CC BY
134
увеличивает объем пара приблизительно в 2 раза, что значительно усложняет конструкцию последних ступеней, выхлопных частей турбины и повышает ее стоимость. Большинство отечественных паровых турбин рассчитывается и изготовляется на давление в конденсаторе 3-5 кПа (0,03-0,05 кгс/см2) [4].
Поэтому предел понижения давления определяется соответствующей ему температурой насыщения, которая должна быть не ниже температуры окружающей среды. В противном случае не возможна передача теплоты, выделяющейся при конденсации отработавшего в турбине пара. Температура насыщения отработавшего пара определяется температурой охлаждающей воды на входе в конденсатор, ее нагревом и температурным напором. Температура охлаждающей воды зависит от типа водоснабжения конденсатора турбоустановки и климатических условий места расположения тепловой электростанции. Нагрев охлаждающей воды определяется разностью энтальпий отработавшего пара и его конденсата, а также кратностью охлаждения конденсатора [5].
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) [6]. Список использованной литературы:
1. Гафуров А.М. Способ преобразования сбросной низкопотенциальной теплоты ТЭС. // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2015. - №4. - С. 28-32.
2. Конечные параметры пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://tesiaes.ru/?p=6057.
3. Гафуров А.М. Способ утилизации сбросной теплоты в конденсаторах паровых турбин, охлаждаемых водными ресурсами при температуре 12°С в осенне-весенний период времени. // Инновационная наука. -2016. - № 4-3. - С. 51-53.
4. Гафуров А.М. Возможности повышения выработки электроэнергии на Заинской ГРЭС в зимний период времени. Сборник научных трудов по итогам международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы технических наук в современных условиях». - 2015. - С. 82-85.
5. Влияние начальных и конечных параметров водяного пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http: //mini -driving-school .ru/atomna/besopass24.html.
6. Параметры пара. Промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.plysh.narod.ru/3.htm.
© Зайнуллин Р.Р., Галяутдинов А.А., 2016
УДК 621.165
Р.Р. Зайнуллин
ассистент кафедры «Промышленная электроника и светотехника» Казанский государственный энергетический университет
г. Казань, Российская Федерация А.А. Галяутдинов
ученик 10 класса МБОУ «Параньгинская средняя общеобразовательная школа»
Республика Марий Эл, Российская Федерация
ВЛИЯНИЕ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА НА ТЕПЛОВУЮ ЭКОНОМИЧНОСТЬ
ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Аннотация
Рассматривается влияние промежуточного перегрева пара на тепловую экономичность тепловой электростанции.
_МЕЖДУНАРОДНЫЙ НАУЧНЫЙ ЖУРНАЛ «ИННОВАЦИОННАЯ НАУКА» №5/2016 ISSN 2410-6070_
Ключевые слова
Промежуточный перегрев пара, конечная влажность пара, экономия топлива
В действительном процессе работы пара в турбине конечная его влажность не должна превышать примерно 12%; такое ограничение обусловлено эрозией последних рядов рабочих лопаток каплями влаги, выделяющимися из парового потока, а также снижением КПД последних ступеней, работающих на влажном паре. Промежуточный перегрев, который в свое время вошел в энергетику, главным образом, как средство борьбы с высокой влажностью пара в последних ступенях турбин, является средством повышения термического КПД цикла [1].
Промежуточный перегрев пара позволяет осуществить дополнительный подвод теплоты к рабочему телу (водяному пару) и повысить его работоспособность. Тем самым частично компенсируется ограничение начальной температуры свежего пара и повышение КПД цикла. Применение промежуточного перегрева способствует снижению конечной влажности в последних ступенях турбин, повышению надежности и экономичности их работы.
Обычно применяется одноступенчатый промежуточный перегрев пара. Для особенно крупных энергоблоков при дорогом используемом топливе возможно применение двухступенчатого промежуточного перегрева пара. Такая схема применена на некоторых крупных энергоблоках в США. Вторая ступень промежуточного перегрева дает дополнительное повышение КПД и соответственно дополнительную экономию теплоты 1,5-2,5%, для энергетических блоков большой мощности и при дорогом топливе может оправдать усложнение и удорожание установки [2].
Существует несколько способов промежуточного перегрева пара: газовый, паровой и с промежуточным теплоносителем. В нашей стране применяется преимущественно газовый промежуточный перегрев, при котором острый пар совершает работу в ступенях цилиндра высокого давления 4, после чего направляется в котельный агрегат 3 для повторного перегрева, который производится при постоянном давлении до температуры, обычно равной начальной температуре свежего пара 540-570°С (рис. 1). После перегрева пар из котла 3 возвращается в цилиндр низкого давления 5 турбины и расширяется в ней до конечного давления на входе в конденсатор 7 [3].
При начальных параметрах пара 12,75 МПа (130 кгс/см2) и 565°С в турбинах мощностью 150 МВт и 200 МВт промежуточный перегрев до 565°С теоретически дает экономию топлива около 7% по сравнению с установкой при тех же начальных параметрах без промперегрева. С учетом потерь давления в трубопроводах и промежуточном перегревателе эта экономия снижается до 4%.
Схемы с газовым промежуточным перегревом пара (рис. 1), обладая высокой тепловой экономичностью, имеют следующие недостатки: большая длина паропроводов и большая потеря давления в них (около 10% давления промперегрева пара), а также усложняется схема регулирования парового котла [4].
Рисунок 1 - Принципиальная схема паросиловой установки с промежуточным перегревом пара: 1 -парогенератор, 2 - пароперегреватель, 3 - промежуточный пароперегреватель, 4 - цилиндр высокого давления паровой турбины, 5 - цилиндр низкого давления паровой турбины, 6 - электрогенератор, 7 -
конденсатор, 8 - питательный насос
Список использованной литературы:
1. Гафуров А.М. Способ преобразования сбросной низкопотенциальной теплоты ТЭС. // Вестник Казанского государственного энергетического университета. - 2015. - №4. - С. 28-32.
2. Начальные параметры и промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://vunivere.ru/work20121.
3. Промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://tesiaes.ru/?p=6054.
4. Параметры пара. Промежуточный перегрев пара. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.plysh.narod.ru/3.htm.
© Зайнуллин Р.Р., Галяутдинов А.А., 2016
УДК 621.165
Р.Р. Зайнуллин
ассистент кафедры «Промышленная электроника и светотехника» Казанский государственный энергетический университет
г. Казань, Российская Федерация А.А. Галяутдинов
ученик 10 класса МБОУ «Параньгинская средняя общеобразовательная школа»
Республика Марий Эл, Российская Федерация
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОМЕЖУТОЧНОГО ПЕРЕГРЕВА ПАРА НА
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЯХ
Аннотация
В статье рассматриваются основные особенности применения промежуточного перегрева пара на теплоэлектроцентралях.
Ключевые слова
Теплоэлектроцентраль, промежуточный перегрев пара, начальное давление
При серийном выпуске энергетического оборудования в России принята унификация начальных параметров пара на конденсационных электростанциях (КЭС) и теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). При одинаковом докритическом начальном давлении пара 13 МПа различие КЭС и ТЭЦ заключается в применении промежуточного перегрева пара.
Промежуточный перегрев как средство ограничения конечной влажности пара для теплофикационных турбин докритического начального давления (до 12,7 МПа) в теплофикационных режимах работы не требуется, так как основной поток пара отбирается для внешнего потребления и этот пар еще имеет небольшой перегрев или незначительную влажность (в зависимости от давления пара в отборе). Сквозной конденсационный поток пара в этом случае невелик, поток работает в последних ступенях турбины с малым КПД, благодаря чему имеет допустимую конечную влажность. Поэтому относительный выигрыш в тепловой экономичности от применения промежуточного перегрева пара на ТЭЦ меньше, чем на КЭС, и может составить 3-4% в теплофикационном режиме работы. Однако для крупных теплофикационных турбоустановок давлением 13 МПа с отопительной нагрузкой созданы варианты турбоустановок с промежуточным перегревом пара (Т-180-130 ЛМЗ) [1].
Для ТЭЦ сверхкритических параметров (23,5 МПа) промежуточный перегрев пара необходим для поддержания допустимой конечной влажности пара. При промежуточном перегреве пара на ТЭЦ возрастает температура пара, отпускаемого потребителю, ввиду этого при заданной тепловой нагрузке понижается расход пара в отбор, чем снижается эффект от повышения работы теплофикационного потока пара в турбине, обусловленного промежуточным перегревом. В России промежуточный перегрев пара применяют на отопительных ТЭЦ с турбинами Т-250-240 ЛМЗ (сверхкритического давления 23,5 МПа) [2].
