1080

Роль промежуточного перегрева водяного пара в турбоустановках ТЭС. Регенеративный подогрев питательной воды. Комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на ТЭЦ

Лекция

Энергетика

Промежуточный перегрев водяного пара в паротурбинных установках. Тепловая схема ПТУ с промежуточным перегревом водяного пара. Регенеративный подогрев питательной воды в турбоустановках. Комбинированная выработка теплоты и электрической энергии на ТЭЦ.

Русский

2013-01-06

336.5 KB

165 чел.

Лекция 3. Роль промежуточного перегрева водяного пара в турбоустановках ТЭС. Регенеративный подогрев питательной воды. Комбинированная выработка теплоты и электроэнергии на ТЭЦ

3.1. Промежуточный перегрев водяного пара в паротурбинных установках

Парные значения начальных параметров t0, р0, водяного пара, при которых в процессе расширения в проточной части турбины обеспечивается заданное значение конечной степени влажности у2, называют сопряженными начальными параметрами. Например, для у2=13% и экономичности турбины, оцениваемой oiт=0,85, значения сопряженных параметров следующие:              

                                          t0, 0С …………600 570  540   515   480   450

                                          р0, МПа …….. 20    18    14     12      9       7

В отечественных турбоустановках, а также за рубежом, при начальной температуре выше t0 540 0С применяют начальные давления водяного пара 14,0 и 24,0 МПа без превышения допустимой степени влажности. Это достигается применением промежуточного перегрева, когда пар после расширения в ЦВД турбины направляется в котел для вторичного перегрева до температуры tпп. Итак, применение промежуточного перегрева позволяет в энергоблоках ТЭС повышать начальное давление пара при неизменной начальной температуре с сохранением умеренной конечной влажности в турбине.

На рис. 3.1 представлены схема газового промперегрева (рис. 3.1,а), тепловой цикл в Т,s-диаграмме (рис. 3.1,б) и процесс расширения водяного пара в h,s-диаграмме для паротурбинной установки (рис. 3.1,в). Цикл с промежуточным перегревом пара (рис. 3.1,б) можно рассматривать как сочетание двух циклов, первый из которых 1аbde21 является основным, а второй 2ee1fg32 – дополнительным. Видно, что если эквивалентная температура Тэ,пп дополнительного цикла выше Тэ основного цикла, то КПД общего цикла возрастает. При этом  увеличивается и oiЧНД из-за меньшего влияния влажности на экономичность последних ступеней части низкого давления турбины (ЧНД). Внутренний абсолютный КПД турбоустановки с промежуточным перегревом выражается следующим образом:

                                           ,                          (3.1)

где соответствующие значения oi определяют совершенство проточной части высокого давления турбины (до промперегрева) и проточной части низкого давления (после промперегрева). Знаменатель в (3.1) представляет количество теплоты, подводимой в котле и промежуточном перегревателе к 1 кг пара.

Рис. 3.1. Тепловая схема ПТУ с промежуточным перегревом водяного пара (а),

тепловой цикл (б) и процесс расширения (в) для паровой турбины

Потери давления во всем тракте промежуточного перегрева пара допускаются не выше 10% от давления рпп, которое выбирают в диапазоне рпп=(0,15…0,25)р0. Обычно в отечественной теплоэнергетике принимают tпп=t0. В современных турбоустановках промежуточный перегрев используется в энергоблоках мощностью более 150 МВт. Выигрыш от использования промперегрева с учетом роста эффективности ЦНД турбины достигает 4-5%.

3.2. Регенеративный подогрев питательной воды в турбоустановках

В паротурбинных установках используется регенеративный подогрев питательной воды паром, отбираемым из нескольких промежуточных ступеней турбины, до которых он совершил определенную работу при расширении от давления р0 до давления отбора ротб. Такой подогрев требует относительно небольших затрат теплоты и его можно рассматривать как тепловое потребление в комбинированном цикле. При этом получают существенный выигрыш в экономичности, пропорциональный мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении. Следует помнить, что потери теплоты с охлаждающей водой в конденсаторе турбоустановки пропорциональны количеству отработавшего пара в турбине, поступающему в конденсатор. Поэтому организация отбора водяного пара и сокращение его расхода в конденсатор (до 30-40%) экономически выгодно.

В регенеративных подогревателях тепловой схемы ТЭС происходит нагрев сначала конденсата отработавшего пара в подогревателях низкого давления (ПНД) с температуры насыщения tк1, определяемой давлением в конденсаторе рк, до температуры насыщения, определяемой давлением в деаэраторе рд, а затем питательной воды до tпв в подогревателях высокого давления (ПВД). В итоге регенеративный цикл по сравнению с обычным циклом имеет более высокую среднюю температуру подвода теплоты при той же температуре отвода и поэтому обладает более высоким термическим КПД. При этом количество теплоты на регенерацию зависит от разности  температур tпв-tк1 и практически не зависит от числа отборов пара в турбине. Однако ее электрическая мощность существенно зависит от числа отборов и распределения ступеней нагрева в подогревателях. Максимальная мощность соответствует бесконечно большому числу отборов, а минимальная – одному. В практике применяют ограниченное число подогревателей (не более 9), поскольку с ростом числа ступеней подогрева растет стоимость регенеративной установки. Поскольку в регенеративной системе подогрев воды до температуры насыщения to1, соответствующей давлению р0, приводит к росту потерь теплоты с уходящими из котла дымовыми газами, то принято выбирать значения tпв=(0,65…0,75)t01. Например, при р0=23,5 МПа  tпв265-2740С, а при р0=12,75 МПа  tпв2300С. Влияние числа регенеративных подогревателей z на относительный выигрыш в удельном расходе теплоты для ПТУ без промперегрева и с ним показано на рис. 3.2,а и рис. 3.2,б.

  

а)                                                                                                б)

Рис. 3.2. Изменение удельного расхода теплоты энергоблока в зависимости от числа

регенеративных отборов в турбоустановке без промперегрева (а) и с промперегревом (б)

На рис. 3.3 представлен пример тепловой схемы энергоблока с конденсационной турбиной К-800-23,5-5 ЛМЗ, в которой реализована восьмиступенчатая система регенеративного подогрева питательной воды и основного конденсата, состоящая из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД, выполненных в две нитки.   Перегретый пар из котла 1 по двум главным паропроводам направляется в ЦВД турбины (р0=23,5 МПа, t0=540 0С, G0=680 кг/с), в котором имеет место отбор в ПВД-8. Отбор пара в ПВД-7 организован из холодных ниток промперегрева. После промперегрева пар с параметрами рпп=3,8 МПа, tпп=5400С направляется в ЦСД турбины (перед клапанами ЦСД р0=3,43 МПа), в проточной части которого сформированы три камеры отбора.

Рис. 3.3. Тепловая схема турбоустановки Nэ=800 МВт (р0=23,5 МПа, t0=540 0С, tпп=540 0С)

1 - котел ТГМП-204; 2 – цилиндры высокого, среднего и низкого давлений паровой турбины К-800-23,5;

3 - электрогенератор ТВВ-800-2; 4 - конденсаторы; 5 - деаэратор; 6—8 – подогреватели высокого давления (ПВД); 9, 11 - подогреватели сальниковые; 10, 12 – подогреватели низкого давления (ПНД) смешивающего типа; 13, 14 – ПНД поверхностного типа; 15-17 – элементы испарителей; 18, 19 – подогреватели сетевой воды; 20 – бустерный насос питательного насоса; 21 – основной питательный насос с турбоприводом (ПТН); 22-24 – конденсатные насосы; 25 – турбопривод  питательного насоса (ПН); 26 – конденсатор турбопривода ПН; 27 – обессоливающая установка

Пар из первого отбора обеспечивает подогрев питательной воды в ПВД-6 и работу турбоприводов (паровых турбин 25) питательных насосов (ПТН 21 с давлением в напорном патрубке 34,3 МПа). В качестве турбопривода применяется паровая турбина К-17-15П КТЗ с номинальной мощностью 17,15 МВт при начальных параметрах водяного пара р0=1,44 МПа, t0=4220С, расходе пара G0=20,2 кг/с и давлении в конденсаторе рк=6,86 кПа. Частота вращения ротора этой турбины n=77,75 с-1 (4665 об/мин).  Из второго отбора ЦСД пар направляется в деаэратор 5, а из третьего ПНД в ПНД-4 (14). Последний отбор пара из ЦСД организован из перепускной трубы в ЦНД турбоустановки и связан с ПНД-3 (13). Подогреватели низкого давления ПНД-1 (10) и ПНД-2 (12) – смешивающего типа, выполнены по схеме с перекачивающими насосами. Слив конденсата греющего пара из ПВД – каскадный, а после ПВД-6 слив производится в деаэратор.

Основной конденсат из конденсатора (4) турбоустановки (рк=3,43 кПа) конденсатными насосами 1-й ступени (22) направляется в блочную обессоливающую установку (27) и далее, в сальниковый подогреватель СП-1 (9). В сальниковом подогревателе для нагрева основного конденсата используется теплота паровоздушной смеси, поступающей из каминных камер концевых уплотнений турбины. После СП-1 конденсат движется в ПНД-1 и откачивается из него в ПНД-2 конденсатными насосами 2-й ступени (23). На участке основного конденсата между ПНД-1 и ПНД-2 установлен сальниковый подогреватель поверхностного типа СП-2 (11), предназначенный для охлаждения и конденсации пара, отводимого из промежуточных камер концевых уплотнений ЦВД турбины. Из ПНД-2 конденсат откачивается конденсатными насосами 3-й ступени (24) и направляется через подогреватели ПНД-3 и ПНД-4 в деаэратор. На тепловой схеме представлены также: испарительная установка (15-17), подогреватели сетевой воды (18, 19), бустерные насосы (20) и конденсаторы (26) паровых турбин (25) питательных насосов (21). Обе группы ПВД рассчитаны для нагрева питательной воды до tпв=2740С с ее расходом, составляющим 105% от максимального расхода водяного пара в паровую турбину (G0,мах=736 кг/с). Расчетный удельный расход теплоты на выработку электроэнергии при номинальных расходе и параметрах водяного пара в турбоустановке qэбр=7647 кДж/(кВтч).

Одна из перспектив повышения эффективности тепловых электростанций определена использованием сверхвысоких параметров (СВП) водяного пара. Эти параметры по мере создания и освоения улучшенных жаропрочных сталей могут достигать значений по температуре t0=590…6000C, а по давлению р0=28…33 МПа. Использование таких энергоблоков позволит получить в зависимости от числа ступеней промперегрева и уровня температур t0/tпп  эснт=44,9-45,9%. Так, например, при давлении р0=29 МПа и t0/tпп=580/5800С эснт=44,94%, а при t0/tпп1/tпп2=580/590/6000С эснт=45,67%.

3.3. Комбинированная выработка теплоты и электрической энергии на ТЭЦ

Одновременная выработка электрической энергии и теплоты в паротурбинной установке называется комбинированной. Выработку на ТЭС тепловой энергии для бытовых и технологических нужд внешних потребителей за счет использования отработавшего в турбине водяного пара на базе централизованного теплоснабжения называют теплофикацией. Теплофикация является важнейшим средством снижения удельного расхода топлива на тепловых электрических станциях, которые называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Тепловая схема ТЭЦ с турбиной, имеющей регулируемый отбор водяного пара, представлена на рис. 3.4. В таких установках выработка электрической энергии и отпуск теплоты внешнему потребителю (ТП) могут изменяться в достаточно широких пределах независимо друг от друга. При существенном понижении электрической нагрузки, а также при останове турбины, часть пара к тепловому потребителю может направляться через редукционно-охладительную установку (РОУ). Применяемые на ТЭЦ паровые турбины обычно имеют от одного (турбины типа Т и П) до трех регулируемых отборов, из которых два являются теплофикационными, а один - производственным (турбины типа ПТ). Кроме того, для удовлетворения тепловых нужд потребителя с повышенным давлением применяются паровые турбины с противодавлением типа Р. В таких установках одновременно с выработкой электроэнергии почти вся теплота отработавшего пара в турбине используется для нужд тепловых потребителей.

Рис. 3. 4. Тепловая схема ТЭЦ

  В качестве примера на рис. 3.5 приведена упрощенная тепловая схема турбоустановки Т-250/300-23,5 с элементами теплофикационной части (сетевыми подогревателями).

Рис. 3.5. Принципиальная тепловая схема турбоустановки Т-250/300-23,5-5:

1 - сетевые насосы; 2, 3 - верхний и нижний сетевые подогреватели; 4 - дренажные насосы сетевых подогревателей; 5 - обратная сетевая вода; 6 - конденсатный насос; 7 - сливные насосы; 8 – подогреватели низкого давления;  9 - питательный турбонасос; 10 – подогреватели высокого давления

                                     Лектор: В.Ф. Касилов


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

71844. Рентабельности предприятия и пути повышения 134.5 KB
  Обобщающим показателем экономической эффективности производства является показатель рентабельности. Рентабельность означает доходность, прибыльность предприятия. Она рассчитывается путём сопоставления валового дохода или прибыли с затратами или используемыми ресурсами.
71845. Методы амортизационной политики предприятия 157 KB
  Понятие производственных фондов Характеристика и учет основных средств Оценка основных средств Понятие и виды износа основных средств Амортизация основных средств Методы амортизационной политики предприятия Ускоренная амортизация...
71846. Задача и политика ценообразования 161 KB
  Перед всеми коммерческими и многими некоммерческими организациями встает задача назначения цены на свои товары и услуги. В условиях рыночной экономики успех любого предприятия или предпринимателя во многом зависит от того как правильно они будут устанавливать цены на свои товары и услуги.
71847. Пути повышения производительности труда 98.5 KB
  Сущность и социально-экономическое значение роста производительности труда Факторы повышения производительности труда Резервы повышения производительности труда Пути повышения производительности труда. Обобщающим показателем результативности труда является его...
71848. Функций конфликтов и формы их разрешения 161 KB
  Понятие организационного конфликта и его структура Виды организационных конфликтов Функции конфликтов и формы их разрешения. Управление конфликтами целенаправленное воздействие необходимое для согласования совместной деятельности людей. Управление конфликтами характеризуется...
71849. Значение, задачи анализа доходности и источники информации. Анализ динамики дохода предприятия 212 KB
  Анализ использования оборудования и производственной мощности предприятия. Задачи анализа определить обеспеченность предприятия и его структурных подразделений основными фондами и уровень их использования по обобщающим и частным показателям а так же установить причины их изменения...
71850. Источники формирования оборотных средств 170 KB
  Каждое предприятие, начиная свою производственно-хозяйственную деятельность, должно располагать определённой денежной суммой. На эти денежные ресурсы предприятие закупает на рынке или у других предприятий по договорам сырьё, материалы, топливо, оплачивает счета за электроэнергию...
71851. Показатели динамики и состав персонала предприятия 117 KB
  Статистической характеристикой наличия трудовых ресурсов предприятия учреждения объединения отрасли промышленности сельского хозяйства строительства или транспорта в отдельности или всего народнохозяйственного комплекса является списочная численность занятых в них работников.
71852. Факторы, определяющие конкурентоспособность товаров и услуг 145.5 KB
  Готовая продукция конечный продукт производственного процесса предприятия. Выпуск конкурентоспособной продукции и ее реализация завершают кругооборот хозяйственных средств предприятия что позволяет ему выполнять обязательства перед государственным бюджетом банком по ссудам...