ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Параметры и схемы промежуточного перегрева пара из "Тепловые электрические станции " Процесс работы в -турбине пара различных начальных параметров. [c.47] Максимум к. п. д. цикла сухого насыщенного водяного пара отвечает параметрам io 350° и ро 170 ат. [c.47] С повышением начального давления до 1 ООО ат при постоянной начальной температуре ниже примерно 800° С к. п. д. цикла перегретого пара Ц/ сперва возрастает до максимальной величины, а потом уменьшается (рис. 5-4). [c.48] При начальной температуре от 800° С и выше к. п. д. возрастает во всем диапазоне повышения начального давления до 1 ООО ат. [c.48] С повышением начальной темпера- туры увеличивается удельный объем пара, высота сопл и рабочих лопаток, уменьшается конечная влажность пара. По этим причинам при неизменной выходной потере к. п. д. турбины т о возрастает. С повышением начального-давления увеличиваются плотность и конечная влажность пара, уменьшается высота сопл и рабочих лопаток. При неизменной выходной потере к.п.д. турбины т1о,- уменьшается. [c.48] Из-за снижения к. п. д. турбины с повышением начального давления внутренний абсолютный к. п. д. простого действительного цикла (без промежуточного перегрева и без регенерации) во всей указаиной области начального давления пара 200—1 ООО ат при постоянной начальной температуре 600° С уменьщается, при температуре 800° С максимум т]г находится между 200 и 300 ат, а при температуре 1 000° С — около 300 ат. [c.48] Чтобы правильно оценить энергетически оптимальную величину начального давления пара, необходимо-учесть влияние других факторов на выбор начальных параметров пара. [c.48] На установке без промежуточного перегрева пара на выбор начального давления при данном уровне начальной температуры влияет допустимая величина конечной влажности пара в турбине, обычно равная 12%. Превышение этой величины приводит к снижению надежности работы ступеней в области влажного пара из-за повышенной эрозии (механического износа) лопаточного аппарата каплями влаги, выпадающими из общего парового потока. Коэффициент полезного действия ступеней турбины, работающих на влажном паре, снижается примерно на 1 % на каждый процент влажности пара. [c.48] При данном уровне начальной температуры пара, определяемом технологическими свойствами металла, характеристиками его прочности и его стоимостью, повышение начального давления пара сверх сопряженного и дополнительное повышение экономичности электростанции достигают применением п р о м е -жуточного перегрева пара. [c.49] При этом формулы (5-4) и (5-5) для к. п. д. цикла с промежуточным перегревом т] и относительного изменения к.п.д. цикла Ат] сохраняют свой вид. [c.52] Значение оптимальных параметров промежуточного перегрева зависит от начальных параметров пара, конечной (верхней) температуры промежуточного перегрева, вида цикла (идеальный или действительный), значений к. П.Д. т]ог ступеней турбины, от степени развития регенеративного подогрева конденсата турбин. [c.52] начальная температура промежуточного перегрева пара приближенно равна начальной температуре цикла Карно, эквивалентного сложному циклу с промежуточным перегревом пара. [c.52] Аналогичный результат можно получить при двух и более ступенях промежуточного перегрева пара. [c.52] На выбор оптимальной величины h влияют соотношения значений и частей турбины до и после промежуточного перегрева. Если при изменении давления промежуточного перегрева и величины T значения Лог Лог не изменяются, то чем меньше отношение T)oj/iio , тем выгоднее повышать давление промежуточного перегрева papa, и наоборот. [c.52] Вторая ступень промежуточного перегрева пара может дать дополнительную экономию топлива 1,5—2,5%, что может оправдать ее применение на ТЭС с крупными блоками при дорогом топливе. [c.53] Возможны различные способы и схемы промежуточного перегрева па-р а. Практическое применение получил лишь газовый промежуточный перегрев, при котором перегреваемый пар из турбины отводится в газовый перегреватель, размещаемый в котлоагрегате, и затем возвращается в последующие ступени турбины (см. рис. 3-3). [c.53] К недостаткам газового промежуточного перегрева относится наличие дополнительных трубопроводов перегреваемого пара. Из-за большого объема пара в газовом перегревателе и трубопроводах перегреваемого пара возникает опасность разгона турбоагрегата этим паром при сбросе электрической нагрузки, несмотря на закрытие стопорного клапана свежего пара. Для защиты турбоагрегата от разгона на линиях подвода пара в турбину после промежуточного его перегрева устанавливают специальные отсечно-перепускные клапаны, закрывающие доступ пара в турбину и перепускающие его в конденсатор. При газовом промежуточном перегреве усложняется также регулирование работы котлоагрегатов. [c.53] При промежуточном перегреве паром из отбора турбины этот пар совершает в турбине дополнительную работу. Однако параметры греющего и соответственно перегреваемого пара настолько снижаются, что повышение экономичности от промежуточного перегрева получается очень незначительным — около 1%. При низком давлении перегреваемого пара происходит лишь его подсушка. На одной из электростанций ФРГ применен промежуточный перегрев свежим паром без конденсации с использованием тепла перегрева. Такая схема не получила распространения. [c.54] Возможен перегрев пара промежуточными жидкими теплоносителями — расплавленными солями или металлами. В этом случае необходимо иметь два теплообменника один — для подогрева промежуточного теплоносителя в газоходах котлоагрегата, второй — у турбины для перегрева пара этим теплоносителем. За отсутствием теплоносителя с высоким коэффициентом теплоотдачи к стали, температуростойкого и не вызывающего коррозии металла, а также ввиду усложнения эксплуатации, эта схема не получила применения. Наличие двух теплообменников ухудшает ее экономичность. [c.54] Вернуться к основной статье