ТЭС и АЭС_1 / Лекция 11

Лекция 11

Начальные параметры пара. Промежуточный перегрев.

Под начальными параметрами пара пони­мают температуру и давление пара перед тур­биной и соответствующие им параметры пара на выходе из паровых котлов. Паротурбинные электростанции на органическом топливе ис­пользуют перегретый пар, состояние которого определяется температурой и давлением. В свою очередь, давление пара однозначно оп­ределяет температуру насыщения. Таким об­разом, начальные параметры пара сводятся к двум температурам: перегретого и насыщен­ного пара. На атомных электростанциях ис­пользуется в основном насыщенный пар. На АЭС с реакторами на быстрых нейтронах ра­ботают турбинные установки на перегретом паре. При работе на на­сыщенном паре начальные параметры харак­теризуются одной величиной — давлением (или температурой) пара.

Повышение начальных параметров пара, позволяющее увеличивать КПД цикла и рас­полагаемый теплоперепад, является одним из основных источников экономии топлива на электростанциях. Технический прогресс на па­ротурбинных электростанциях в значительной мере проявлялся в повышении начальных па­раметров пара. Так, за прошедшие 100 лет на­чальное давление пара возросло с 1,5—2,0 до 23,5—24,5 МПа, т. е. в 12—16 раз, начальная температура — с 350 до 550 °С, т. е. в 1,3 раза.

Энергетическую эффективность повышения начальной температуры пара можно иллюст­рировать на примере идеального цикла Карно. Действительно, КПД цикла Карно

,

где То — начальная и — конечная темпе­ратуры цикла, К, при которых теплота под­водится к рабочему телу и отводится от него.

Конечная температура пара современ­ных крупных конденсационных турбоустановок изменяется в относительно нешироких пределах, от 295 до 310 К. Если принять =300 К, то при Т_о=600 и 800 К КПД цикла Карно равен соответственно 0,50 и 0,625; при Т₀=900 К =0,667. Таким образом, КПД цикла Карно сравнительно быстро воз­растает с повышением начальной температу­ры пара.

Повышение начальной температуры пара, благоприятное также и в цикле Ренкина, и в циклах, применяемых на паротурбинных ТЭС и АЭС, практически ограничивается прочност­ными и технологическими свойствами метал­лов, надежностью их в работе, а также эконо­мическими условиями, их удорожанием с по­вышением температуры, в особенности при переходе от одного класса стали к другому, более совершенному. Так, до температур 725 К возможно применение углеродистых сталей; до температуры 825 К — слаболегированных сталей перлитного класса; до температур 870 и 900 К — соответственно сталей ферритно-мартенситного и аустенитного классов. Пере­ход от каждого из этих классов стали к сле­дующему более жаропрочному и жаростойко­му сопровождается значительным повышением их стоимости — в 2—5 раз.

Необходимость перехода к другому классу стали зависит также от давления пара.

Повышение начального давления пара, как правило, способствует повышению КПД цик­ла водяного пара. Исключение составляет околокритическая область состояний пара, в которой может наблюдаться обратная зависи­мость — снижение КПД с ростом давления как насыщенного, так и перегретого пара при данной его температуре.

Термодинамически наиболее эффективно одновременное повышение начальной темпе­ратуры и начального давления пара.

Если исходить из прочностных свойств ме­талла, то при заданном классе (и марке) ста­ли с повышением начальной температуры при­ходится снижать начальное давление пара, чтобы обеспечить необходимый уровень на­дежности оборудования. Такие парные значе­ния начальной температуры и давления, на­пример, и , , соответствующие одинаковой прочности оборудования, причем >, а <, можно назвать равнопроч­ными начальными параметрами пара.

Повышение начального давления пара (при данной температуре) позволяет наряду с возможным улучшением тепловой эконо­мичности электростанции увеличить мощность оборудования при допустимых его размерах (габаритах). Увеличение плотности пара с по­вышением его давления позволяет существен­но увеличить массовый его расход и совер­шаемую им работу в проточной части турби­ны, размеры которой ограничиваются конст­руктивными условиями.

Промежуточный перегрев пара позволяет осуществить дополнительный подвод теплоты к рабочему телу (водяному пару) и повысить его работоспособность. Тем самым частично компенсируется ограничение начальной тем­пературы свежего пара по указанным выше причинам и повышается КПД цикла. Приме­нение промежуточного перегрева пара на кон­денсационных паротурбинных установках способствует также снижению конечной влажности в последних ступенях турбины, повыше­нию надежности и экономичности их работы.

Обычно применяется одноступенчатый про­межуточный перегрев пара. Для особенно крупных энергоблоков при дорогом используе­мом топливе возможно применение двухступен­чатого промежуточного перегрева пара. Такая схема применена на некоторых крупных энер­гоблоках в США.

Наиболее крупные теплофикационные турбоустановки также можно выполнять с про­межуточным перегревом пара. Так, в СССР серийно изготовляли теплофикационные тур­бины типа Т-250-240 с промежуточным пере­гревом пара.

Установим зависимость КПД цикла Ренкина от начальных параметров пара. Рас­смотрим сначала цикл сухого насыщенного пара, применяемый в настоящее время на АЭС. Коэффициент полезного действия цикла (брутто):

,

где Ha=h₀—hк.а — располагаемый теплоперепад пара (в обратимом адиабатном процессе), кДж/кг; h₀ и hк.а — соответственно энтальпии пара перед турбиной и отработавшего пара после изоэнтропного расширения его в турби­не; в данном случае h₀=h", кДж/кг; Qo= h₀—— теплота, затрачиваемая в цикле; — энтальпия конденсата на выходе из турбоустановки (равная в данном случае эн­тальпии питательной воды паровых кот­лов), зависящая от давления в конденсаторе турбины . Из h, s-диаграммы рабочего про­цесса пара в турбине видно, что по мере по­вышения начального давления пара теплоперепад H_а сперва возрастает, достигает макси­мального значения, затем уменьшается (рис.l).

Теплоперепад H_а достигает максимума в точке, в которой касательная к пограничной кривой параллельна конечной изотерме (она же изобара) tк=const (p_K=const).

Расход теплоты Q₀ также достигает ма­ксимума в точке, для которой начальное дав­ление р₀≈3,0 МПа, а h₀=h"≈2804 кДж/кг. Точка пограничной кривой, отвечающая ма­ксимуму теплоперепада Н_а, в h, S-диаграмме находится левее точки максимума энтальпии сухого насыщенного пара h₀= h", соответст­вуя более высокому начальному давлению па­ра и меньшему значению энтропии S.

Максимум КПД ηt не совпадает с макси­мумом теплоперепада H_а: близ максимума H_а с дальнейшим повышением давления теплоперепад Н_а уменьшается сравнительно мед­ленно, а расход теплоты Q₀, прошедший ма­ксимум при более низком давлении, уменьша­ется относительно быстрее. Таким образом, при небольшом уменьшении числителя Ha знаменатель уменьшается быстрее, т. е. КПД ηt должен еще возрастать. В дальней­шем теплоперепад H_а будет снижаться бы­стрее, чем начальная энтальпия ho, и КПД, пройдя через свое максимальное значение, бу­дет уменьшаться. Условие максимума КПД нетрудно установить обычным образом, при­равнивая нулю производную КПД, например, по энтропии:

Отсюда вытекает соотношение между ве­личинами H_а и Qo в точке максимума КПД ηt, а именно

,

или, так как Q₀=h₀—h'_к и h'_к =f(pк)=const,

Таким образом, условием максимума КПД является равенство относительных измене­ний (уменьшения) теплоперепада H_а и рас­хода теплоты .

Зависимость КПД цикла перегретого пара от начальной температуры характеризуется семейством кривых, каждая из которых отве­чает определенному начальному давлению па­ра. Общим для этих кривых является рост КПД с повышением начальной температуры при любом начальном давлении.

Переход от цикла сухого насыщенного па­ра к циклу перегретого пара можно рассма­тривать как добавление к исходному циклу сухого насыщенного пара цикла, обусловлен­ного перегревом.

Таким образом, изменение КПД цикла благодаря перегреву пара зависит от отноше­ния КПД основного η0 и дополнительного) η_∆ циклов.

Нетрудно установить, что при усложнении цикла перегревом всегда η_∆> и, следова­тельно, КПД цикла возрастает.

Кривые КПД цикла ηt дают только первое приближение при определении оптимального значения начального давления пара р₀ при постоянной начальной температуре t₀. Следу­ющим шагом должен быть учет энергетиче­ских потерь турбины, что достигается посред­ством введения внутреннего относительного КПД турбины η_oi. С учетом этой величины внутренний абсолютный КПД турбоустановки

_.

Значение η_oi существенно зависит от на­чальных параметров пара.

C повышением температуры, с уменьшени­ем плотности пара и ростом его удельного объема уменьшаются потери трения, увеличи­ваются высоты лопаток, уменьшаются относи­тельные потери из-за протечек пара через за­зоры турбинной ступени, снижается конечная влажность пара. В связи с этим при повыше­нии начальной температуры значение η_oi воз­растает.

Повышение начального давления пара действует в обратном направлении: плотность пара возрастает, уменьшаются его удельный объем и высота лопаток, возрастают потери из-за протечек через зазоры в турбинной ступени; увеличивается конечная влажность пара. На рис.2 показана зависимость η_oi от объемного пропуска пара.

Рис. 2 Зависимость от объёмного пропуска пара

В действительном процессе работы пара в турбине конечная влажность пара не должна превышать примерно 12%; такое ограничение обусловливается эрозией последних лопаток каплями влаги, выделяющимися из общего парового потока, а также снижением КПД последних ступеней, работающих на влажном паре. Это снижение КПД на каждый допол­нительный процент влажности пара составля­ет 0,5—1%.

Парные значения начальной температуры и начального давления, соответствующие за­данной конечной влажности пара в турбине, называют сопряженными начальными пара­метрами пара.

Рис 3. Сопряжённые начальные параметры пара.

Очевидно, сопряженные на­чальные параметры пара располагаются в h,s-диаграмме на одной общей линии рабо­чего процесса пара в турбине, приводящей к заданной конечной влажности пара (рис. 3).

Приводим значения сопряженных началь­ных параметров пара, отвечающие конечной влажности пара в турбине 13% и внутренне­му относительному КПД турбины 0,85:

t0, °С	600	570	540	515	480	450	410
, МПа	20	18	14	12	3	7	5

Как видно из приведенных данных, началь­ной температуре 540 °С соответствует сопря­женное значение начального давления около 14,0 МПа. При начальной температуре 540 °С ши­роко применяют начальные давления пара около 14,0 и 24,0 МПа без превышения допу­стимой конечной влажности пара. Это дости­гается применением промежуточного перегре­ва пара.

Промежуточный перегрев пара позволяет, сохраняя рекомендуемую начальную темпера­туру пара 540—560 °С, подвести к рабочему пару дополнительную теплоту, повысить его работоспособность и КПД турбоустановки и электростанции.

Вместе с тем промежуточный перегрев па­ра позволяет, используя ограниченную на­чальную температуру и заданную допустимую конечную влажность пара, повысить началь­ное давление сверх сопряженного его значе­ния, что также способствует повышению КПД турбоустановки и электростанции.

Параметры и схемы промежуточного перегрева пара.

Параметры промежуточного перегрева па­ра.

На современных электростанциях на орга­ническом топливе применяют, как правило, газовый промежуточный перегрев пара. При этом можно получить высокую температуру пара, близкую к начальной температуре, и вы­брать оптимальное, достаточно высокое дав­ление промежуточного перегрева. Промежу­точный перегреватель размещают обычно в конвективной шахте парового котла, в обла­сти температур дымовых газов 600—700 °С. Такое размещение промежуточного перегрева­теля имеет основной целью повысить надеж­ность и упростить сложные операции пуска и остановки современных крупных энергобло­ков. Промежуточный перегреватель, разме­щенный в зоне невысоких температур газов, не требует специального охлаждения во время указанных операций. Температура промежу­точного перегрева выбирается обычно пример­но равной начальной температуре свежего паpa 540—570 °C. На некоторых электростанци­ях в США температура промежуточного пере­грева на 10—30 °С превышает температуру свежего пара. Это можно осуществить, выпол­няя промежуточный перегреватель комбини­рованного радиационно-конвективного типа. Ввиду относительно невысокого давления сре­ды выбор марки стали для промежуточного перегревателя менее затруднителен, чем для перегревателя свежего пара.

Схемы промежуточного перегрева пара.

Схемы с газовым промежуточным перегревом наряду с основным

преимуществом — высо­кой тепловой экономичностью — имеют и не­достатки. К ним относятся: наличие протяженных трубопроводов промежуточного пере­грева, энергетическая потеря в них, усложне­ние паровых котлов (рис.4)

Большая вместимость паропроводов проме­жуточного перегрева и перегревателя вызы­вает опасность разгона турбины при сбросе нагрузки и требует применения специальных защитных устройств. Для этого перед выпу­ском пара в турбину после промежуточного перегрева, кроме регулирующих клапанов, применяют защитно-отсечные клапаны, из ко­торых пар из системы промежуточного пере­грева отводится через редукционно-охладительное устройство (РОУ) в конденсатор тур­бины. Наличие газового промежуточного пе­регревателя усложняет схему регулирования парового котла из-за необходимости дополни­тельно регулировать температуру пара после промежуточного перегрева.

Указанные недостатки отсутствуют при па­ровом промежуточном перегреве конденсиру­ющимся паром. Паровой перегрев можно выполнить, используя для этого неко­торую часть свежего пара или пара из отбора турбины. Теплообмен в этом случае происхо­дит при температуре не выше критической (около 647 К) или немного выше (при сверх­критическом начальном давлении свежего па­ра). Это определяет невысокую возможную температуру промежуточного перегрева пара, соответственно пониженное его давление и малый энергетический эффект. Теоретически при низком давлении промежуточного перегре­ва возможно даже снижение термического КПД теоретического цикла. Однако повыше­ние внутреннего относительного КПД ступе­ней турбины в связи с уменьшением конечной влажности пара приводит в конечном счете к повышению КПД турбоустановки на 2—3% благодаря паровому промежуточному пере­греву.

Длина паропроводов промежуточного пе­регрева резко сокращается по сравнению с длиной паропроводов газового перегрева. Коэффициент теплопередачи в паро-паровом теплообменнике относительно высок, и теп­лообменники относительно компактны. Емкость системы парового промежуточно­го перегрева также относительно невелика, однако защитно-отсечные устройства перед входом перегретого пара в турбину все же требуются.

Промежуточный перегрев паром из отбо­ра турбины позволяет получить дополнительную работу пара в турбине, но из-за низкой температуры греющего пара энергетический эффект при этом не выше, а даже несколько ниже, чем при перегреве све­жим паром (КПД повышается на 1—2%).

Из-за малой экономии топлива и удорожания оборудования, прежде всего парового котла, паровой промежуточный перегрев не получил распространения. В настоящее время паровой перегрев

свежим и отборным паром применяют на АЭС с турбинами насыщенного пара с целью ограничения влажности пара в ступенях этих турбин. При использовании греющего пара низкого давления происходит лишь снижение влажности, т. е. подсушка (без перегрева) рабочего пара турбины.