CS255989B1 - Method of operating the steam system - Google Patents
Method of operating the steam system Download PDFInfo
- Publication number
- CS255989B1 CS255989B1 CS859419A CS941985A CS255989B1 CS 255989 B1 CS255989 B1 CS 255989B1 CS 859419 A CS859419 A CS 859419A CS 941985 A CS941985 A CS 941985A CS 255989 B1 CS255989 B1 CS 255989B1
- Authority
- CS
- Czechoslovakia
- Prior art keywords
- steam
- pressure
- feed water
- stage
- degassing
- Prior art date
Links
Landscapes
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Očelem řešení je nalézt způsob umož ňující měnit spotřebu, tedy i tlak nízko tlaké páry v závislosti na sezónních a jiných vlivech, čehož se dosáhne tak, že výfuková pára o nejnižší tlakové hladině se využije v prvním stupni odplynění na pájecí vody kotlů na výrobu páry, zatímco v druhém stupni odplynění napájecí vody se použije odběrová pára o vyšší tlakové hladině s konstantní hodnotou tlaku. Množství výfukové páry odebírané z turbín na nejnižší tlakové hladině je regulováno tlakem této páry v závislosti na výkonu spotřebičů.The aim of the solution is to find a way to vary the consumption, i.e. the pressure of low-pressure steam, depending on seasonal and other influences, which is achieved by using the exhaust steam with the lowest pressure level in the first stage of degassing for the brazing water of the steam boilers for steam production, while in the second stage of degassing the feed water, the extraction steam with a higher pressure level with a constant pressure value is used. The amount of exhaust steam extracted from the turbines at the lowest pressure level is regulated by the pressure of this steam depending on the power of the appliances.
Description
Vynález se týká zpsúobu provozu parního systému s kombinovaným použitím páry.
Odplyňovač napájecí vody pro výrobu páry je zařízení, ve kterém se demineralizovaná voda (kondenzát) ohřívá na teplotu kolem 145 °C a zbavuje se zejména plynného kyslíku. Kyslík rozpuštěný v napájecí vodě má za teplot 200 až 350 °C, při kterých se obvykle pára vyrábí, agresivní účinky na materiál kotlů na výrobu páry i potrubních tras. Proto je snahou všech výrobců páry pracovat s nízkou koncentrací kyslíku v napájecí vodě kotlů podle ČSN 07 7402 a ČSN 07 7401.
Dosavadní způsob odplynění napájecí vody, používaný v parních systémech, je jednostupňový. Do odplyňovače se zavádí zpravidla pára o nejnižší tlakové hladině v parním systému, tj. obvykle kolem 0,4 MPa. Odplyňovač je zpravidla konstruován tak, že na ležaté nádobě (zásobníku napájecí vody) je umístěna stripovací kolona, jejíž vnitřní prostor je spojen s vnitřním prostorem zásobníku napájecí vody. Demineralizovaná voda o teplotě 40 až 70 °C vstupuje na horní patro stripovací kolony a je protiproudně stripována parou o tlaku kolem 0,4 MPa. Velmi malá část páry odchází spolu s odstraněnými plyny (kyslíkem) do atmosféry. Převážná část stripovací páry však v koloně zkondenzuje a natéká spolu s odplyněnou demineralizovanou vodou do zásobníku napájecí vody, který může být opatřen barbotáží (probubláváním demineralizované odplyněné vody parou o totožných parametrech s parou stripovací).
V parním systému se pára nachází na několika tlakových hladinách, přičemž se pára využívá kombinovaně k pohonu čerpadel nebo kompresorů pomocí parních strojů (turbín) a k ohřevu technologických médií.
V praxi je toto kombinované použití obvykle realizováno tak, že pára o nejvyšší tlakové hladině (vysokotlaká, velmi vysokotlaká pára) se téměř výhradně používá k vykonání práce v turbínách, ze kterých se odebírá pára o nižší tlakové hladině (obvykle středotlaká pára). Středotlaká pára se kombinovaně využívá k ohřevu i k vykonání práce v turbinách, ze kterých se odebírá pára o nejnižším tlakovém stupni (nízkotlaká pára). Nízkotlaká pára se potom kromě technologických účelů používá k otápění potrubních tras, vytápění zásobníků, k topení v budovách a k odplynění napájecí vody.
Takto sestavený parní systém neumožňuje významně měnit množství páry na nejnižším tlakovém stupni, a to proto, že turbíny, z jejichž výfuku se odebírá nízkotlaká pára, vyžadují při daném výkonu a daných tlakových úrovni páry na vstupu a výstupu turbín neměnné množství páry.
Spotřeba páry na nejnižším tlakovém stupni však může jevit technologické a sezónní závislosti. V letních podmínkách je možné odstavit řadu vytápění potrubních tras i zásobníků. To v praxi znamená v případě uzavřeného parního systému bud účelové chlazení přebytků nízkotlaké páry vodou, nebo málo efektivní vytápění potrubních tras a zásobníků v letních podmínkách.
Volba tlaku nízkotlaké páry je v dosavadních parních systémech vázána i na spolehlivou a ustálenou činnost odplyňovače napájecí vody a není proto možné významně měnit tlak nízkotlaké páry, protože kolísáním tlaku nízkotlaké páry kolísá i koncentrace kyslíku v napájecí vodě a snižuje se tak stabilita a spolehlivost odplyňovače.
Výhodnějším se jeví způsob provozu parního systému obsahujícího kotle na výrobu páry, trubíny poháněné parou, výměníky tepla vytápěné parou a úpravnu napájecí vody pro výrobu páry s odplyňovačem napájecí vody, využívajícím k odplynění nízkotlakou páru, podle předkládaného vynálezu, jehož podstata spočívá v tom, že se množství výfukové páry odebírané z turbin do nejnižší tlakové hladiny parního systému a používané pro ohřev ve výměnících tepla a v prvním stupni odplynění napájecí vody kotlů na výrobu páry s přímým nebo nepřímým stykem páry a napájecí vody kotlů na výrobu páry reguluje tlakem páry na nejnižší tlakové hladině parního systému a v druhém stupni odplynění napájecí vody kotlů na výrobu páry se použije pára o vyšší tlakové hladině s konstantní hodnotou tlaku odebíraná z turbín.
Výhodou tohoto způsobu provozu je skutečnost, že umožňuje prostou regulací tlaku páry na nejnižší tlakové hladině měnit množství páry na této hladině i při konstantním výkonu turbín, a to podle požadavku výměny tepla ve výměnících, napojených na nejnižší tlakovou hladinu. Sníží-li se výkon výměníků tepla napojených na nejnižší tlakovou hladinu páry, může se snížit tlak této páry, a tím poklesne i množství výfukové páry z turbín za současného zvýšení množství odběrové páry z turbín při konstantním výkonu turbín. Výměníky tepla zapojené v parním systému na nejnižší tlakovou hladinu páry musí být vhodně konstruovány, zejména s ohledem na možné a předpokládané změny tlaku páry tak, aby při poklesu tlaku, který je doprovázen poklesem kondenzační teploty, byla udržena spolehlivá funkce těchto výměníků tepla (kompenzace nižší hnací síly výměny tepla zvýšením výměnné plochy a podobně). V prvním stupni odplyňovače, který je napojen na páru o nejnižší tlakové hladině se napájecí voda ohřeje k bodu varu při daném tlaku. Do druhého stupně odplyňovače již přitéká vodná fáze předehřátá v prvním stupni a použije se taková pára s konstantními parametry, aby druhý stupeň odplynění opouštěla napájecí voda konstantní kvality včetně požadované koncentrace kyslíku.
Dvoustupňové odplynění napájecí vody by mohlo být realizováno například dvěma sériově zařazenými patrovými kolonami, do kterých by vždy na hlavu kolony byla přiváděna kapalná vodná fáze a protiproudně do paty kolony by byla zaváděna stripovací pára o daných parametrech Tato pára v kolonách kondenzuje, vodná fáze se ohřeje k teplotě varu a jsou z ní vypuzeny plyny, které spolu s malým množstvím páry odcházejí přes redukční ventil do atmosféry.
Jinou možností je v prvém stupni odplynění napájecí vody využít nepřímého výměníku tepla, přičemž by se pára po zkondenzování ve výměníku mísila za tímto výměníkem s ohřátou napájecí vodou.
Turbíny pro provoz parního systému podle daného vynálezu musí být opatřeny několika odběrovými místy. V případě dvoustupňového odplynění napájecí vody musí být v odběrové části turbíny, ze které odchází odběrová pára, udržován konstantní tlak nutný pro stabilní režim druhého stupně odplynění, například 0,45 MPa. Ve výfukové části turbíny se tlak páry může významněji měnit například v rozsahu 0,2 až 0,4 MPa, což ovšem vyžaduje přizpůsobit konstrukci turbín těmto požadavkům.
Na připojeném obrázku je uvedeno jednoduché schéma parního rozvodu, se zapojením dvoustupňového odplyňovače, které je v dalším popsáno spolu s objasněním funkce. Středotlaká pára 1_ se vede do turbíny 2., která pracuje částečně s odběrem páry o tlaku 0,42 MPa v proudu £ a částečně s regulovatelným odběrem .3 o tlaku 0,2 až 0,4 MPa. Středotlaká pára 1^ se může redukovat redukcí 5. do nízkotlakého systému o tlaku 0,2 až 0,4 MPa. Z nízkotlakého systému 6. se pára může exportovat proudem 19. Pára z nízkotlakého systému se vede do výměníku 7_r po kondenzaci se kondenzát této páry vede do ekonomizérů 8, kde se teplo kondenzátu předává demineralizované vodě. Po průchodu ekonomizérem 8 se kondenzát směšuje s čerstvou vodou
Teplota směsi se upraví v chladiči 10 na cca 40 °C a směs kondenzátu a čerstvé vody se vede do tzv. demineralizační stanice 11, ve které prochází iontoměniči a vrstvou aktivního uhlí. Demineralizovaná voda z demineralizační stanice 11 se vede do ekonomizérů 8. a dále do prvního stupně odplyňovače 12., který se vytápí přímým stykem s parou nízkotlakého systému _6, proudem 13. Z prvého stupně odplyňovače 12 odchází vodná fáze do druhého stupně odplyňovače 14, který se vytápí přímým stykem s parou o tlaku 0,42 MPa z proudu 4.. Z druhého stupně odplyňovače 14 se vede napájecí voda 15 do kotlů na výrobu středotlaké páry 16. Z kotlů odchází pára proudem 17 a odluh proudem 18.
Tabulka uvádí bilanci parního systému pro různé tlakové poměry nízkotlakého systému 6 a výkony výměníků 7_* Tlak středotlaké páry 1, je 1,5 MPa, teplota 294 °C, tlak páry v proudu 4. je 0,42 MPa, teplota v proudu £ je 195 °C, výkon turbíny 2 je 9 MW.
Tabulka demonstruje výhodu daného napojení pri sezónní nebo technologické změně, která vede ke snížení výkonu výměníků ]_ ze 78 MW na 65 MW. V případě, že tlak páry v nízkotlakém systému 6 je 0,39 MPa, poklesem výkonu výměníků 7 se může exportovat cca 21 tuna nízkotlaké páry hodinově proudem 19., popřípadě se toto množství páry musí účelově chladit chladicí vodou. Poklesem tlaku páry v nízkotlakém systému 6 r.a 0,25 MPa lze export nízkotlaké páry proudem 19 prakticky eliminovat, adekvátně se sníží výroba středotlaké páry v proudu 17 o cca 24 tuny hodinově s odpovídajícím ekonomickým efektem.
Tabulka
Bilance parního systému
Tlak páry v nízkotla-The invention relates to a method of operating a steam system with combined use of steam.
The feed water degasser for steam production is a device in which demineralized water (condensate) is heated to a temperature of about 145 ° C and is mainly de-oxygenated. Oxygen dissolved in feed water at temperatures of 200 to 350 ° C, at which steam is usually produced, has aggressive effects on the material of the steam boilers as well as the pipeline. Therefore, the effort of all steam producers is to work with low concentration of oxygen in the feed water of boilers according to ČSN 07 7402 and ČSN 07 7401.
The current method of degassing feed water used in steam systems is a one-stage process. As a rule, the steam at the lowest pressure level in the steam system, i.e. usually about 0.4 MPa, is introduced into the degasser. Typically, the degasser is designed such that a stripping column is placed on the horizontal vessel (feed water tank), the interior of which is connected to the interior of the feed water tank. Demineralized water at a temperature of 40 to 70 ° C enters the top of the stripper column and is countercurrently stripped with steam at a pressure of about 0.4 MPa. A very small part of the steam, together with the removed gases (oxygen), goes into the atmosphere. However, the bulk of the stripping steam in the column condenses and flows together with the degassed demineralized water into a feed water tank which may be provided with barbotage (bubbling demineralized degassed water with steam of the same parameters as stripping steam).
In the steam system, the steam is located at several pressure levels, where steam is used in combination to drive pumps or compressors using steam machines (turbines) and to heat the process media.
In practice, this combined use is usually realized in such a way that the steam at the highest pressure level (high pressure, very high pressure steam) is almost exclusively used to perform work in turbines from which steam at the lower pressure level is taken (usually medium pressure steam). The medium pressure steam is combined to heat and to work in turbines from which the lowest pressure stage steam is taken (low pressure steam). Low-pressure steam is then used in addition to technological purposes for heating of pipelines, heating of tanks, heating in buildings and degassing of feed water.
The steam system thus assembled does not allow a significant change in the amount of steam at the lowest pressure stage, because turbines from which exhaust low-pressure steam is drawn, require a fixed amount of steam at a given power and given steam pressure levels at the turbine inlet and outlet.
However, steam consumption at the lowest pressure stage may appear technological and seasonal. In summer conditions it is possible to shut down a number of heating of pipeline routes and storage tanks. In practice, this means, in the case of a closed steam system, either the purposeful cooling of excess low-pressure steam with water, or the inefficient heating of pipelines and tanks in summer conditions.
The choice of low pressure steam in the existing steam systems is also dependent on reliable and steady operation of the feed water degasser and it is therefore not possible to significantly change the low pressure steam pressure, because fluctuations in the low pressure steam pressure also fluctuate the oxygen concentration in the feed water.
A method of operating a steam system comprising steam generating boilers, steam-driven tubes, steam-heated heat exchangers, and a feed water treatment plant with a feed-water degasser using a low-pressure steam degasser according to the present invention, is characterized in that the amount of exhaust steam taken from the turbines to the lowest pressure level of the steam system and used for heating in heat exchangers and in the first stage degassing of the feed water of the steam boilers with direct or indirect steam contact and the feed water of the steam boilers is controlled by the steam pressure to the lowest pressure In the second stage of degassing of the feed water of the steam generating boilers, a higher pressure level steam with a constant pressure value taken from the turbines is used.
The advantage of this mode of operation is that by simply regulating the steam pressure at the lowest pressure level it is possible to vary the amount of steam at this level even at constant turbine power, as required by the heat exchange in the exchangers connected to the lowest pressure level. If the power of the heat exchangers connected to the lowest steam pressure level is reduced, the steam pressure can be reduced, thereby reducing the amount of turbine exhaust steam while increasing the amount of turbine exhaust steam at a constant turbine power. Heat exchangers connected in the steam system to the lowest pressure steam level shall be suitably designed, in particular taking into account possible and anticipated changes in the steam pressure so that, when the pressure drops accompanied by a drop in condensing temperature, heat exchange driving forces by increasing the exchange surface and the like). In the first stage of the degasser, which is connected to the steam at the lowest pressure level, the feed water is heated to the boiling point at a given pressure. The water phase preheated in the first stage is already flowing into the second stage of the degasser and steam with constant parameters is used such that the second stage of degassing leaves the feed water of constant quality including the required oxygen concentration.
Two-stage degassing of feed water could be realized, for example, by two series-stacked stacked columns, into which a liquid aqueous phase would always be fed to the column head and stripper steam of given parameters would be fed countercurrently. to the boiling point and gasses are expelled from it, which, together with a small amount of steam, are discharged through the pressure reducer into the atmosphere.
Another possibility is to use an indirect heat exchanger in the first stage of the degassing of the feed water, whereby steam, after condensing in the heat exchanger, would mix with the heated feed water after the heat exchanger.
Turbines for operating the steam system of the present invention must be provided with several sampling points. In the case of a two-stage degassing of feed water, a constant pressure necessary for a stable mode of the second degassing stage, for example 0.45 MPa, must be maintained in the off-take part of the turbine from which the off-take steam is leaving. In the exhaust part of the turbine, the steam pressure can vary significantly, for example in the range of 0.2 to 0.4 MPa, which however requires adaptation of the turbine design to these requirements.
The attached figure shows a simple diagram of the steam distribution, with the connection of a two-stage degasser, which is described below together with an explanation of the function. The medium-pressure steam 7 is fed to a turbine 2 which operates partly with a steam withdrawal at a pressure of 0.42 MPa in the stream 6 and partly with a controlled withdrawal 3 at a pressure of 0.2 to 0.4 MPa. The medium pressure steam can be reduced by reducing it to a low pressure system at a pressure of 0.2 to 0.4 MPa. From the low-pressure steam system of the 6th to 19th current can export steam from the low pressure system is fed into the heat exchanger R 7_ after condensation, the condensate of the steam leads to the economizer 8, wherein the condensation heat is transmitted demineralized water. After passing through economizer 8, the condensate is mixed with fresh water
The temperature of the mixture is adjusted to about 40 ° C in the cooler 10 and the mixture of condensate and fresh water is fed to a so-called demineralization station 11 in which it passes through the ion exchangers and the activated carbon layer. The demineralized water from the demineralization station 11 is fed to economizers 8 and further to the first stage of the degasser 12, which is heated by direct contact with the steam of the low-pressure system 6, by a stream 13. From the first stage of the degasser 12 From the second stage of the degasser 14, feed water 15 is fed to the boilers for the production of medium pressure steam 16. From the boilers the steam is discharged through the stream 17 and the blowdown through the stream 18.
The table shows the steam system balance for the different pressure ratios of the low pressure system 6 and the heat exchanger powers 7. The medium pressure 1 is 1.5 MPa, the temperature 294 ° C, the vapor pressure in the stream 4 is 0.42 MPa, the temperature in stream £ is 195 ° C, turbine 2 output is 9 MW.
The table demonstrates the advantage of a given connection in a seasonal or technological change that leads to a reduction in heat exchanger performance from 78 MW to 65 MW. If the pressure of the steam in the low-pressure system 6 is 0.39 MPa, by decreasing the power of the heat exchangers 7, about 21 tons of low-pressure steam can be exported hourly by flow 19, or this amount of steam must be purposefully cooled with cooling water. By decreasing the steam pressure in the low pressure system 6 r and 0.25 MPa, the export of low pressure steam through the stream 19 can be practically eliminated, the production of medium pressure steam in the stream 17 is reduced by approximately 24 tons per hour with corresponding economic effect.
Table
Balance of the steam system
Low pressure steam pressureClaims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CS859419A CS255989B1 (en) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | Method of operating the steam system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CS859419A CS255989B1 (en) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | Method of operating the steam system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CS941985A1 CS941985A1 (en) | 1987-08-13 |
| CS255989B1 true CS255989B1 (en) | 1988-04-15 |
Family
ID=5444550
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CS859419A CS255989B1 (en) | 1985-12-18 | 1985-12-18 | Method of operating the steam system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CS (1) | CS255989B1 (en) |
-
1985
- 1985-12-18 CS CS859419A patent/CS255989B1/en unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CS941985A1 (en) | 1987-08-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Morin | Design and operating comparison of MSF and MED systems | |
| US4576813A (en) | Heat recovery from concentrated sulfuric acid | |
| EP0181313B1 (en) | Heat recovery from concentrated sulfuric acid | |
| EP3233723B1 (en) | Process and plant for improved energy-efficient production of sulfuric acid | |
| US4776170A (en) | Device for degassing the condensate in the cycle of an electricity generating plant | |
| US20070227154A1 (en) | System and method for producing injection-quality steam for combustion turbine power augmentation | |
| DE4022544A1 (en) | Method for degassing condensate - works in combined gas and steam turbine plant with heated part flow of condensate additionally degassed by temp. adjustment | |
| SU833154A3 (en) | Method of slime thermal treatment process control | |
| El-Dessouky | Humidification-dehumidification desalination process using waste heat from a gas turbine | |
| Kronenberg | Cogeneration with the LT-MED desalination process | |
| US4930316A (en) | Geothermal plant noncondensable gas removal and heat recovery system and method | |
| Sharapov et al. | Energy, mass-exchange and hydrodynamic efficiency of degassers at low-temperature deaeration of water for thermal power plants | |
| CN112723319A (en) | High concentration of SO2Method for preparing sulfuric acid by flue gas separation pre-conversion | |
| CS255989B1 (en) | Method of operating the steam system | |
| US4049502A (en) | Method of and apparatus for distilling of liquids | |
| CN216584882U (en) | Dry quenching system | |
| EP0051352A2 (en) | Removing waste heat | |
| US4591495A (en) | Method and apparatus for making sulphuric acid | |
| US3981977A (en) | Method of producing deuterium-oxide-enriched water | |
| EP0417342A1 (en) | De-aeration of water | |
| US4591494A (en) | Method and apparatus for making sulphuric acid | |
| KR100439250B1 (en) | System for deaerating | |
| US20010021238A1 (en) | Method and apparatus for separating a neutron absorber from a coolant | |
| CN220249971U (en) | System for reducing dissolved oxygen in boiler feed water | |
| Baranov et al. | Operating experience of desalination units in Schevchenko |