Повышение начальных параметров пара

На протяжении всей истории развития ПТУ наблюдается неуклонный рост начальных параметров пара – давления и температуры, которые оказывают сильное и разностороннее влияние на КПД ПТУ.

Проанализируем это влияние с помощью уравнения (1.43).

                        (1.46)

Начальные параметры сильно влияют на три из этих шести сомножителей: η _t, η _e, l. Из термодинамического анализа циклов тепловых двигателей известно, что их термический КПД η _t повышается с увеличением средней температуры процессов подвода теплоты и уменьшением средней температуры процессов отвода теплоты.

Повышение начальной температуры цикла Ренкина при постоянных начальном и конечном давлениях повышает средний температурный уровень подвода теплоты к рабочему телу. Это происходит за счет процесса перегрева пара (рис. 1.9).

Средняя температура процесса 4-0^' выше средней температуры процесса 4-0. Исключение из этого правила составляет насыщенный пар в области температур от 340°С до критической температуры 374,1°С; давление при этом также растет от 16,8МПа до критического 22,11МПа. Прирост КПД цикла Ренкина будет более интенсивным, если повышать одновременно начальную температуру и начальное давление.

Рост начального давления p ₀ при фиксированной температуре t ₀ также повышает средний температурный уровень процессов подвода теплоты и также приводит к увеличению КПД цикла Ренкина (рис. 1.10). Здесь исключение также составляет сухой насыщенный пар на участке 17,0÷22,5МПа. Если повышение начальной температуры приводит к постоянному увеличению термического КПД цикла, то повышение начального давления до 10МПа сильно увеличивает термический КПД. Дальнейший рост начального давления сравнительно мало повышает КПД.

С повышением начальной температуры при неизменном начальном давлении увеличивается объемный расход пара и понижается средняя влажность в ступенях турбины низкого давления (ТНД), что благополучно сказывается на КПД турбоагрегата. При этом увеличивается высота лопаток турбин  высокого   давления    (ТВД)   и,   как следствие,  уменьшается

 

 

Рисунок 1.9 – Цикл Ренкина при различных начальных

температурах пара ()

 

Р

Рисунок 1.10 – Цикл Ренкина при различных начальных давлениях

(

 

относительная величина концевых потерь, потерь энергии от утечек, потерь на трение и вентиляцию, снижаются потери энергии от влажности в ТНД. Таким образом, КПД турбоагрегата η _е растет.

Увеличение p ₀ при неизменности начальной температуре t ₀ оказывает противоположное влияние на объемный расход пара и среднюю степень влажности в ТНД. В связи с этим рост p ₀ вызывает снижение η _е.

В связи с тем, что характеристика тепловой схемы учитывает влияние регенеративного подогрева питательной воды на КПД ПТУ и расход энергии на привод вспомогательных механизмов она существенно зависит от начальных параметров пара p ₀ и t ₀.

Повышение p ₀ увеличивает оптимальную энтальпию питательной воды, делает целесообразным увеличение числа ступеней подогрева и может увеличить характеристику схемы на 4÷6%. Это касается тепловых схем 1-го рода. В схемах 2-го рода повышение начальных параметров пара либо не изменяет, либо понижает характеристику в связи с увеличением энергетических затрат на привод вспомогательных механизмов.

Таким образом, с ростом t ₀ повышаются термический КПД цикла η _t и КПД турбины η _е, с повышением p ₀ увеличивается η _t и снижается η _е. Целесообразно одновременно повышать p ₀ и t ₀ таким образом, чтобы конечная влажность пара в турбинах была не более 10÷12% (х ³ 0,88÷0,90). Для любой принятой начальной температуры t ₀ существует оптимальное значение p ₀, обеспечивающее максимальный прирост КПД. Оптимальное значение p ₀ растет с увеличением мощности турбоагрегата, поэтому для его определения требуется технико-экономический анализ.

 

Промежуточный перегрев пара

Возможны три типа промежуточного перегрева пара: газовый, паровой и с промежуточным теплоносителем (рис. 1.11).

В первом случае после расширения пара в турбине высокого давления (ТВД) пар возвращается в паровой котел для повторного (промежуточного) перегрева во вторичном перегревателе ПП. Затем пар расширяется в турбине низкого давления (ТНД) или в турбинах среднего и низкого давления (ТСД и ТНД).

 

Рисунок 1.11 – Принципиальные схемы ПТУ с промежуточным перегревом пара: а) газовым; b) паровым; с) с промежуточным теплоносителем

При паровом перегрева после ТВД пар перегревается в паро-паровом теплообменнике ПП острым паром из котла. Конденсат греющего пара отводится в дренажный холодильник (ДХ).

Газовый и паровой промежуточные перегревы пара являются основными. Газовый перегрев пара позволяет довести температуру пара после промежуточного перегревателя до начальной температуры и получить наибольший прирост КПД ПТУ, который составляет 4÷5%. Однако при газовом промежуточном перегреве усложняются паровой котел и система паропроводов, повышаются потери давления в системе промежуточного перегрева. Кроме этого увеличиваются масса и стоимость установки, особенно из-за большого пакета дорогостоящих труб вторичного перегревателя.

При паровом промежуточном перегреве пара большинство этих недостатков устраняются, но появляются другие: добавочный теплообменник, производительность котла увеличивается, невозможно перегреть пар до начальной температуры, для обеспечения конденсации греющего пара в ПП требуется понижать давление перегрева. В связи с этим паровой промежуточный перегрев используют при очень высоком давлении свежего пара и небольших давлениях промежуточного перегрева. Он позволяет повысить КПД на 2,5÷3,5%.

Применение промежуточного теплоносителя позволяет снизить потери энергии от дросселирования пара в системе промежуточного перегрева, уменьшить массу и стоимость трубопроводов. Однако требуется два теплообменника: промежуточный пароперегреватель (ПП) и подогреватель теплоносителя (ПТ), а также циркуляционный насос (ЦН), что снижает надежность установки.

В настоящее время в основном используют газовый промежуточный перегрев пара.

Влияние промежуточного перегрева пара на КПД ПТУ проанализируем с помощью уравнения (1.43), которое будет справедливо и для схем с промперегревом. Для анализа используем тепловую схему 2-го рода с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 1.11, а). Общесудовые потребители не связаны с промежуточным перегревом пара, поэтому коэффициент β_{о с} остается неизменным.

Термический КПД цикла ПТУ с промежуточным перегревом пара увеличивается за счет дополнительного процесса подвода теплоты в области высоких температур, что повышает среднетемпературный уровень процессов подвода теплоты по циклу. На рисунке 1.12, а) представлен идеальный цикл ПТУ с промежуточным перегревом пара, где изобарический процесс 1'-0' соответствует процессу подвода теплоты в промежуточном пароперегревателе. На рис. 1.12 в) изображены действительные процессы расширения пара в si -диаграмме. На диаграмме показаны потери давления D р _пп, связанные с промежуточным перегревом пара.

Прирост КПД ПТУ с промежуточным перегревом зависит от давления промперегрева. Исследования показали, что имеется достаточно широкая область , в которой промперегрев выгоден. Существует оптимальное давление промежуточного перегрева, в реальных ПТУ он лежит в пределах (0,15÷0,20) P ₀.

Важную роль играет и температура пара после промежуточного перегревателя t _пп. Ее целесообразно повышать до начальной температуры пара (t _пп.= t ₀). В реальных ПТУ каждые 15° недогрева t _пп до t ₀ понижают КПД на 0,5÷0,7%.

Промежуточный перегреватель пара усложняет конструкцию и регулирование парового котла, но не влияет на температуру уходящих газов. Поэтому можно считать, что КПД котла будет таким же, как и в ПТУ без промперегрева.

КПД главных турбин вычисляется как средняя величина:

                    (1.47)

где  – располагаемая (адиабатная) работа ТВД и ТНД соответственно;  – КПД ТВД и ТНД соответственно.

На КПД ТВД и ТНД промперегрев влияет противоречиво. Уменьшение средней степени влажности по последним ступеням ТНД повышает ее КПД. Вместе с тем перепад энтальпий в турбинах вследствие промперегрева увеличивается на 20÷25%, а это приводит к уменьшению расхода пара. В связи с уменьшением длины лопаток первых ступеней ТВД их КПД несколько снижается. Прирост КПД ТНД будет больше и КПД главных турбин при современных мощностях и параметрах пара увеличивается примерно на 2÷2,5%.

    Характеристика схемы l в ПТУ с промперегревом уменьшается, что связано с увеличением относительного расхода пара на вспомогательные механизмы относительно производительности котла. При наличии регенерации промперегрев снижает ее эффективность, что также вызывает уменьшение l.

 

Рисунок 1.12 – Процессы цикла ПТУ с промежуточным перегревом пара:

а – цикл в sT -координатах; b – процессы расширения пара в турбоагрегате в si -координатах

 

В ПТУ с промперегревом η _тр снижается в связи с появлением дополнительного трубопровода подвода пара к промежуточному перегревателю пара и обратно. В реальных установках потеря давления вызванная промежуточным перегревом D p _пп = (0,10÷0,15) p _пп, что снижает выигрыш от промперегрева на 1÷2% абсолютных.

В итоге КПД ПТУ с промперегревом повышается. Это повышение может составлять до 5% в установках большой мощности и высоких начальных параметрах.