3. ПАРАМЕТРЫ ПАРА. ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ ПАРА

3.1.         Влияние начальных параметров пара на тепловую

экономичность конденсационных турбин

Под начальными параметрами понимают температуру t₀ и давление p₀ пара перед автоматическим стопорным клапаном (АСК) турбины. Повышение p₀ , t₀ позволяет увеличить КПД цикла – это главный источник экономии топлива на ТЭС.

1. Начальное давление пара p₀. Возрастание КПД цикла Ренкина при повышении давления p₀ до p¢₀ обусловлено тем, что возрастает средняя температура подвода теплоты в котле, так  как  увеличивается температура насыщения t_s, а также  повышением  температуры  регенеративного подогрева питательной воды. Следовательно, уменьшаются потери теплоты от необратимого теплообмена при конечной  разности  температур  (рис. 3.1).  Увеличение  p₀  приводит  к увеличению  адиабатного  теплоперепада H (H₀<H¢₀<H¢¢₀) (рис. 3.2 а). Однако  при  повышении  р_о  плотность       пара         возрастает,        уменьшается удельный объем и высота лопаток, а, следовательно, и объемный расход пара через турбину. Кроме того повышение p₀ приводит к уменьшению степени сухости пара на выходе из турбины x₂<x₁, что вызывает эрозию последних ступеней лопаток турбины от работы во влажном паре. При этом возрастают потери из-за протечек через зазоры в турбинной ступени и концевые уплотнения. Это приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД η_оi  турбины.

Если одновременно с повышением р_о  увеличить мощность турбины, то этим будет компенсироваться уменьшение удельного объема и величина η_оi либо не изменится, либо уменьшится незначительно, а увеличение η_э будет более существенным. Так, например, при повышении давления с 12,75 МПа до 23,5 МПа снижение  в_у на отпущенную электроэнергию для турбины 200 МВт составляет 3%. Если одновременно увеличить и мощность турбины до 500 МВт,  то  разница  возрастает до 4÷5%.

В РФ приняты четыре ступени начального давления пара: 3,4; 8,8; 12,75 и 23,5 МПа. Этих ступеней давления достаточно, чтобы выбрать оптимальные параметры пара для любой мощности турбины. Исключение составляет интервал мощностей 300÷500 МВт, когда преимущества могли бы иметь установки на 16,5 МПа. Установки на р_о от 17 до 22 МПа практически не применяются, так как в этом интервале давлений (вблизи критической точки) ухудшается теплопередача от стенок поверхностей нагрева котла к воде.

2. Начальная температура пара t₀. При увеличении t₀ (p₀=const) возрастают адиабатный теплоперепад в процессе (рис. 3.2 б) и степень сухости пара, что приводит к возрастанию КПД. Повышение t₀ практически ограничивается прочностными и технологическими свойствами металлов, их надежностью и экономичностью. До t₀=452 ºC применяют углеродистые стали; до t₀=552 ºC – слаболегированные, а при 597<t₀<527 ºC – стали ферритно-мартенситного и аустенитного классов. При переходе к следующему классу стали стоимость установки возрастает в 2¸5 раз.

Расчетами установлено, что повышение температуры острого пара на 50 °С уменьшает удельный расход топлива на 2,5 % в установках без промперегрева и на 3 % в установках с промперегревом при условии, что t_пп за промежуточным пароперегревателем также возрастает на 50 °С. Практически, как в РФ, так и за рубежом вcе турбины мощностью 100 МВт и выше выполняются на t_o=535÷540 °С или на t_o=555÷560 °С. (Для повышения надежности работы металла температура пара может быть снижена на 5÷10 °С в сравнении с предельно допустимой). Установки с более высокой t_о, требующие большого расхода дорогих аустенитных сталей, не находят широкого применения в теплоэнергетике;  имеются  лишь  несколько опытно-промышленных ТЭС с t_о>600 °С.

Зависимость между начальными параметрами пара и его влажностью за последней ступенью турбины показана на рис. 3.3. Из-за эррозии лопаток последних ступеней величина предельно допустимой влажности за турбиной ограничивается 8÷10 % при длине последней лопатки 750÷1000 мм и 13 % – при длине до 600 мм.

 Для турбин мощностью до 100 МВт достаточно применять ЦНД с лопатками 500÷600 мм. Оптимальное давление пара для таких турбин не превышает 10 МПА. В соответствии с рис. 3.3 для таких турбин по условию допустимой влажности пара за ЦНД достаточно иметь перегрев около 500 °С. Более крупные турбины N_э≥160 МВт выполняются с последними лопатками длиной 750÷1000 мм на давление 12,75 МПа и выше и, как видно из рис. 3.3, для них t_о≥630 °С. Но, как уже говорилось, такой перегрев экономически не целесообразен. Если же ввести промежуточный перегрев, то ограничения по влажности пара снимаются. Поэтому все конденсационные турбины с давлением острого пара 12,75 МПа и выше имеют промежуточный перегрев, благодаря которому при экономически оправданной температуре перегрева 540÷565 °С удельный расход топлива снижается примерно на 4%.

Температура пара после промежуточного перегрева обычно принимается такой же, как и начальная температура перегретого пара, т.е. 540÷565 °С.

На ТЭЦ последние ступени турбин имеют относительно короткие лопатки (значительная часть пара отводится в отборы) и для них допустимы параметры р_о=12,76 МПа, t_о≥550 °С без промежуточного перегрева пара.

3.2. Сопряженные начальные параметры пара

Парные значения температуры t₀ и давления p₀ соответствующие заданной конечной влажности пара в турбине называют сопряженными начальными параметрами пара t₀ и p₀. На i, S – диаграмме они располагаются на одной общей линии рабочего процесса пара в турбине, приводящей к заданной конечной влажности (рис. 3.4).

Значения сопряженных начальных параметров пара, при которых конечная влажность пара в турбине равна 13%, а  h_oi=0,85, приведены в таблице 3.1.                  Начальной температуре t₀=540 °С соответствует сопряженное давление p₀=14 МПа. В РФ и за рубежом при t₀=540 °С применяют p₀=13÷14 МПа.

       При p₀=24,0 МПа для ограничения допустимой конечной влажности пара 12÷13 %, применяют промежуточный перегрев пара.

Параметры пара Тольяттинской ТЭЦ и ТЭЦ Волжского Автозавода:

1) Тольяттинская ТЭЦ: котлы ТП–80, ТП–87, (D_п=420 т/ч) p_пе=140 кгс/см², t_пе = 550 °С, p_б=155 кгс/см², t_пв=230 °С; турбоагрегаты: ПТ–65/75–130/13; ПТ–80/100–130/13 (ЛМЗ); Т–100–130 (ТМЗ). p₀=130 кгс/см²; t₀=545 °С;

2) ТЭЦ Волжского Автозавода: котлы: ТГМ-84 (D_п=420 т/ч), ТГМЕ-464 (D_п=500 т/ч), р_пе=140 кгс/см², t_пе=550 °С, р_б=155 кгс/см², t_пв=230 °С; турбоагрегаты: ПТ-60-130/13; Т-105-130; Т-110/120-130-3; ПТ-135/165-130/15. р_о=135 кгс/см², t_о=545 °С.

Таблица. 3.1

Сопряженные начальные параметры пара

3.3. Влияние конечных параметров пара

на тепловую экономичность ТЭС

Из термодинамики известно, что чем ниже температура, при которой отводится тепло к холодному источнику, тем выше термический КПД цикла.

В паротурбинных установках температура отвода тепла определяется температурой конденсации или давлением пара в конденсаторе. Давление в конденсаторе зависит от температуры и количества охлаж­дающей воды, температурного напора, удельной паровой нагрузки кон­денсатора и его эксплуатационного состояния (плотности системы, эффективности отсоса воздуха, чистоты поверхности охлаждения).

Температура охлаждающей воды зависит от климатических усло­вий, системы и источников водоснабжения станции (река, пруд, градирни и т. п.). Среднегодовая температура воды из рек Сибири составляет 4÷6 °С, Урала – 4÷5 °С, Центральных районов европейской части РФ 8,5÷9,5 °С.

При оборотном  водоснабжении  и  охлаждении  воды  в  градирнях, брызгальных  бассейнах  и  т. п.  температура   охлаждающей   воды  составляет 15÷25 °С, соответственно этим температурам в конденсаторах турбин   теоретически   можно   поддерживать   давление   пара  0,02÷0,04 кгс/см².

С понижением конечного давления значительно увеличивается адиабатный теплоперепад, уменьшается температура отвода теплоты, что приводит к уменьшению потери работоспособности от необратимого теплообмена в конденсаторе и повышению КПД турбины. Конечная температура пapa t_K современных крупных КЭС изменяется в небольших пределах 22÷37 °С (р_к=0,02÷0,04 кгс/см²). Снижение р_к с 0,04 до 0,02 кгс/см² повышает КПД идеального цикла приблизительно на 4 %, на зато увеличивает объем пара приблизительно в 2 раза, что усложняет последние ступени и выхлопные части турбины, удорожает её стоимость.

Большинство отечественных турбин рассчитывается на давление в конденсаторе 0,03÷0,05 кгс/см².

При эксплуатации турбинной установки обслуживающему персоналу задается экономическое давление в конденсаторе (экономический ва­куум), величина которого изменяется в зависимости от изменения тем­пературы охлаждающей воды и пропуска пара в конденсатор. В этом случае сопоставляются увеличение затрат мощности на подачу охлаж­дающей воды для снижения давления в конденсаторе и повышение мощности турбины при этом. Экономический вакуум должен обеспечивать в итоге максимальный прирост мощности (нетто).

 Конечное давление пара в противодавлении или отборе турбины определяется в основ­ном требованиями тепловых потребителей. Для повышения тепловой экономичности таких турбин необходимо по возмож­ности снижать давление отби­раемого пара в пределах, допускаемых системой регулиро­вания турбины, и при полном удовлетворении требований потребителя по давлению, тем­пературе и влажности подава­емого пара или по температуре горячей воды. Повышение давления пара в отборе приводит к значительному ухудшению экономичности теплофикационной установки.

3.4. Промежуточный перегрев пара

 Назначение промежуточного перегрева пара.

Промежуточный 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 (если t¢_0ср>t_0ср, здесь t_0ср, t'_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 II ступени 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 (t_газов=600¸700 °С), что повышает надежность, упрощает пуск и останов блока. t_пп=t_пе»540¸570 °С. Ввиду невысокого давления пара в промежуточном пароперегревателе p_пп выбор марки стали для промежуточного пароперегревателя проще чем для пароперегревателя свежего пара. При одноступенчатом промежуточном перегрева пара принимают p_пп=(0,15¸0,2)p₀. Например, при p₀=13,0 и p₀=24,0 МПа p_пп=2,0¸2,6 и p_пп=3,6¸4,8 МПа.

Схемы 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.

3.6. 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 Q_т = D_т(i_т – i_ок) и повышении энтальпии пара отбора i_т расход пара D_т 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 (p_пп=2,5¸4,0 МПа) на КЭС много выше давления теплофикационного отбора на ТЭЦ (p_т=0,1¸1,5 МПа), то тем более p_пп на ТЭЦ должно быть выше p_т.

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, p_кр=225,5 кгс/см², t_кр=374,16 °С).

В настоящее время энергоблоки с p₀ = 13 и 24 МПа работают с t_пе и t_пп 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).

3.7. Влияние начальных параметров пара на тепловую

 экономичность теплофикационных турбин

Тепловая и энергетическая эффективность теплофикационных турбоустановок и ТЭЦ существенно зависят от удельной выработки электроэнергии Э на тепловом потреблении. Для теоретического процесса работы 1 кг пара в турбине

Э_а=Н_а/q_т.а,                                                       (3.1)

где  Н_а=i_о– i_т.а – располагаемый (теоретический) теплоперепад пара в турбине, кДж/кг; q_т.а=i_т.а– i_о.к – теплота, отдаваемая отработавшим паром внешнему потребителю, кДж/кг; здесь i_o, i_т.а и i_о.к – соответственно энтальпия свежего пара; отработавшего пара в о процессе и обратного конденсата от потребителя, кДж/кг.

Рассмотрим влияние начальных параметров на тепловую экономичность теплофикационных турбин.

1. С повышением начальной температуры пара t_о при р_о=const Н_а возрастает заметно, а значения h_т.а и q_т.а возрастают медленнее. В результате удельная выработка электроэнергии Э_а с ростом t_о увеличивается.

2. Промежуточный перегрев пара действует аналогично повышению начальной температуры: возрастает теплоперепад пара Н_а, но увеличивается и конечная энтальпия пара i_т.а. В результате значение Э_а при наличии промежуточного перегрева пара несколько возрастает.

3. С повышением начального давления пара р_о при постоянной начальной температуре t_о теплоперепад Н_а в значительной области давлений пара возрастает до некоторого максимального значения, после чего начинает уменьшаться. Конечная энтальпия отработавшего пара i_т.а и теплота, отдаваемая паром внешнему потребителю q_т, непрерывно уменьшаются с ростом начального давления. Следовательно, в значительной области начальных давлений удельная выработка Э_а быстро возрастает с ростом р_о.

Характер зависимости Э_а от параметров пара аналогичен зависимости от них абсолютного термического КПД.

В реальном процессе работы пара учитывается внутренний относительный КПД турбины η_оi. С ростом t_о при р_о=const или при применении промежуточного перегрева пара значение η_оi возрастает, что способствует увеличению теплоперепада пара и росту удельной выработки.

                                                   (3.2)

где Н_i=Н_аη_оi=i_o– i_т – действительный теплоперепад пара, кДж/кг; i_т – конечная энтальпия пара в действительном процессе, кДж/кг; q_т=i_т– i_о.к. – теплота, расходуемая на внешнего потребителя, кДж/кг.

С повышением р_о при t_о=const η_oi уменьшается, что несколько замедляет рост удельной выработки Э_i с повышением начального давления пара. Конечное давление пара конденсационных турбоустановок изменяется в относительно небольших пределах и мало влияет на энергетическую эффективность повышения начальных параметров пара. Для повышения энергетической эффективности теплофикационных турбоустановок необходимо снижать давление пара, отпускаемого внешним потребителям.

При определении зависимости КПД ТЭЦ от начальных параметров пара необходимо выдерживать основной принцип сравнения в различных вариантах – одинаковый отпуск электрической и тепловой энергии. При данном отпуске тепловой энергии ТЭЦ более высоких начальных параметров пара вырабатывает больше электроэнергии, поэтому для ТЭЦ с более низкими начальными параметрами пара для выработки того же количества электроэнергии дополнительно требуется замещающая мощность с конденсационной выработкой электроэнергии.

Допустим, что на ТЭЦ высоких параметров пара вся электроэнергия производится на тепловом потреблении турбоагрегатами с противодавлением. КПД производства электростанции такой ТЭЦ теоретически достигает единицы. Для ТЭЦ более низких параметров пара из-за дополнительной конденсационной выработки электроэнергии этот КПД остается меньше единицы во всем диапазоне отпуска пара из отборов, от α_т=D_т/D_о=0 до α_т=1,0.

3.8. Надстройка как метод повышения энергетической

эффективности теплосиловых  установок

Одним из мероприятий, позво­ляющих повысить экономичность существующих электростанций низ­кого давления, является так на­зываемая надстройка их. При над­стройке существующей станции с использованием ее топливоподачи и водоснабжения устанавливаются па­рогенераторы высокого давления и предвключенные турбины. Пар, от­работавший в предвключенной турби­не, поступает к существующим турбинам низкого давления. Котлы низкого давления при этом либо не используются со­всем, либо используются частично для питания паром турбин низкого давления и в ка­честве резервных или пиковых для теплоснабжения.

Надстроенная ТЭС (рис. 3.7) аналогична  по технологической схеме двухвальному агрегату высокого давления,  где  вместо   части  низкого  давления   используются установленные на  станции турбины.  Тепловая  экономичность надстроенной станции,  как  правило, ниже, чем экономичность новых станций на такие же начальные параметры, вследствие более низкой эффективности старых турбин низкого давления и ряда дополнительных потерь.

Экономия топлива в энергосистеме при надстройке составляет [5]:

                   (3.3)

где      – экономия топлива в системе, кг/год;

  – удельный расход топлива на станции соответственно до надстройки и с надстройкой, кг/квт·ч;     

       – удельный расход топлива на станциях в энергосистеме, кг/квт·ч;

,  – годовая выработка электроэнергии на станции до надстройки и при наличии надстройки, квт·ч/год.

 Основными недостатками надстройки являются:

1) невозможность  использования  котлов  низкого давления.  Демонтаж  их,  пере­возка и монтаж на новом месте обычно нерентабельны, так как требуют дополнительных капитальных затрат около 80 % от всей стоимости котлоагрегатов;

2) Значительное увеличение требующейся удельной производительности парогене­раторов   на   единицу   мощности   предвключенной   турбины,   что   объясняется высоким противодавлением ее (18÷35 кгс/см²).

При выработке единицы электроэнергии на предвключенную турбину расходуется в 2÷4 раза больше пара, чем на конденсационную турбину с такими же начальными параметрами пара (18÷35 кгс/см²).

Следовательно, сооружение надстройки, несмотря на использование турбин низкого давления и значительной части вспомогательного обо­рудования и устройств станции низкого давления, требует значительных удельных капитальных затрат.