Начальные параметры и промежуточный перегрев пара, страница 8

Рис. 4.10. Зависимость внутреннего абсолютного КПД турбоустановки с двухступенчатым промежуточным перегревом  от начального давления p₀ при различных начальных температурах пара t₀

Аналогичные выводы можно получить и для двухступенчатого промежуточного перегрева пара (рис. 4.10), т е. принимать в первом приближении:

Аналитический метод определения температуры начала промежуточного перегрева — приближенный, как и приведенное ранее соотношение давлений промежуточного перегрева пара p_п.п и начального давления свежего пара. На оптимальное значение давления промежуточного перегрева (или температуру его начала) влияют: температуры свежего пара и пара после промежуточного перегрева; значения внутреннего относительного КПД отдельных частей турбины, конструктивные факторы. В конечном счете оптимальное давление промежуточного перегрева пара выбирают на основе вариантных технико-экономических расчетов.

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. 4.11).

Рис. 4.11. Схема простейшей конденсационной электростанции с газовым промежуточным перегревом пара

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 (рис. 4.11). 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 (рис. 4.11) 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.