. фиг. 3), эксплуатируемых по предлагаемому способу без переключения греющих отборов пара из турбины 3 в подогреватели 18-20 на более высокие величины его давлений.

Кроме того, следует отметить, что для варианта 2 исполнения ЭУ возможен промежуточный, приближающийся к максимальной выдаче тепла потребителю вариант его эксплуатации, по которому к отбору греющего пара более высокого давления переключают не все три регенеративных подогревателя 18-20 (как указано выше), а например, только два - 19 и 20 или один - регенеративный подогреватель 20 (на диаграмме фиг. 5 не показано).

Вариант 3
Режимы эксплуатации варианта 3 ЭУ с уменьшенной, номинальной и увеличенной выдачей тепловой энергии потребителю
Для указанных режимов эксплуатации вариант 3 исполнения предлагаемой паросиловой энергетической установки (см. фиг. 6) может обеспечить такие же производственные и экономические показатели, что и вышерассмотренные варианты 1 и 2 исполнений ЭУ в аналогичных режимах работы (см. фиг. 1, 2, 3, 4, 5). Для обеспечения этого в варианте 3 ЭУ положения арматуры должны быть (в дополнение к положениям арматуры в аналогичных режимах вариантов 1 и 2 ЭУ) следующие: запорно-регулирующие устройства 54, 54 и 56 закрыты; запорные устройства 57 и 60 закрыты, а запорное устройство 58 открыто. В связи с изложенным в периоды эксплуатации варианта 3 предлагаемой ЭУ в вышеуказанных режимах работы вариант 3 исполнения ЭУ (см. фиг. 6) эксплуатируется так же, как и вышепредставленные варианты 1 и 2 исполнений ЭУ.

Кроме изложенного, данный вариант 3 исполнения ЭУ может при необходимости обеспечить реализацию двух дополнительных промежуточных режимов эксплуатации с увеличенной (при заданной паропроизводительности) выдачей потребителю тепловой энергии, когда вместо обогреваемых сторон всех трех регенеративных подогревателей высокого давления 18 - 20 в состав циркуляционного теплообменного контура 24 потребителя тепла может быть переключена обогреваемая сторона только одного, например, последнего по потоку питательной воды регенеративного подогревателя высокого давления 20. При этом, в отличие от вариантов 1 и 2 исполнений ЭУ, направляемая питательным насосом 15 питательная вода, пройдя через регулирующее расход устройство 16, последовательно проходит через обогреваемые стороны двух регенеративных подогревателей высокого давления 18 и 19 и затем через открытое запорное устройство 60 по байпасному трубопроводу 59, обходящему расположенные между подогревателем 19 и котлом или парогенератором 1 вышеуказанный подогреватель 20 и закрытые запорные устройства 21 и 58, поступает для последующего подогрева в котел или парогенератор 1. В зависимости от величины требуемой дополнительной мощности тепла, выдаваемого потребителю, отбираемый из промежуточных ступеней турбины 3 греющий пар может поступать в греющую сторону подключенного к выдаче потребителю теплоты подогревателя 20 из разных отборов пара: то есть или из "штатного" отбора "б" по трубопроводу 28 через открытое запорно-регулирующее устройство 31 или из отбора более высокого давления "а" по трубопроводу 51 через открытое запорно-регулирующее устройство 52.

В качестве более характерного примера на термодинамической T-gS диаграмме идеального цикла работы варианта 3 предлагаемой ЭУ изображен именно последний вариант из указанных двух дополнительных режимов работы ЭУ (см. фиг. 7), то есть вариант ее работы в режиме максимальной выдачи потребителю дополнительной тепловой энергии с помощью только одного регенеративного подогревателя высокого давления (20) при переключении его греющей стороны к отбору пара более высокого давления. Сравнение данной T-gS диаграммы (фиг. 7) с аналогичными диаграммами предыдущих вариантов 1 и 2 ЭУ, которые изображены на фиг. 3 и 5, показывает: в данном случае электрический КПД энергоустановки несколько выше, так как Q''₁ <Q₁, Q''₁ < Q'₁, Q_p3 > Q_p2 и Q_p3 > Q'_p2, а количество дополнительной тепловой энергии, выдаваемой потребителю при заданной паропроизводительности, поменьше, чем в циклах, изображенных на фиг. 3 и 5 (Q''_т2 < Q_т2 и Q''_т2 < Q'_т2. Вместе с тем коэффициент использования тепла топлива предлагаемой энерогоустановки и в этом необходимом в практике режиме выше, чем у известных аналогичных комбинированных паросиловых энергетических установках.

Режим эксплуатации варианта 3 ЭУ с максимальной для каждой величины паропроизводительности выдачей тепловой энергии потребителю
Данный режим эксплуатации паросиловой энергетической установки (необходимый, например, особенно в отопительный сезон и т.п.) также отражает сущность заявляемого технического решения (см. фиг. 6). Для указанного режима эксплуатации вариант 3 исполнения предлагаемой паросиловой энергетической установки может обеспечить такие же производственные и экономические показатели, что и вышерассмотренный вариант 2 исполнения ЭУ в аналогичном режиме работы (см. фиг. 4, 5), когда к передаче тепловой энергии потребителю переключаются все регенеративные подогреватели высокого давления.

Для обеспечения этого в варианте 3 ЭУ положения арматуры должны быть (в дополнение к положениям арматуры в аналогичном режиме варианта 2 ЭУ) следующие: запорные устройства 57 и 60 закрыты, а запорное устройство 58 открыто. В связи с изложенным в период эксплуатации варианта 3 предлагаемой ЭУ в вышеуказанном режиме работы вариант 3 исполнения ЭУ (см. фиг. 6) эксплуатируется так же, как и вышеприведенный вариант 2 исполнений ЭУ, и T-gS диаграммы идеальных циклов их работы идентичны (см. фиг. 5).

В итоге следует отметить, что заявляемый "Способ эксплуатации паросиловой энергетической установки и установка для его осуществления" (с учетом требующихся при этом незначительных переделок, в основном, только в тракте питательной воды) может быть использован в паросиловых энергетических установках, основанных на широко известных в теплоэнергетике паровых турбинных типа КБ КТ, ТК, Т или ПТ, которые близки к сущности заявляемого технического решения. При этом количественные оценки реализации заявляемого способа в иные действующих энергоустановках К-210-12,8-3(6); Л-220-4,4-5, Л-310-23,5-3; ТК-450/500-5,9; К-500-5,9/25: К-500-17,7; К-800-12,8-5; К-800-23,5-5 (прототип); КТ-1070-5,9/25-3; К-1100-5,9/25; К-1200-23,5-3; Т-180/210-12,8-1, Т-185/220-12,8-2; Т-250/300-23,5-3, ПТ-60/75-12,8/1,3; ПТ-80/100-12,8/1,3 и ПТ-135/162-12,8/1 (представленные, например, в книге "Паровые турбины", А. В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн. 1, стр. 70-99) показали следующие обобщенные результаты, отвечающие технической задаче предлагаемого решения.

а) На любом (вплоть до номинального) уровне мощности эффективно производимой электроэнергии величина суммарной мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю эксплуатируемой по заявляемому способу энергоустановкой с вышеуказанными разными типами используемых паровых турбин, увеличится по сравнению с известными комбинированными энергоустановками следующим образом:
для энергоустановок с турбинами типа К, КТ или ТК - в 1,5-8,0 раз;
для энергоустановок с турбинами типа Т или ПТ - в 1,5-2,0 раза.

б) При номинальной электрической мощности генератора установки численно максимальная величина дополнительно увеличиваемой в соответствии с заявляемым способом мощности тепловой энергии, выдаваемой энергоустановкой потребителю N_т (МВт тепл. ), составит ~40-60% от величины номинальной электрической мощности N_ном. (МВт эл.) генератора известной комбинированной паросиловой энергетической установки, эксплуатируемой по известному способу, то есть:
N_т (МВт тепл.) ≥ (0,4,...0,60)•N_ном.эл. /МВт тепл./.

При этом согласно заявляемому способу в упомянутом режиме эксплуатации энергоустановки с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии тепловую мощность котла или парогенератора увеличивают на ~10-17% от его мощности при такой же электрической нагрузке в исходном режиме эксплуатации ЭУ с номинальной или уменьшенной выдачей потребителю (без предлагаемого дополнительного использования для теплоснабжения регенеративных подогревателей высокого давления) тепловой энергии с меньшим температурным потенциалом.

Таким образом, при работе известной комбинированной паросиловой энергоустановки на номинальной мощности ее электрогенератора, равной, например, 800 МВт (эл.), при обеспечении сохранения номинальной электрической нагрузки ЭУ (см. варианты 1, 2, 3 ЭУ, эксплуатируемые в режиме с увеличенной выдачей тепла потребителю и фиг. 3) максимальное увеличение мощности выдаваемой потребителю тепловой энергии за счет реализации предлагаемого способа эксплуатации составит
N_т ≥ (0,4,...0,6)•800 МВт (тепл.) = 320 - 480 МВт (тепл.).

Из изложенного следует, что для обеспечения сохранения номинальной электрической нагрузки ЭУ при эксплуатации установки с увеличенной выдачей потребителю тепла предлагаемое техническое решение позволит исключить необходимость строительства в районе ТЭЦ, основанной на известной паросиловой комбинированной ЭУ с номинальной электрической мощностью 800 МВт, дополнительной известной котельной с номинальной мощностью (320 - 480)/КПД_кот., где КПД_кот. = 0,86-0,90 - коэффициент полезного действия известных котельных на органическом топливе. То есть номинальная мощность дополнительной котельной, обеспечивающей вышеуказанное увеличение тепловой мощности, выдаваемой потребителю предлагаемой энергоустановкой, составит ~370-555 МВт (тепл.), то есть численно (в МВт тепл.) ~ 46-70% от величины номинальной электрической мощности электрогенератора.

в) В периоды пониженной до ~ 90-95% N_ном. электрической нагрузки (вследствие снижения КПД ЭУ из-за переключения используемых для теплоснабжения регенеративных подогревателей высокого давления на отборы из турбины пара более высокого давления) максимальная тепловая нагрузка ЭУ (см. варианты 2, 3 ЭУ, эксплуатируемые в режиме с максимальной выдачей потребителю тепловой энергии и фиг. 5) может при номинальной паропроизводительности численно возрасти на ~50-75% лот номинальной электрической мощности генератора установки (при этом тепловая мощность котла или парогенератора ЭУ увеличивается на ~20-22% от исходной).

Тогда в итоге для реализации указанной возможности обеспечения максимальной выдачи тепловой энергии потребителю номинальная мощность дополнительной котельной, обеспечивающей упомянутое увеличение тепловой мощности, выдаваемой потребителю предлагаемой энергоустановкой, численно (в МВт тепл.) будет несколько выше и составит ~57-85% от величины номинальной электрической мощности электрогенератора.

г) С учетом вышеизложенного, в различных известных альтернативных случаях эксплуатации комбинированной паросиловой энергоустановки, а именно: при обеспечении образующегося в процессе эксплуатации дефицита электроэнергии из межрегиональной энергосистемы или при необходимости сохранения высокого уровня тепловой нагрузки ЭУ при существенном заданном снижении ее электрической нагрузки предлагаемое техническое решение (обеспечивая при практически номинальной электрической нагрузке максимальную выдачу тепла потребителю) позволяет исключить обычное в практике (см., например, книгу "Паровые турбины", А. В. Щегляев, М. , Энергоатомиздат, 1993 г., кн. 2, стр. 262, 265) строительство дополнительной соответственно базовой или пиковой котельной с номинальной тепловой мощностью, которая численно равна ~57-85% от номинальной электрической мощности генератора энергоустановки.

В связи с этим, а также с учетом того, что отнесенные к единице производимой номинальной электрической мощности удельные капитальные затраты на строительство известных паротурбинных ТЭЦ на органическом топливе (дол./кВт эл. ) численно примерно в 5-6 раз превосходят отнесенные к единице производимой тепловой мощности капитальные затраты (дол/кВт тепл.) на строительство необходимой (для производства среднепотенциального тепла с температурой до 220-300^oC) известной котельной на органическом топливе, экономия капитальных затрат на строительство каждой ТЭЦ, основанной на паросиловых энергетических установках, эксплуатируемых по заявляемому способу, составит не менее 10-15% от суммы капитальных затрат на строительство ТЭЦ с равноценной номинальной электрической мощностью и существенно меньшей тепловой нагрузкой, которая основана на известных паросиловых энергетических установках. При сравнении с вариантом строительства рядом с известной ТЭЦ указанной дополнительной котельной, работающей на ядерном топливе, ожидаемая экономия капитальных затрат при реализации предлагаемого технического решения будет соответственно выше.

При этом с учетом вышеуказанной ~11-15%-ной годовой экономии в заявляемой энергоустановке топлива, нерационально сжигаемого в дополнительной котельной, а также с учетом увеличения среднегодового коэффициента использования тепла топлива предлагаемой ЭУ (основанной на той же номенклатуре и количестве основных единиц оборудования аналогичной известной ЭУ) ежегодная экономия эксплуатационных затрат ТЭЦ, основанной на паросиловых энергоустановках, эксплуатируемых по заявляемому способу, составит не менее ~5% годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации создаваемых по известным решениям ТЭЦ с такой же электрической мощностью и котельной на органическом топливе, обеспечивающей дополнительную выдачу потребителю тепловой энергии.

д) Эксплуатируемая по предлагаемому способу паросиловая энергетическая установка обладает более высокой независимостью ее тепловых нагрузок (величин мощностей тепловой энергии, выдаваемой потребителю) от величины мощности вырабатываемой ею электроэнергии, что особенно важно в практике для обеспечения достаточно высокой тепловой нагрузки ЭУ при существенном снижении ее электрической нагрузки. Так, например, для предлагаемой энергоустановки, основанной на турбинах типа К, КТ или ТК допускается "безболезненное" для поддержания номинального уровня тепловой нагрузки снижение мощности электрогенератора ЭУ до ~15-65% от его номинальной мощности (N_ном.эл.), а для энергоустановки, основанной на известных паровых турбинах типа ПТ или Т, - до ~40-65% N_ном.эл..

Следует также отметить, что используемые по предлагаемому способу для дополнительной выдачи потребителю тепловой энергии регенеративные подогреватели высокого давления (в известных ЭУ их обычное количество - от 3-х до 6) представляют собой, как и известные подогреватели сетевой воды теплового потребителя, достаточно габаритные и металлоемкие сосуды высокого давления, занимающие соответствующие производственные помещения на ТЭЦ. Например, высота каждого известного регенеративного подогревателя типа ПВ, используемого в ЭУ средней и большой мощности при давлении в сосуде до ~65-70 ата, составляет 8,0-10,0 м, а диаметр - 1,7-2,2 м (см., например, книгу "Атомные электрические станции", Т. Х. Маргулова, М., Высшая школа, 1969 г., стр. 85). Поэтому предлагаемое поочередное использование регенеративных подогревателей высокого давления для подогрева питательной воды и для теплоснабжения без необходимости известного введения в состав установки дополнительных подогревателей сетевой воды, использующих в качестве источника тепла отбираемый из турбины пар и которые должны иметь примерно такие же массогабаритные характеристики, существенно выгодно в экономическом отношении.

Таким образом, с учетом рассмотренных 3-х вариантов исполнения предлагаемой ЭУ реализация заявляемого способа эксплуатации паросиловой энергетической установки, одновременно производящей электрическую и тепловую энергию, обеспечивает в различных отраслях промышленности достижение следующих положительных производственных и экономических показателей и характеристик.

1) В периоды эксплуатации основанной на известных турбинах типа К, КТ, ТК, Т и/или ПТ предлагаемой паросиловой энергетической установки в режиме с увеличенной выдачей потребителю тепловой энергии ее максимальная тепловая нагрузка (при одновременном увеличении среднего температурного потенциала выдаваемой теплоты и сохранении номинальной электрической нагрузки - 100% N_ном.) может дополнительно численно возрасти по сравнению с номинальной на ~ 40-60% от величины номинальной электрической мощности генератора установки, тепловая мощность котла или парогенератора которой увеличивается при этом на ~10-17%.

В периоды пониженной до ~90-95% N_ном. электрической нагрузки (вследствие снижения КПД ЭУ из-за переключения используемых для теплоснабжения регенеративных подогревателей высокого давления на отборы из турбины пара более высокого давления) максимальная тепловая нагрузка ЭУ может при номинальной паропроизводительности численно возрасти на ~50-75% от номинальной электрической мощности генератора установки (при этом тепловая мощность котла или парогенератора ЭУ увеличивается на ~20-22% от исходной).

При этом следует подчеркнуть, что реализация заявляемого способа экономично обеспечивается при тех же номенклатуре и количестве основных единиц оборудования известной аналогичной комбинированной паросиловой энергоустановки.

2) В результате перехода (по заявляемому способу эксплуатации) паросиловой энергоустановки на режим ее эксплуатации с увеличенной выдачей тепла потребителю коэффициент использования тепла топлива ЭУ возрастает для установок с разными типами известных паровых турбин следующим образом:
для установок с турбинами типа КТ, ТК и/или КТ - на ~6-27%;
для установок с турбинами типа Т и/или ПТ - на ~3-11%.

3) Эксплуатируемая по предлагаемому способу паросиловая энергоустановка обладает более высокой, чем у известных аналогичных ЭУ, независимостью ее тепловой нагрузки от мощности генератора установки, вырабатывающего электроэнергию для другого потребителя. Это подтверждается тем, что для предлагаемой энергоустановки, основанной на широко распространенных паровых турбинах типа К, КТ и/или ТК допускается безболезненное для поддержания номинального уровня суммарной тепловой нагрузки существенное снижение мощности электрогенератора ЭУ до 15-65%, а для ЭУ, основанной на известных паровых турбинах типа Т и/или ПТ - до 40-65%.

При этом следует отметить, что в случае эксплуатации предлагаемой паросиловой энергоустановки в базовом режиме с выдачей практически номинальной электрической нагрузки, например, в общую энергосистему, получаемое по заявляемому способу эксплуатации дополнительное регулируемое количество выдаваемой потребителю тепловой энергии может практически также постоянно использоваться соответствующим дополнительными внешними потребителями, а не служить средством для компенсации дефицита тепловой нагрузки при заданном другим потребителем снижении мощности электрогенератора ЭУ.

4) Экономия капитальных затрат на строительство каждой ТЭЦ, основанной на паросиловых энергетических установках, эксплуатируемых по заявляемому способу, составит не менее 10-15% от суммы капитальных затрат на строительство ТЭЦ с равноценной номинальной электрической мощностью (и с существенно меньшей максимальной тепловой нагрузкой), которая основана на известных паросиловых энергетических установках с турбинами типов К, КТ, ТК, Т и/или ПТ.

5) Ежегодная экономия эксплуатационных затрат ТЭЦ, основанной на паросиловых энергоустановках, эксплуатируемых по заявляемому способу, составит не менее 15% годовых эксплуатационных затрат, требующихся при эксплуатации создаваемых по известным решениям ТЭЦ с такой же электрической мощностью и котельной на органическом топливе, обеспечивающей необходимую дополнительную выдачу потребителю тепловой энергии.

Для реализации вышеотмеченных преимуществ представляется целесообразным не только строить на базе предлагаемого технического решения новые ТЭЦ, а также, в связи с требующимися по заявляемому способу эксплуатации незначительными доработками, в основном, только части тракта питательной воды тепловых схем энергоустановок, модернизировать уже действующие ТЭЦ, основанные на известных паросиловых энергетических установках, которые в настоящее время производят, например, в России и других странах СНГ "83-85%" (см., например, книгу "Паровые турбины", А.В. Щегляев, М., Энергоатомиздат, 1993 г., кн. 1, стр. 8) от всей производимой тепловыми и атомными электростанциями электроэнергии.

Вышеперечисленные производственные и экономические показатели реализации заявляемого технического решения позволяют сделать вывод о его актуальности и достаточно высокой конкурентоспособности по сравнению с известными аналогами.

Изобретение относится к области теплоэнергетики (в том числе и атомной техники), направлено на совершенствование энергоресурсосберегающих технологий и может быть использовано в паросиловых, а также в парогазовых энергетических установках, в которых за счет любого вида топлива для потребителей одновременно производятся электрическая и тепловая энергия заданных параметров. По предлагаемому способу в период эксплуатации установки в режиме с увеличенной для каждой величины паропроизводительности выдачей потребителю тепловой энергии рабочее тело установки направляют в обход обогреваемой стороны по меньшей мере одного регенеративного подогревателя высокого давления, обогреваемую сторону указанного подогревателя или подогревателей переключают в состав циркуляционного теплообменного контура потребителя тепловой энергии и при этом соответственно изменившемуся диапазону энтальпий (и соответственно температур) нагреваемого в котле или парогенераторе рабочего тела или увеличивают мощность котла или парогенератора при его заданной паропроизводительности, или одновременно увеличивают мощность котла или парогенератора и изменяют его паропроизводительность. Паросиловая энергетическая установка для осуществления способа содержит соответствующие элементы и запорные и запорно-регулирующие устройства. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ эксплуатации паросиловой энергетической установки, по которому сжатую, например, жидкую фазу рабочего тела установки, преимущественно воду, направляют в котел или парогенератор, где при постоянном давлении за счет тепла топлива нагревают до образования пара необходимых параметров, который затем подают в проточную часть снабженной регенеративными отборами пара турбины, в которой происходит процесс его расширения, в результате чего турбина приводит в действие, например, электрогенератор, далее отработавший пар или направляют в промежуточный пароперегреватель, после чего его подают для совершения работы, например, в следующий по меньший мере один рабочий цилиндр турбины и затем конденсатор, или сразу направляют в конденсатор, где за счет охлаждения внешним теплоносителем пар превращается в жидкую фазу рабочего тела, которую затем подают насосом в по меньшей мере один регенеративный подогреватель низкого давления, далее подают при необходимости в деаэратор, затем направляют в обогреваемую сторону по меньшей мере одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления и далее опять направляют в котел или парогенератор установки, в которой в период ее эксплуатации с выдачей потребителю также тепловой энергии из турбины дополнительно отбирают часть расхода рабочего тела, которую используют
для передачи тепловой энергии потребителю, отличающийся тем, что в период эксплуатации установки в режиме с увеличенной для каждой величины паропроизводительности выдачей потребителю тепловой энергии рабочее тело установки направляют в обход обогреваемой стороны по меньшей мере одного регенеративного подогревателя высокого давления, обогреваемую сторону указанного подогревателя или подогревателей переключают в состав циркуляционного теплообменного контура потребителя тепловой энергии и при этом соответственно изменившемуся диапазону энтальпий нагреваемого в котле или парогенераторе рабочего тела, или увеличивают мощность котла или парогенератора при его заданной паропроизводительности, или одновременно увеличивают мощность котла или парогенератора и изменяют его паропроизводительность. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для регулирования мощности тепловой энергии, выдаваемой потребителю через регенеративные подогреватели высокого давления, изменяют расход пара, отбираемого из турбины в греющие стороны указанных подогревателей. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что греющую сторону по меньшей мере одного используемого для выдачи потребителю тепловой энергии регенеративного подогревателя высокого давления переключают к отбору пара более высокого давления. 4. Паросиловая энергетическая установка, содержащая объединенные, например, трубопроводами циркуляции рабочего тела установки котел или парогенератор, проточную часть снабженной регенеративными отборами высокого и низкого давлений пара турбины, приводящей в действие, например, электрогенератор, которая затем соединена или с промежуточным пароперегревателем, далее со следующим по меньшей мере одним рабочим цилиндром турбины и затем с конденсатором, или непосредственно с конденсатором отработавшего пара, охлаждаемая внешним теплоносителем сторона которого соединена через насос с по меньшей мере одним регенеративным подогревателем низкого давления, который далее соединен при необходимости с деаэратором и затем с обогреваемой стороной по меньшей мере одного поверхностного регенеративного подогревателя высокого давления рабочего тела, которая соединена далее с входом рабочего тела в котел или парогенератор, при этом турбина снабжена также теплофикационными отборами пара, выполненными с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией, отличающаяся тем, что обогреваемая сторона по меньшей мере одного регенеративного подогревателя высокого давления на входе и выходе из нее рабочего тела присоединена через запорные устройства к циркуляционному теплообменному контуру потребителя тепловой энергии, трубопроводы, соединяющие входы и выходы обогреваемой стороны указанного подогревателя или подогревателей с их соседними по основному тракту циркуляции рабочего тела единицами оборудования установки, снабжены запорными устройствами,
а указанные единицы оборудования установки дополнительно соединены между собой обходящим расположенные между ними регенеративный подогреватель или подогреватели, а также запорные устройства соответствующим байпасным трубопроводом, который также снабжен запорным устройством. 5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что преимущественно каждый трубопровод, обеспечивающий регенеративный отбор пара из турбины в греющую сторону подогревателя высокого давления, выполненного с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией, снабжен запорно-регулирующим устройством. 6. Установка по п.5, отличающаяся тем, что греющая сторона по меньшей мере одного указанного регенеративного подогревателя высокого давления, выполненного с возможностью обеспечения потребителя тепловой энергией, дополнительно соединена через запорно-регулирующее устройство с отбором из турбины пара более высокого давления.