Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
28-31.docx
Скачиваний:
0
Добавлен:
12.09.2019
Размер:
184.85 Кб
Скачать

28. Паровой промежуточный перегрев пара. Схемы решения, характерный параметры пара.

 Назначение промежуточного перегрева п ара.

П ромежуточный перегрев пара применяют для следующих целей: а) повышения степени сухости пара на выходе из турбины; б) повышения работоспособности пара и КПД турбины за счет подвода к пару дополнительной теплоты (еслиt¢0ср>t0ср, здесь t0срt'0ср – средняя температура подвода теплоты в цикле с промперегревом и без него соответственно); в) повышения начального давления пара p0 сверх сопряженного его значения. Промежуточный перегрев пара позволяет повысить КПД турбоустановки на 7 % , с учетом потерь теплоты – на 4 %.

 Цикл Ренкина с промежуточным перегревом пара изображен на рис. 3.5: 1–а – адиабатное расширение пара в I ступени турбины; а-b – перегрев пара в промежуточном пароперегревателе; в–2 – адиабатное расширение пара во IIступени турбины; 2–3 – конденсация пара в конденсаторе; 3–4 – сжатие воды в конденсатном и питательном насосах; 4–5 – подогрев воды до температуры насыщения в регенеративных подогревателях и водяном экономайзере; 5–6 – превращение воды в пар; 6–1 – перегрев пара в основном пароперегревателе.

3.5. Способы промежуточного перегрева пара

Применяют три способа промежуточного перегрева пара: газовый, паровой, с промежуточным теплоносителем. В РФ применяют газовый промежуточный перегрев пара. Промежуточный пароперегреватель размещают в конвективной шахте котла (tгазов=600¸700 °С), что повышает надежность, упрощает пуск и останов блока. tпп=tпе»540¸570 °С. Ввиду невысокого давления пара в промежуточном пароперегревателе pпп выбор марки стали для промежуточного пароперегревателя проще чем для пароперегревателя свежего пара. При одноступенчатом промежуточном перегрева пара принимают pпп=(0,15¸0,2)p0. Например, при p0=13,0 и p0=24,0 МПа pпп=2,0¸2,6 и pпп=3,6¸4,8 МПа.

С хемы с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 3.6), обладая высокой тепловой экономичностью, имеют следующие недостатки: а) протяженность трубопроводов промежуточного перегрева пара, энергетическая потеря в них, усложнение паровых котлов; б) большая вместимость паропроводов и пароперегревателя промежуточного перегрева пара вызывает опасность разгона турбоустановки при сбросе нагрузки. В установках с промежуточным перегревом пара кроме регулирующих применяют защитно-отсечные клапаны перед входом пара в турбину; в) усложняется схема регулирования парового котла.

Указанных недостатков нет при паровом промежуточным перегревом пара (свежим или отборным паром). Из-за малой экономии топлива (2÷3 % при использовании свежего пара и 1÷2 % – отборного пара), а также из-за удорожания оборудования особенно во втором случае паровой промежуточный перегрев пара не применяют. Паровой промежуточный перегрев пара применяют на АЭС с турбинами насыщенного пара для ограничения его влажности.

Особенности промежуточного перегрева пара на тэц

При серийном выпуске оборудования ТЭС в РФ принята унификация p0 и t0 на КЭС и ТЭЦ. При p0=13 МПа промежуточный перегрев пара применяют только на КЭС. Применение промежуточного перегрева пара на турбинах Т и ПТ при p0 =13,0 МПа для ограничения конечной влажности пара (x2) не столь необходимо, как на КЭС, так как основной поток пара отбирается для внешнего потребителя. Конденсационный сквозной поток пара невелик, работает в последних ступенях турбины с малым КПД и имеет допустимую конечную влажность. Таким образом, промежуточный перегрев пара на ТЭЦ менее экономичен, чем на КЭС.

 При промежуточном перегреве пара на ТЭЦ возрастает температура пара, используемого для внешнего потребителя. При заданном отпуске теплоты Qт = Dт(iт – iок) и повышении энтальпии пара отбора iт расход пара Dт на внешнее тепловое потребление уменьшается, что соответственно снижает эффект от увеличения работы теплофикационного потока в турбине благодаря промежуточному перегреву пара.

 На ТЭЦ должен осуществляется промежуточный перегрев общего потока пара, как теплофикационного, так и конденсационного. Так как оптимальное давление промежуточного перегрева пара (pпп=2,5¸4,0 МПа) на КЭС много выше давления теплофикационного отбора на ТЭЦ (pт=0,1¸1,5 МПа), то тем более pпп на ТЭЦ должно быть выше pт.

Промежуточный перегрев только конденсационного потока пара мало эффективен (ТЭЦ Линден США). Малую экономию теплоты (1÷2 %) дает промежуточный перегрев пара на промышленных ТЭЦ.

В РФ промежуточный перегрев пара применяют на отопительных ТЭЦ с турбинами Т-180-130 ЛМЗ (докритические параметры) и Т-250-240 ЛМЗ (сверхкритические параметры, pкр=225,5 кгс/см2tкр=374,16 °С).

В настоящее время энергоблоки с p0 = 13 и 24 МПа работают с tпе и tпп преимущественно 540 °С, что снижает их экономичность, но повышает надежность. На зарубежных ТЭС также t0=530¸540 °С при p0=13, 16 и 24 МПа. Переход от параметров пара 24 МПа, 540/540 °С к начальным параметрам пара 30 МПа, 650 °С повышает экономичность ТЭС на 4¸5 %. Одна треть энергоблоков современных ТЭС в РФ – энергоблоки сверхкритического давления (СКД)

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]