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)

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

перегрева во вторичном перегревателе ПП. Затем пар расширяется в турбине низкого давления (ТНД) или в турбинах среднего и низкого давления (ТСД и ТНД).

При паровом перегрева после ТВД пар перегревается в паро- паровом теплообменнике ПП свежим 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 промперегрева. В связи с этим паровой промежуточный перегрев используют при очень высоком давлении свежего пара и небольших давлениях промперегрева. 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 газовыми промежуточным перегревом пара (рис. 1.11 а). Общесудовые потребители не связаны с промежуточным перегревом пара, поэтому коэффициент β_{о с} остатка 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 рис 1.12а представлен идеальный цикл ПТУ с промежуточным перегревом пара, где изобарический процесс 1'-0' соответствует процессу подвода теплоты в промежуточном пароперегревателе. На рис. 1.12в. изображены действительные процессы расширения пара в si -диаграмме, здесь D P _пп – потери давления, 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.

Рис. 1.12 – Процессы цикла ПТУ с промежуточным перегревом пара:

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

КПД главных турбин вычисляется как средняя величина:

                                        (1.47)

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

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.

В ПТУ с промперегревом η _тр снижается в связи с появлением дополнительного трубопровода подвода пара к промперегревателю 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.