2 Промежуточный перегрев пара и регенеративный подогрев конденсата

2.1 Промежуточный перегрев пара

2.1.1 Промежуточный перегрев пара на конденсационных электростанциях.

Для повышения кпд станции и ограничения конечной влажности пара в последних ступенях турбины на ТЭС применяется промежуточный перегрев пара. Повышенная влажность пара на выходе из турбины способствует усилению коррозии лопаток и соответственно, снижению надежности и уменьшению срока эксплуатации [3-5].

Использование промежуточного перегрева позволяет повысить не только надежность турбины, но и увеличить ее кпд. На промежуточный перегрев направляется пар, который проработал в первых ступенях турбины – в ЦВД. На ТЭС дополнительный подвод тепла осуществляется в котле, для чего в нем устанавливаются дополнительные поверхности нагрева. Для подвода пара к котлу на перегрев и возвращения его в турбину сооружаются специально предназначенные для этого трубопроводы. Схема простейшего одноступенчатого перегрева пара представлена на рисунке 2.1, на рисунке 2.2 представлена ТS-диаграмма такого цикла.

В соответствии с (1.20) кпд цикла Ренкина

η_t = ,

где - полезная работа;

Q_к – тепло отводимое в конденсаторе при отсутствии регенерации.

Q_к = D_т(i_к –i_к^′).

Выразив разность энтальпий через разность энтропий в начале и конце цикла (рис.2.2), а количество подведенного тепла Q₁ через разность энтальпий острого пара и конденсата Q₁ = D_т(i₀ –i_к^′), получим следующее выражение для кпд цикла Ренкина

η_{t Рен} = 1 - (2.1)

И з (2.1) следует, что на кпд существенное влияние оказывают начальные и конечные параметры пара: чем выше S₀ и i₀ и чем ниже Т_к, тем выше кпд цикла. Зависимость кпд цикла Ренкина от начальных параметров пара представлена на рисунке 2.4.

Для цикла с промежуточным перегревом пара полезная работа выполняется как за счет первично подведенной к рабочему телу теплоты, так и за счет тепла, полученного при промежуточном перегреве. Если считать, что при промперегреве пар нагревается до температуры t_пп, имея при этом энтальпию i_пп, то термический кпд цикла можно записать в следующем виде:

(2.2)

где и Q₀ - располагаемая мощность турбоустановки и подведенное тепло при отсутствии промперегрева,

и Q_пп – соответственно, располагаемая мощность турбоустановки, получаемая дополнительно за счет промперегрева, и тепло подводимое при промперегреве пара.

Из iS-диаграммы (рис. 2.3) видно, что процесс расширения пара заканчивается в области его более высокой сухости (кривая f-k), чем в простом цикле. Оптимальная температура начала перегрева Т₁ определяется из условия достижения максимального значения кпд цикла с промперегревом при заданной температуре конденсации Т_к:

η^пп_макс =1- Т_к / Т₁ ,

откуда Т_1опт = , К (2.3)

k

Рисунок 2.3 – Процесс расширения пара для турбины с промежуточным перегревом пара в iS-диаграмме

η

Из (2.3) и рисунка 2.2 следует, что оптимальная температура пара, поступающего на промперегрев, должна быть равна эквивалентной температуре горячего источника в цикле Карно, который эквивалентен циклу с промежуточным перегревом, если T_{хол =} T_к (температура холодного источника цикла Карно равна температуре конденсации).

Конечная температура конденсации T_к на мощных ТЭС изменяется как правило в пределах 295 - 310 К (22-37⁰С); величина начальной температуры всего цикла определяется стойкостью металла труб при начальных параметрах пара (давлении р₀ и температуре t₀) , изменяется в пределах 530-560 ⁰C. Температура промперегрева может быть выше начальной температуры процесса, так как перегрев происходит при давлении р₁, более низком, чем начальное р₀ (рис.2.3). При оптимальной температуре начала перегрева получаем кпд цикла с промперегревом приблизительно на 4% выше кпд цикла Ренкина, т.е.

= 1,04 (2.4)

Определение Т_1опт выполняется в следующей последовательности: по рисунку 2.4 определяется при заданных начальных параметрах р₀ и t₀; найденный подставляется в (2.3) и находится ; далее по (2.2) определяется оптимальная температура начала перегрева Т_1опт.

Применение промежуточного перегрева эффективно на установках со сверхкритическими параметрами пара. На мощных энергоблоках применяется двухступенчатый промперегрев, при котором на первой ступени перегревается пар, отработавший в ЦВД, и направляемый из промперегревателя котла в ЦСД; на второй ступени – перегревается пар, отработавший в ЦСД, направляемый после перегрева в ЦНД. [3, 4]. Большее количество ступеней делать неэкономично, т.к. слишком велики затраты на паропроводы и потери в них.

Оптимальное давление при промежуточном перегреве до заданной температуры рекомендуется принимать в пределах р₁^пп = (0,15 – 0,20)р₀, при двухступенчатом промперегреве - р₁^пп = (0,25 – 0,30)р₀; р₂^пп = (0,06 – 0,09)р₀, здесь р₁^пп – давление пара на первой ступени перегрева, р₂^пп - то же на второй.

Повышение начального давления позволяет при данной температуре получить улучшенные показатели тепловой экономичности, а также увеличить мощность оборудования при данных его размерах. Увеличивающаяся при повышении р₀ плотность пара позволяет увеличить его массовый расход и, соответственно, мощность, которая пропорциональна расходу пара.

При использовании промежуточного перегрева важным является обеспечение постоянной температуры промежуточного перегрева в большом диапазоне нагрузок блока. Для регулирования температуры пара после промперегрева используют следующие методы:

• газовые методы – используются регулировочные шиберы и расщепление конвективной шахты; дымососы рециркуляции;

• паропаровые теплообменники в сочетании с байпасированием;

• газопаропаровые теплообменники.

Снижение температуры промежуточного перегрева ведет к снижению кпд блока и повышению конечной влажности пара.

2.1.2 Промежуточный перегрев пара на ТЭЦ

При докритических параметрах пара (например, давлении острого пара 13МПа) промежуточный перегрев на ТЭЦ с блоками мощностью до 150 МВт практически не используется, так как основной поток пара из теплофикационной турбины отбирается для внешнего потребителя и уменьшение конечной влажности пара не столь актуально. Экономия тепла и топлива при использовании на ТЭЦ промежуточного перегрева может составить 3-4% при отопительной нагрузке, т.е. существенно ниже, чем на КЭС. Кроме того при использовании промперегрева на ТЭЦ как промышленного, так и теплофикационного назначения, требуется повышение давления промежуточного перегрева Р_пп по сравнению с КЭС ввиду того, что давление пара для внешних тепловых потребителей (Р_т = 0,1…1,5 МПа) существенно выше давления пара на выходе конденсационных турбин. Выполнение промперегрева только конденсационного потока пара неэффективно.

Применение промежуточного перегрева на ТЭС с централизованной схемой паропроводов, характерной для промышленных ТЭЦ, потребовало бы сооружения трех систем паропроводов: свежего пара, «горячей» и «холодной» линий промежуточного перегрева. В то же время наличие поперечных связей по промежуточному перегреву сделало бы турбины неуправляемыми, так как пар после ЦВД практически равномерно будет распределяться между ЦСД, а не направляться в котел на перегрев. Следовательно, необходимо отказаться от поперечных связей по промперегреву. В этом случае целесообразно вообще отказаться от централизованной системы паропроводов свежего пара (поперечных связей по пару), что приводит к использованию блочных схем на станциях: «парогенератор – турбина – генератор», при которых каждый блок работает обособленно от других блоков.

На отопительных ТЭЦ больших городов с теплофикационными блоками мощностью свыше 180 МВТ, работающими на сверхкритических параметрах пара, использование промперегрева целесообразно, т.к. для таких блоков снижение конечной влажности пара играет существенную роль.

2. Регенеративный подогрев конденсата

2.2.1 Схемы регенеративного подогрева и типы подогревателей

Регенеративный подогрев конденсата на ТЭС используется для уменьшения потерь тепла в окружающую среду, которые имеют место за счет отвода теплоты из конденсатора с охлаждающей водой. Конденсат после конденсатора нагревается в регенеративных подогревателях отработавшим в турбине паром из отборов турбины. Отборы, давление в которых не поддерживается постоянным, называются нерегулируемыми. Большинство отборов, из которых пар направляется на регенеративный подогрев конденсата, являются нерегулируемыми. Количество отборов зависит от мощности турбины и может изменяться от 2-3 до 8-9, большее количество отборов неэффективно.

Основная часть работающего в турбине пара проходит через конденсатор. Количество отбираемого пара составляет незначительную долю от пара, расходуемого на турбину. Это позволяет снизить потери тепла, т.к. оно возвращается в котел с подогретым конденсатом, т.е. регенерируется. При этом снижается расход тепла в конденсаторе (т.е. выход тепла в окружающее пространство), уменьшается расход топлива на образование пара в парогенераторе, повышается кпд цикла паротурбинной установки и электростанции в целом. В то же время возрастает расход пара на единицу выработанной электроэнергии. Электростанции, вырабатывающие энергию с использованием регенеративного подогрева, работают на основе так называемого регенеративного цикла, а регенеративный подогрев питательной воды представляет основную возможность экономии теплоты и топлива на тепловых электростанциях.

При отсутствии промежуточного перегрева пара удельный расход тепла q₀ на турбоустановку с регенеративным подогревом определяется разностью энтальпий свежего пара (на входе в турбину перед стопорным клапаном) и питательной воды (на входе в парогенератор):

q₀ = i₀ – i_пв , кДж/кг

Удельный расход теплоты q_к пара, проходящего через конденсатор, определяется долей α_к этого пара от общего количества пара, поступающего в турбину.

α_к = D_к / D_T (2.5)

где D_к – пар, проходящий через конденсатор, кг/с,

D_T – общее количество пара, поступающего в турбину из парогенератора, кг/с.

Доля расхода пара на подогреватель с номером j при общем количестве подогревателей r определяется отношением количества теплоты, полученного в подогревателе питательной водой, к количеству теплоты, отданному греющим паром из отбора в подогревателе на нагрев питательной воды:

α_j = D_j / D_T = (2.6)

здесь i_jнвых и i_jнвх – соответственно энтальпия питательной воды на выходе и входе в подогреватель;

i_jотб – энтальпия пара из соответствующего отбора турбины.

Схема регенеративного подогрева представляет собой цепочку последовательно включенных подогревателей. Используются регенеративные подогреватели смешивающего и поверхностного типов.

По типу используемых подогревателей различают схемы:

• со смешивающими подогревателями,

• с поверхностными подогревателями;

• с комбинацией подогревателей обоих типов.

Подогреватели входят в комплект поставки турбины.

При выборе оптимальной температуры питательной воды должны учитываться технико-экономические факторы и условия эксплуатации парогенераторов и турбоустановок: стоимость топлива, капитальные затраты на систему регенеративного подогрева, изменение условий работы водяного экономайзера, капитальные затраты в хвостовые поверхности нагрева парогенератора для обеспечения с ростом температуры питательной воды t_пв поддержания на требуемом уровне температуры уходящих газов t_уг и поддержания ее стабильности. Экономически наивыгоднейшая температура питательной воды зависит также от стоимости металла трубопроводов, топлива, начальных параметров пара, мощности агрегата и других факторов.

При наличии промежуточного перегрева пара расход теплоты на турбоустановку Q_ту от температуры питательной воды и доли пара, отбираемого на промперегрев:

Q_ту = D₀(i₀ – i_пв + α_пп q _пп)

Здесь α_пп - доля пара, направляемого на промежуточный перегрев,

i_пв – энтальпия питательной воды, q _пп – тепло, затрачиваемое на промежуточнй перегрев.

Таким образом, использование регенеративного подогрева питательной воды влияет не только на кпд турбоустановки η_ту, но и на кпд парогенератора η_пг. Поэтому при проектировании одновременно определяют оптимальные температуры подогрева питательной воды, соответствующих температур и давлений регенеративных отборов и температуру уходящих газов.

2.2.2 Схемы регенеративного подогрева с подогревателями

смешивающего типа.

На рисунке 2.5 представлена схема регенеративного подогрева питательной воды с использованием подогревателей смешивающего типа. В смешивающем подогревателе (другое название – контактный подогреватель) вода непосредственно соприкасается с паром. Пар, поступающий из отборов турбины, конденсируется при температуре насыщения t_jн, соответствующей давлению в подогревателе. Из конденсатора в подогреватель П1 поступает конденсат с давлением р_к и температурой t_к, где нагревается до температуры t_1н; в подогревателе П2 - с t_1н до t_2н и т.д.

В регенеративной схеме по мере перехода от начального подогревателя к последующему гидравлическое сопротивление увеличивается вследствие подачи пара из ступеней турбины с более высоким давлением. Чтобы вода могла поступать в последующий подогреватель, в котором выше давление, между подогревателями устанавливаются перекачивающие насосы (ПН). На рисунке 2.5 представлена схема регенеративного подогрева с использованием смешивающих подогревателей. В подогреватель, расположенный после конденсатора, вода подается конденсатным насосом. В конденсаторе КЭС давление ниже атмосферного, поэтому давление в этой группе невелико - не превышает 2,5 МПа. В схемах ТЭС смешивающие подогреватели устанавливаются до питательного насоса, поэтому их называют подогревателями низкого давления – ПНД. Система регенерации низкого давления выполняется однопоточной. Вода нагревается в одной группе последовательно расположенных подогревателей.

Каждый перекачивающий насос обеспечивает давление, равное сумме давлений в последующем подогревателе и гидравлическому сопротивлению трубопроводов. Давление должно быть таким, чтобы не было закипания воды на выходе из подогревателя.

Питательный насос устанавливается после последнего подогревателя и обеспечивает полное давление, которое необходимо для получения на выходе из пароперегревателя котла требуемых температур и давления пара (t₀ и р₀ соответственно).

Смешивающие подогреватели обеспечивают наибольший эффект от регенерации, т.к. в них вода нагревается до температуры насыщения при данном давлении и смешивается с греющим паром. Типовым решением для схем с регенеративным подогревом является включение на последней ступени ПНД деаэратора, представляющего собой подогреватель смешивающего типа, предназначенный для удаления агрессивных газов из питательной воды (см. раздел 4.2).

Недостаток схемы с подогревателями контактного типа - необходимость установки перекачивающих насосов, что удорожает схему. Работа перекачивающих насосов на воде, нагретой до температуры насыщения, также снижает надежность схемы, особенно в режимах изменения давления в регенеративных отборах вследствие изменения нагрузки турбоагрегата. Смешивающие подогреватели наиболее часто используются в комбинированных схемах регенеративного подогрева в качестве подогревателей низкого давления (ПНД).

2.2.3 Расчет потребности пара для паротурбинной установки при использовании регенеративных подогревателей смешивающего типа.

Расчет схемы с регенеративными подогревателям выполняется в целях определения количества пара отбираемого на регенеративные подогреватели, пропуск пара в конденсатор и общего расхода пара на турбину при заданной мощности генератора. Расход греющего пара, поступающего в подогреватели из отборов турбины, определяется из уравнений тепловых балансов, которые составляются по принципу: тепло (в кВт), передаваемое греющим паром, равно теплу, получаемому нагреваемой водой. Схема тепловых потоков для расчета теплового баланса смешивающего подогревателя представлена на рисунке 2.7. Для последующих подогревателей вместо потока от конденсатора в схеме должен быть указан поток от предыдущего конденсатора.

Обозначим: D – весь пар, поступающий в турбину при отсутствии регенеративного подогрева, D_Т – весь свежий пар, поступающий в турбину при использовании регенеративного подогрева;

D_j - пар, поступающий из отбора турбины в подогреватель с номером j; где j = 1; 2; …r, i_j – энтальпия пара из j-го отбора j =1,2,…r;

D_к - пар, проходящий через конденсатор;

с_в – средняя теплоемкость воды,

t_к – температура конденсата на выходе из конденсатора;

t_1н – температура воды на выходе из подогревателя П1, t_2н – то же из подогревателя П2 и тд.

Количество пара, проходящего через конденсатор,

D_к = D_Т - (2.7)

Для подогревателя П1 (первого после конденсатора) уравнение теплового баланса можно представить схемой рис.2.7. Без учета потерь тепла в окружающую среду будем иметь:

D_к с_вּt_к + D₁ i₁ =(D_Т – D₂ - D₃ –D₄) с_в t_1н , (2.8)

Подставим в (2.8):

с_вt_к = і′_к - энтальпия конденсата на выходе из конденсатора;

с_вt_1н = і_1н – энтальпия питательной воды на выходе из подогревателя П1;

величину D_к - из (2.7). Получим:

(D_Т -D₁-D₂-D₃-D₄)і'_к+ D₁ i₁ = (D_Т – D₂ - D₃ –D₄) і_1н,

После преобразования получим

(і₁ – i' _к) D₁ = ( і_1н – i'_к ) (D_Т – D₂ - D₃ –D₄), откуда

D₁ = (D_Т – D₂ - D₃ –D₄) (2.9)

Аналогично для подогревателя П2 получим:

D₂ = (D_T – D₃ –D₄) ; (2.9а)

Для П3: D₃ = (D_T – D₄) ; (2.9б)

Для П4: D₄ = D_T · . (2.9в)

Разделив (2.9в) на D_T , получим в относительных единицах долю пара α_4отб от общего объема, отбираемого на подогреватель П4:

α_4отб = D_4отб/ D_Т = (2.10)

В приведенной схеме с четырьмя подогревателями α_4отб = α_r=1, так как на практике принято вести счет отборов турбины начиная от первого самого высокого по давлению, а подогревателей – начиная от конденсатора. Таким образом, при наличии r отборов в соответствии с (2.7) имеем упрощенное (не учтен расход пара на уплотнения, охлаждающие эжекторы и др.) уравнение материального баланса в долях расхода пара в элементах тепловой схемы ТЭС с регенеративными подогревателями питательной воды:

= 1 (2.11)

Таким же образом из ( 2.9б) определяется доля α_3отб пара, поступающего в подогреватель П3: α_3отб = (1- α_4отб) (2.10а)

из (2.9а) и (2.9) определяются α_2отб и α_1отб.