8.5. Проміжний перегрів пари на кес, аес і тец

Сучасні паротурбінні електростанції, що базуються на найпростішому термодинамічному циклі Ренкіна, пройшли тривалу еволюцію. Прогрес в розвитку теплових електростанцій пов'язаний зі зростанням початкових параметрів пари, збільшенням одиничної потужності агрегатів і вдосконаленням технологічної схеми перетворення первинної теплової енергії в механічну і потім в електричну енергію. Ці заходи мають на своїй меті як підвищення теплової економічності електростанцій, так і зниження питомих сумарних витрат, на виробництво електроенергії. Для реальних теплоенергетичних установок необхідно зважати не тільки на термодинамічне вдосконалення початкового циклу, але і з інженерно-технічними шляхами його здійснення, додатковими втратами при реалізації і експлуатації нових елементів електростанції, що вводяться. Крім упровадження більш прогрессивних початкових параметрів на теплових електростанціях вводять деякі зміни в термодинамічний цикл Ренкіна і загальну технологічну схему електростанції (наприклад, проміжний перегрів пари, регенеративний підігрів води і ін.).

Проміжний перегрів пари на КЕС здійснюється по схемі, показаній на мал. 8.8.

Проміжний перегрів пари здійснюється після того, як пара заздалегідь пропрацювала в перших ступенях турбіни в ЦВД. Це додаткове підведення тепла до робочого тіла установки (пару) звичайно здійснюється в котлі, для чого в ньому встановлюється додаткова поверхня нагріву (проміжний пароперегрівач).

Процес розширення пари в турбоустановці в i,s-координатах по котлу на мал. 8.9.

Спочатку проміжний перегрів пари розглядався як засіб зменшення кінцевої вологості пари при переході до більш високого початкового тиску р_о, але без істотного збільшення температури свіжої пари t_о (за умов міцності металу). З мал. 8.9 видно, що вологість пари (1-x_пп)(1-x₀).

Таблиця 8.2. Оптимальний тиск в конденсаторі

Розрахункова вартість палива, руб/т	Середня температура охолоджуючої води, С	Оптимальний кінцевий тиск пари ркопт, кПа
		Розрахункова вартість 1 м2 поверхні охолоджування конденсатора, руб/м2
		15		20
		Розрахункова вартість додаткової витрати охолоджуючої води, руб/м3
		10	20		10	20
3	10	3,4	3,9		3,6	4
	15	4,1	4,7		4,2	4,8 .
8	10	2,8	3,2		2,9	3,3
	15	3,4	3,8		3,6	3,9
10	10	2,5	2,8		2,6	2,9
	15	3,1	3,4		3,2	3,5

Рис. 8.8. Процес розширення пари в турбоустановці.

Проміжний перегрів пари дозволяє без дотримання зв'язаності, параметрів мати кінцеву вологість (1-x_пп) в межах норми - не більше 10-12%. Проте правильний вибір тиску, при якому здійснюється проміжний перегрів пари, дозволяє одночасно істотно підвищити термічний ККД циклу _t.

Запишемо термічний ККД циклу з проміжним перегрівом пари, показаний в Т, s-діаграмі на мал. 8.10, а

(8.27)

де N_о - потужність, одержувана в початковому циклі без проміжного перегріву; N_ - додаткова потужність, одержувана від введення проміжного перегріву і додатковому циклі (на мал. заштрихований); (Q₀ і Q_ аналогічні N_о і N_ - кількість теплоти, що підводиться в початковому додатковому циклах.

Мал. 8.9. Ідеальні цикли з проміжним перегрівом пари.

Перетворимо вираз (8.27)

де _о - ККД початкового циклу; _- ККД додаткового циклу.

З отриманого виразу виходить, що підвищення економічності циклу з проміжним перегрівом пари залежить від відношення _ /_о. При рівності ККД початкового і додаткового циклів економічність циклу з проміжним перегрівом рівна ККД початкового циклу без проміжного перегріву.

При __о ККД складного циклу (з проміжним перегрівом) менше ККД початкового циклу _о; при __о ККД складного циклу більше ККД початкового циклу >_о.

Для знаходження максимального значення ККД складного циклу і умов його отримання необхідно прирівняти похідну нулю, оскільки від значення Т₁ залежить і Q_ і _ (див. мал. 8.10, а). Стосовно виразу (8.27)

або , (8.28)

де Q=Q₀+Q_ і N=N₀+N_

Замінимо N_ і Q_ виразами Q_ = С_р(Т₂ -Т₁); N_ = Q_ -Q_k = C_р(Т₂ -Т₁)-sT_k ,де s= С_р ln T₂ /T₁

C_р - середня теплоємність пари в процесі проміжного перегріву.

Враховуючи, що T₂ = const (задана величина), знаходимо

;

Провівши відповідні заміни у виразі (8.28), отримаємо:

або

(8.29) Оптимальні значення Т₁ по отриманому виразу для максимального значення _t^max можна визначити в порядку послідовного наближення. Для цього при декількох значеннях Т₁ обчислюють ККД циклу з промперегрівом  по виразу (8.29), а також і по виразу (8.27) до їх збігу.

Для зразкової оцінки оптимального тиску проміжного перегріву можна приймати р_пп = (0,15-0,25)р₀ . Зниження витрат палива на установці в результаті здійснення проміжного перегріву пари в реальних умовах досягає 4-7%.

Витрата пари на турбоустановку з проміжним перегрівом в одиницю часу відповідно до енергетичного балансу визначається по виразу

(8.30)

де

Питома витрата теплоти на 1 кВт*год отриманої енергії рівна

ККД електростанції з проміжним перегрівом

Введення на паротурбінних установках газового проміжного перегріву вимагає установки додаткових трубопроводів пари на відповідні параметри (р_пп, t₂ і t₁), ускладнює регулювання турбоустановки через більшу місткість додаткових трубопроводів; вимагає установки захисних клапанів перед ЦСД або ЦНД, перепускаючих ув'язненого в проміжних трубопроводах пар в конденсатор при раптових скиданнях навантаження.

Температура проміжного перегріву пари t₂ звичайно приймається рівній температурі перегріву в первинному пароперегрівачі.

Проміжний перегрів пари на ТЕЦ, як і на КЕС, підвищує її економічність. Проте оптимальний тиск проміжного перегріву на ТЕЦ виявляється дещо вищий, ніж для КЕС.

Для аналізу ефективності проміжного перегріву пари на ТЕЦ розглянемо два цикли: цикл для потоку пари, що йде у відбір, _п (мал. 8.9,б), і цикл для потоку пари, що йде в конденсатор, 1-_п (мал. 8.9, в).

Ефективність застосування проміжного перегріву для ТЕЦ можна оцінити по збільшенню внутрішнього абсолютного ККД ТЕЦ _і^ТЕЦ при заданій частці відбору а_п і температурі проміжного перегріву, рівній, що приймається t₀.

Приймаючи також, що конденсат відбору, що повертається від споживача, має температуру Т_к, К, визначимо _і^ТЕЦ по виразу

(8.31)

де Q - теплота, що сумарно підводиться, в циклах для _п і для 1-_п, відповідно рівна: Q=Q₀+Q_; - внутрішні абсолютні ККД для даних циклів.

З останнього виразу виходить, що внутрішній абсолютний ККД ТЕЦ в цілому є середньозваженою величиною ККД циклів  і 1- і його величина задовільняє нерівності:

тобто підвищення ККД ТЕЦ від проміжного перегріву виявляється менше ніж на КЕС.

Проміжний перегрів пари на АЕС, що працюють в більшості випадків на насиченій парі, попереджає підвищення вогкості пари в частині низького тиску (ЧНД) турбіни вище допустимого. Зниження кінцевої вогкості пари здійснюється за допомогою сепарації вологи з пари, що пройшла частину високого тиску (ЧВД) турбіни (рис. 8.10, а).

Проміжний перегрів пари на АЕС, що працюють на насиченій парі в частині високого тиску, здійснюється в паровому пароперегрівачі, встановлюваному в поєднанні з попереднім сепаратором .

Доповнення сепаратора проміжним пароперегрівачем дозволяє при допустимій кінцевій вогкості підвищити початковий дорозділовий тиск пари між ЦВД і ЦНД, а отже, підвищити ККД АЕС. Перегрів пари в цьому випадку здійснюється свіжою парою початкових параметрів в паро-паровому теплообміннику. Перегрів пари буде на величину недогріву  менше температури конденсації пари початкових параметрів р_0, t₀. При використовуванні сепаратора внутрішній ККД установки буде рівний:

(8.32)

Мал. 8.10. Схеми сепарації (а) і проміжного перегріву пари (б) свіжою парою, вживані на АЕС, і i, s- діаграми для кожної з них. 1, 2 - частини підвищеного і низького тиску турбін; 3 - сепаратор; 4 - теплообмінник.

при використовуванні тільки парового перегрівача

(8.33)

де х - зниження вогкості пари після сепаратора вологи; _пп - частка свіжої пари (від витрати пари у власне турбіну), що поступає в паровий пароперегрівач. Решта величин показані на мал. 8.10.