- •1 Электрическое и тепловое потребление.
- •2 Классификация тепловых электростанций (тэс).
- •3 Технологическая схема паротурбинной электростанции.
- •4 Баланс тепла и кпд конденсационной электростанции (кэс).
- •5 Расходы пара, тепла и топлива на кэс без промежуточного перегрева.
- •6 Расходы пара, тепла и топлива на кэс с промежуточным перегревом.
- •7 Расходы пара и тепла на теплофикационные турбины с противодавлением.
- •8. Расходы пара и тепла на теплофикационные турбины с конденсацией и регулируемым отбором пара.
- •9 Коэффициенты полезного действия тэц.
- •10 Расходы топлива на тэц.
- •11. Сравнение тепловой экономичности тэц и раздельной установки.
- •12 Зависимость тепловой экономичности конденсационных установок от начальных параметров пара.
- •13 Параметры и схемы промежуточного перегрева пара.
- •14. Расход пара и тепла на турбоустановку с регенеративным подогревом.
- •15 Коэффициент полезного действия турбоустановки с регенеративным подогревом воды.
- •16 Одноступенчатый и многоступенчатый регенеративный подогрев воды.
- •2 Случай
- •3 Случай
- •17 Схемы регенеративного подогрева воды.
- •18. Распределение регенеративного подогрева воды между подогревателями турбоустановки.
- •19. Потери пара и конденсата на тэс.
- •20 Баланс пара и воды на тэс.
- •21. Испарительные установки.
- •22. Включение испарительных установок в схему конденсационной электростанции.
- •23. Отпуск пара промышленным тепловым потребителям.
- •24. Отпуск тепла для отопления.
- •25. Деаэраторные и питательные установки.
- •26 Паровая и тепловая характеристики конденсационных турбоустановок.
- •27 Зависимость кпд оборудования и энергоблока от нагрузки.
- •28. Энергетические характеристики теплофикационных турбоустановок с одним регулируемым отбором пара.
- •29. Энергетические характеристики теплофикационных турбоустановок с двумя регулируемыми отборами пара.
- •30 Принципиальная тепловая схема электростанции.
13 Параметры и схемы промежуточного перегрева пара.
При высоких р свежего пара влажный отработавший пар становится не допустимо большим.
В этом случае применяется промежуточный перегрев пара, чтобы обеспечить допустимую влажность
1→2/- без проперегрева
1→2→3→4- процесс расширения пара с промперегревом
2→3- изобарное нагревание с рпп
р0> рпп> рк
Обычно на ЭС применяется газовый промперегрев, когда пар частично отработавший в турбине отводят из турбины и отправляют обратно, там частично перегревают до tпп≈t0≈550
Промперегрев всегда уменьшает влажность перегретого пара следовательно, ηoi увеличивается, так же благодаря ПП можно увеличить ηt
Если выбрать рпп≤р0, то ПП практически не даст никакого эффекта, при снижении р ПП происходит повышение средней температуры подвода теплоты в цикле и ηt увеличивается, но только до определенного предела. При некотором оптимальном рпп ; ηt достигается максимума и дальше будет происходить понижение
Роптпп – выбирается расчетами и составляет ≈(0,15-0,2)р0
Газовый ПП получил наибольшее распространение. Он применяется на турбоустановках р0≥13МПа , Wэ > 150МВт
Достоинства газового ПП, в том что можно получить высокую температуру вторичного перегретого пара и выбрать оптимальное рпп, тепловая экономичность повышается 4-7%
Недостатки газового ПП состоит в протяженности паропроводах, усложнении системы регулирования парогенератора и турбины.
Более простым является паровой ПП пара
При паровом перегреве пар нельзя перегреть до высокой температуры
ПП применяют с помощью промежуточных жидкостных теплоносителей
14. Расход пара и тепла на турбоустановку с регенеративным подогревом.
Регенерацию можно рассмотреть как внутреннюю теплофикацию
D0=Dко+утDт
Dко =Wэ/Нк*ηом
здесь —электрическая мощность турбоагрегата, кВт; Нк- теплопадение конденсационного потока пара в действительном процессе в турбине, кДж/кг; —электромеханический к. п. д. турбоагрегата, равный произведению механического к. п. д. турбины на к. п. д. электрического генератора;
ут= Нк- Нт/ Нк
ут—коэффициент недовыработки мощности (теплопадения конденсационного потока ) паром отбора
Нт=h0-hт ; ут= hт-hк/ h0-hк
Dко- расход свежего пара на турбину без регенерации
При наличии регенерации расход свежего пара на турбину выше, чем без регенерации. Однако пропуск пара в конденсатор меньше чем у турбины без регенерации.
Dк=D0-Dr=Dко-(1-уr)Dr
∆Dк=(1- уr)Dr ; 0< уr<1
Обычно применяют многоступенчатый регенеративный подогрев.
,
Нк=h0-hк
;
где -теплопадение пара отбора номер r; - недоработанное этим паром теплопадение.
Расход пара на регенерацию Dr определяется из теплового баланса подогревателей на ТЭС применяется поверхностный регенеративный подогрев.
hr,h/r- энтальпия греющего пара и его конденсата
qr= hr-h/r- теплота отдаваемая 1 кг греющего пара в подогревателе
Dвr- расход воды на выходе из подогревателя
Dвr+1- на входе;
Для современных подогревателей Dвr= Dвr+1; τr= hвr-hвr+1- подогрев воды в подогревателе
hвr,hвr+1-энтальпия на выходе и входе в подогреватель
Тепловой баланс поверхностного подогревателя составленного по принципу теплота отдаваемого греющего паром при конденсации равна теплоте полученной водой.
Греющий пар конденсированный при своей температуре tнr, рr повышается следовательно tнr повышается
В поверхностных подогревателях из за термического сопротивления между паром и водой воду нельзя нагреть до температуры конденсации пара
tвr< tнr ; tвr= tнr-υr ; υr=3-5 0С- недогрев воды в подогревателе
Поэтому hвr< h/r ; hвr= h/r-θr ; θr-недогрев ≈12-20 (кДж/кг)
Drqr= Dвr* τr-тепловой баланс
Следовательно Dr= (τr/qr) *Dвr
Dвr=αвr*D0 ; αвr≈1 – доля воды проходящей через данный подогреватель
αr=Dr/D0= (τr/qr)* αвr- доля греющего пара αr=3-8 %
τr=40-160 (кДж/кг) ; ∆tr=10-40 0C ; qr=2000-2200 (кДж/кг)
Поскольку число подогревателей достигает 8-9 штук, то суммарный расход пара на регенерацию достигает ≈30% от рассеивания свежего пара
Также на ТЭС применяются смешивающие подогреватели в таких подогревателях непосредственно смешивается с подогреваемой водой т.к термическое сопротивление отсутствует подогрев воды идет до температуры конденсации пара
Dвr=Dвr+1+Dr
Тепловой баланс такого подогревателя определяется по принципу сумма потоков теплоты на входе равна потоку теплоты на выходе из подогревателя
Dвr hвr = Dвr+1 hвr+1+ Dr hr
Dвr+1= Dвr - Dr
Dr= Dвr(hвr- hвr+1)/ (hr- hвr+1)=( τr/ qr +τr) Dвr
αr= Dr/D0= αr*( τr/ qr +τr)
=
Следовательно
βr-1.2-1.25
Увеличение расхода свежего пара на турбину за счет регенерации составляет 20-25%
Материальный баланс турбины:
D0=D1+D2+…+Dz+Dк=Dк+
αк=Dк/D0=1- ;αr= Dr/D0
Qту=D0(h0-hпв)
hпв= hпв1
hпв- энтальпия питательной воды равна энтальпии воды на выходе из первого подогревателя
Эту энтальпию можно найти из уравнения смешения
Dпв hпв=Dк h/к+
Dпв=D0
Qту=Wi+Qк ; Wi- внутренняя мощность турбины
Qк- потери теплоты в конденсаторе ТУ
Wi= Dк hк+ D1 h1+ D2 h2+…+ Dz hz ;
Нк=h0-hк- полное теплопадение
Нr=h0-hr
Wi= Dк hк+
Qк= Dк(hк-h/к)= Dкqк
Qту=Dк*(h0-hпв)=(Dк+∑Dr)h0- Dк h/к-= Dк(h0-h/к)+(h0-hr)= Dк(h0-hк)+Dк(hк-h/к)+=Wi+Qк
Из-за наличия регенерации расход свежего пара на ТУ возрастает при той же мощности, а уменьшается в целом расход теплоты на получение 1 кг свежего пара, тк повышается энтальпия питательной воды. В целом расход теплоты на ТУ благодаря регенерации снижается.