Регенеративные тепловые схемы 1-го рода

 

В регенеративных тепловых схемах КТЭУ 1-го рода подогрев питательной воды осуществляется паром, отбираемым из промежуточных ступеней главной турбины. Имеющиеся в главной турбине отборы пара (от одного до пяти) в основном используются для подогрева питательной воды.

Но иногда часть отборов пара используют для подогрева воздуха в воздухоподогревателях главных котлов, в качестве греющего пара в испарительных установках, и для других нужд КТЭУ.

Таким образом, в отличие от регенеративных схем 2-го рода, в схемах 1-го рода регенерация теплоты отделена от приводов вспомогательных механизмов.

В таких тепловых схемах число водоподогревателей (ступеней подогрева питательной воды) всегда равно числу отборов пара (при условии, что все отборы идут только на подогрев питательной воды).

Еще одной особенностью регенеративных схем 1-го рода является отсутствие многочисленных механизмов с турбоприводом и системы отработавшего пара.

Единственным мощным турбомеханизмом, использующимся в таких схемах, является турбогенератор, который сбрасывает отработавший пар в главный конденсатор.

Остальные вспомогательные механизмы электрифицированы и получают энергию для своих электроприводов от турбогенератора.

 

КПД регенеративных тепловых схем 1-го рода всегда выше КПД тепловых схем 2-го рода. КПД схемы 1-го рода увеличивается с увеличением числа отборов пара.

Обычно число отборов пара в судовых КТЭУ составляет от трех до пяти.

Каждый последующий отбор увеличивает КПД установки в меньшей степени, но значительно усложняет тепловую схему, увеличивает массогабаритные показатели КТЭУ и усложняет управление установкой.

В регенеративных тепловых схемах 1-го рода с несколькими отборами пара (рис. 79) используется многоступенчатый подогрев питательной воды.

При применении многоступенчатой регенерации в тепловых схемах могут использоваться различные типы водоподогревателей.

Как правило, в первой и последней ступенях подогрева питательной воды используются водоподогреватели поверхностного типа, а в промежуточных ступенях подогрева – деаэраторы.

Дренаж конденсата греющего пара из ВПП первой ступени осуществляется в главный конденсатор, из ВПП последней ступени – в деаэратор предшествующей ступени подогрева.

Нумерация отборов греющего пара производится по ходу движения пара в корпусах турбин: первый отбор – из корпуса ТВД, второй – из ресивера, третий – из корпуса ТНД.

 

Рис. 79. Регенеративная тепловая схема 1-го рода с тремя отборами пара.

 

І – 1-й отбор пара (из корпуса ТВД);

ІІ – 2-й отбор пара (из ресивера);

ІІІ – 3-й отбор пара (из корпуса ТНД);

КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос;

ВП_нд – водоподогреватель низкого давления (ВПП);

ВП_сд – водоподогреватель среднего давления (деаэратор);

ВП_вд – водоподогреватель высокого давления (ВПП).

 

Цикл с сепарацией пара.

Цикл с сепарацией пара является характерным для турбины, использующей насыщенный пар.

 

Расчеты показывают, что для турбины, работающей при условиях, когда относительный внутренний КПД 67 ¸ 70%, допустимая степень влажности 8 ¸ 12%, давление в конденсаторе 0,005 МПа, начальное давление составит 1 ¸ 1,5МПа, а термический КПД ~25%.

Следствием низкой эффективности установки будет значительный объемный расход пара, в результате чего потребуется увеличение массогабаритных показателей турбин.

Последние ступени ТНД ПТУ на органическом топливе работают в области влажного пара, в которой из движущегося между лопатками пара выпадают частички влаги.

С увеличением влажности пара размеры частичек (капель) воды растут, и они ударяются о выпуклую часть лопаток. В результате создается тормозящий момент на диске ступени, что может вызвать эрозию лопаток. Кроме того, из-за выпадения части пара в виде капель уменьшается совершаемая им работа в ступени.

При проектировании и конструировании судовой турбины, работающей в области влажного пара, обязательным условием является обеспечение ее надежности.

 

Для удаления влаги применяют различные способы сепарации насыщенного пара:

1) введение ППП;

2) межступенчатую сепарацию, при которой обеспечиваются:

- а) отвод влаги из проточной части турбин путем конструктивного ее изменения;

- б) дренаж влаги с помощью устройства в корпусе и диафрагмах;

3) выносное сепарирующее устройство, устанавливаемое, как правило, в ресивере (рис. 6.1.3.1, а);

4) промежуточный перегрев пара теплотой свежего пара (рис. 6.1.3.1,б).

Способы 1 и 2 б применяются в ПТУ, работающих на органическом топливе, остальные — в ЯЭУ.

Рис. 6.1.3.1. Схема сепарации насыщенного пара

а) — выносное сепарирующее устройство; б) — ППП:

1 - движитель; 2 - редуктор; 3 - ТВД; 4 - сепаратор или перегреватель; 5 – ТНД

На рис. 6.1.3.2 приведен цикл с сепарацией пара в выносном сепарирующем устройстве.

Рис. 6.1.3.2. Идеальный цикл Ренкина для насыщенного пара с сепарацией в выносном сепарирующем устройстве

 

Здесь 1 - 2 - 3— изобарный подвод теплоты в котле (работой насоса пренебрегаем), 3- 4 — изоэнтропийное расширение пара в ТВД, 4 - 5сепарация пара, 5 - 6 — изоэнтропийное расширение в ТНД и 6 -1— конденсация пара.

Выносные судовые сепарирующие устройства обеспечивают конечную влажность не более 0,5%.

При этих условиях начальное давление пара может достигать 4МПа, а h_t составлять до 39%.

Перспективно использование и межступенчатой сепарации пара, что позволит удалять 30 ¸ 50% влаги из каждой ступени турбомашины.

Реальный цикл Ренкина.

 

Осуществление цикла Ренкина на практике сопровождается рядом дополнительных потерь, вызванных условиями эксплуатации. Реальный цикл Ренкина показан на рис. 6.1.4.2 Штриховыми линиями для сопоставления отмечены процессы идеального цикла Ренкина.

В ходе эксплуатации процесс перегрева пара сопровождается потерями в пароперегревателе, что соответствует некоторому снижению р _п.к, и при перегреве до того же значения Т_ПЕ состояние перегретого пара будет определяться точкой 4 '.

Перетекание пара из пароперегревателя к ГТЗА по паропроводу будет сопровождаться потерями в нем не только давления, но и температуры из-за теплоотдачи через стенки паропровода в окружающую среду. Состояние пара на входе в ГТЗА определяется положением точки 4".

При отсутствии потерь в турбоагрегате процесс расширения парапротекал, бы по изоэнтропе 4" - 5'.В реальных условиях из-за потерь в ГТЗА процесс 4" - 5"расширения характеризуется возрастанием энтропии пара и отклоняется вправо.

 

Поскольку перетекание пара по выпускному патрубку, соединяющему ГТЗА с конденсатором, сопровождается потерями (линия 5" - 5"'),то давление в конце действительного расширения р _В.П.будет больше давления в конденсаторе р_Х. Точка 5"'отражает состояние пара на входе в конденсатор.

 

В реальных условиях температура конденсата на выходе из конденсатора немного ниже на 0,3 ¸ 0,8°С температуры насыщения, соответствующей давлению р_Х. Это явление называется переохлаждением конденсата и объясняется двумя причинами.

 

Первая — преодоление сопротивления конденсатора D р_Х при движении пара в нем (линия 5"'- 0), вторая — дополнительное охлаждение образующегося конденсата в процессе его стекания в сборник (в нижней части конденсатора) перед приемным патрубком насоса и потерь в самом насосе (линия 0 - 1 ").

 

Из диаграммы следует, что энтальпия воды i'' ₁ в начале подвода теплоты в реальном цикле Ренкина оказывается ниже энтальпии и в соответствующей точке идеального цикла (точки 1 " и 1).

Реальный цикл Ренкина изображается линией 1 " - 2 - 3 - 4' - 4" - 5" - 5'" - 0 -1", апроцесс подвода теплоты в нем — линией 1 " - 2 - 3 - 4'.

Рис. 6.1.4.2 Реальный цикл Ренкина