5. Тепловые схемы с промежуточным перегревом пара (ппп)

В тепловых схемах КТЭУ с промежуточным перегревом пара пар, прошедший ряд ступеней турбины, направляется в промежуточный пароперегреватель котла, и после вторичного перегрева направляется обратно в турбину для окончательного расширения в оставшихся ступенях.

Существует два принципа промежуточного перегрева пара газовый, при котором вторично перегреваемый пар воспринимает теплоту продуктов сгорания топлива в котле. Такой перегрев может осуществляться:

- в промежуточном пароперегревателе котла, расположенном в газоходе;

• в отдельной топке котла;

• в выносных пароперегревателях, оснащенных топками со сжиганием топлива в кипящем слое;

- паровой, при котором греющей средой является свежий пар, вырабатываемый котлом.

Применение газового перегрева пара позволяет довести температуру вторично перегретого пара до первоначальной, а при паровом перегреве -приблизительно до температуры насыщения греющего пара. Выбор способа перегрева пара зависит от начальных параметров пара, тепловой схемы установки и определяется технико-экономическими расчетами. В настоящее время в судовых КТЭУ применяется исключительно газовый перегрев пара в промежуточных пароперегревателях (котлы КВГ-80).

Тепловая схема простейшей установки с ППП (без использования регенерации) показана на рис. 81. Пар, вырабатываемый котлом, поступает в корпус ТВД. Расширившийся в ступенях ТВД пар направляется в промежуточный пароперегреватель котла, где происходит повышение его температуры (давление вторично перегреваемого пара при этом остается постоянным). После перегрева пар направляется в корпус ТНД, где окончательно расширяется и сбрасывается в главный конденсатор.

Вместе с тем, использование промежуточного перегрева пара приводит:

• к значительному усложнению конструкции парового котла, имеющего в своем составе дополнительные пароперегревательные поверхности нагрева;

• усложнению системы главного пара и применению дополнительных протяженных паропроводов, направляющих пар от турбины к промежуточному пароперегревателю котла и обратно в турбину;

• повышенным потерям давления пара в дополнительных паропроводах;

• усложнению системы автоматического регулирования КТЭУ;

• повышению стоимости изготовления установки;

• невозможности использования в составе установки реверсивных турбин: реверс в КТЭУ с ППП возможно осуществлять только за счет установки ВРШ. Трудность обеспечения реверса связана с тем, что при использовании ТЗХ трубная система пароперегревателя оставалась бы без охлаждения (пар при работе ТЗХ через промежуточный пароперегреватель не проходит), что привело бы к перегоранию трубной системы промежуточного пароперегревателя, находящейся в зоне высоких температур дымовых газов.

6. Способы повышения экономичности ктэу

Экономичности КТЭУ можно добиться, если улучшить экономические показатели составляющих, входящих в формулу КПД КТЭУ:

где:

щ_с - КПД тепловой схемы, оценивающий совершенство взаимосвязей

между элементами установки, и систем, обслуживающих ее основные элементы. На КПД тепловой схемы влияют: значения энтальпии рабочих сред; начальные и конечные параметры пара; тип регенеративного процесса, число ступеней регенерации; тип применяемых водоподогревателей, число отборов пара (для схем 1-го рода), характер процессов теплообмена в теплообменниках и другие факторы; п_к- КПД главных котлов;

П_е - эффективный КПД главной турбины;

Р_осс - коэффициент общесудовых затрат, характеризующий расход

пара на общесудовые потребители;

В общем случае, для повышения экономичности КТЭУ возможно использование следующих технических решений:

. увеличение начальных параметров пара. Этот способ повышения КПД достаточно эффективен и часто используется в совокупности с промежуточным перегревом пара. В КТЭУ с ППП повышением начального давления пара можно увеличить КПД установки на 3 ÷ 8 %, повышением начальной температуры - на 2,5 ÷ 5 %;

. увеличение числа ступеней регенеративного подогрева питательной воды. КПД цикла КТЭУ повышается:

• при одноступенчатом подогреве питательной воды на 3,5 ÷ 4,0 %;

• при двухступенчатом -на 5,5 ÷ 6,0 %;

• трехступенчатом -на 7,0 ÷ 7,5 %;

• четырехступенчатом -на 8,0 ÷ 8,5 %.

Увеличение числа ступеней подогрева более пяти не дает ощутимого выигрыша в повышении КПД, но значительно усложняет тепловую схему установки, систему регулирования и управления КТЭУ, и увеличивает малогабаритные показатели и стоимость установки. Увеличение числа ступеней регенерации неразрывно связано с повышением начальных параметров пара. Чем более высокими будут начальные параметры пара, тем больше ступеней регенерации возможно применить, тем более высокой будет температура питательной воды на выходе из последней ступени подогрева;

. увеличение КПД главных котлов: возможно за счет снижения потерь теплоты в котлах:

• от химической и механической неполноты сгорания топлива, что в свою очередь достигается совершенствованием процессов сгорания топлива;

• с уходящими газами, за счет совершенствования и оптимизации процессов теплопередачи в трубных поверхностях нагрева котла и использования развитых хвостовых поверхностей нагрева;

• в окружающее пространство, за счет применения более совершенных способов изоляции котла и поддержания качественного состояния изоляции котлов в процессе эксплуатации;

• увеличение КПДГТЗА: достигается совершенствованием аэродинамики проточной части турбины, увеличением частоты вращения ротора, применением планетарных передач, заменой реверсивных турбин реверсивными ВРШ, возрастанием агрегатной мощности, совершенствованием аэродинамических характеристик регулирующих органов;

• увеличение КПД вспомогательных механизмов: позволяет снизить расход пара на вспомогательные механизмы, и тем самым улучшить характеристику тепловой схемы;

• исключение маломощных турбоприводов с низким КПД и замена турбоприводных вспомогательных механизмов на электроприводные. В этом случае в тепловой схеме используется единственный вспомогательный турбомеханизм - турбогенератор, имеющий достаточно высокий КПД, остальные вспомогательные механизмы электрифици-рованы. В некоторых случаях для ряда турбомеханизмов используется групповой привод, в котором один мощный и имеющий высокий КПД турбомеханизм приводит в действие сразу несколько вспомогательных механизмов. Например, в ПКБТ от одного турбопривода производится раздача мощности на три насоса: конденсатный, бустерный и питательный. Часто групповой привод используется в конструкции турбогенераторов, когда от вала турбогенератора мощность передается на навешенные питательный и масляный насосы. Прирост КПД за счет использования группового привода может достичь 2,4 %;

• применение самопроточной циркуляции взамен принудительной, когда для прокачки трубной системы главного конденсатора вместо напора циркуляционного насоса используется динамический напор набегающего потока воды. При этом турбопривод ТЦН отключается, уменьшая расход пара в тепловой схеме на маломощные вспомогательные механизмы Прирост КПД может составить 0,9 %;

• уменьшение потерь теплоты с забортной водой. В тепловых схемах КТЭУ прокачивание маслоохладителя, холодильников эжекторов и конденсатора испарительной установки часто производится забортной водой. При этом часть теплоты, полученной в паровом котле, передается забортной воде. Если обеспечить прокачку

• теплообменников конденсатом главного цикла, то можно уменьшить потери теплоты во внешнюю среду и вернуть теплоту обратно в цикл. Эти мероприятия могут дать прирост КПД КТЭУ до 0,5 %;

• . замена эжекторов вакуумными насосами. При этом из тепловой схемы исключаются струйные насосы (эжекторы), имеющие относительно низкий КПД и потребляющие некоторое количество пара для работы. Замена эжекторов на вакуумные электронасосы уменьшает общий расход пара на нужды установки и может дать прирост КПД КТЭУ до 0,2 %.