Промежуточный пароперегреватель

Промежуточный пароперегреватель — это теплообменное устройство, предназначенное для повышения температуры пара, частично отработавшего в цилиндре высокого давления (или первой ступени турбины), до температуры, близкой к начальной (или превышающей её), перед подачей его в цилиндр среднего или низкого давления паровой турбины. Применяется в циклах тепловых и атомных электростанций для повышения термического КПД энергоустановки и снижения влажности пара в последних ступенях турбины.

Назначение и принцип действия

В термодинамическом цикле Ренкина, лежащем в основе работы паросиловых установок, КПД тем выше, чем больше средняя температура подвода теплоты. Одним из способов её увеличения является промежуточный (вторичный) перегрев пара. После того как пар совершил работу в цилиндре высокого давления (ЦВД), его давление и температура снижаются. Если такой пар направить непосредственно в цилиндр низкого давления (ЦНД), он будет содержать значительное количество влаги, что приводит к эрозионному износу лопаток и снижению внутреннего относительного КПД.

Промежуточный пароперегреватель (ППП) решает обе задачи:

1. Термодинамическая: Пар снова нагревается (обычно до температуры, равной или немного ниже температуры свежего пара), что увеличивает среднюю температуру подвода теплоты в цикле и, соответственно, термический КПД. Прирост КПД от применения промежуточного перегрева составляет от 2 до 5 % в зависимости от начальных параметров пара.
2. Эксплуатационная: Нагрев пара снижает его влажность на выходе из турбины. Допустимая влажность в последних ступенях ЦНД обычно не превышает 10–12 %. Промежуточный перегрев позволяет удерживать влажность в этих пределах, предотвращая эрозию лопаток.

Принцип действия заключается в том, что отработавший в ЦВД пар направляется по паропроводам в ППП, где нагревается за счёт тепла, выделяющегося при сжигании топлива (в паровых котлах) или при прохождении теплоносителя (в парогенераторах АЭС). После нагрева пар возвращается в турбину — в цилиндр среднего давления (ЦСД) или непосредственно в ЦНД.

Виды промежуточных пароперегревателей

По месту установки и источнику тепла ППП делятся на два основных типа:

Радиационно-конвективные (котловые) ППП

Устанавливаются в газоходах парового котла, как правило, между конвективным пароперегревателем высокого давления и экономайзером. Нагрев пара осуществляется продуктами сгорания топлива. Такие ППП являются неотъемлемой частью котлоагрегата на тепловых электростанциях (ТЭС), работающих на органическом топливе (уголь, газ, мазут). Конструктивно они выполняются в виде змеевиковых пакетов из стальных труб, омываемых горячими газами. Пар внутри труб движется с высокой скоростью (10–20 м/с), что обеспечивает интенсивный теплообмен.

Паровые (реакторные) ППП

Применяются на атомных электростанциях (АЭС) с водо-водяными реакторами (ВВЭР). В таких реакторах температура теплоносителя (воды под давлением) не превышает 320–330 °C, что недостаточно для получения пара с температурой выше 280–300 °C в парогенераторе. Промежуточный перегрев в этом случае осуществляется не продуктами сгорания, а свежим паром высокого давления, отбираемым из парогенератора. Такой ППП представляет собой кожухотрубный теплообменник, в котором греющим агентом является острый пар (давление 6–7 МПа, температура 280–300 °C), а нагреваемым — пар, поступающий из ЦВД. После отдачи тепла греющий пар конденсируется и возвращается в питательный тракт. Паровые ППП на АЭС часто выполняются двухступенчатыми: первая ступень греется паром из парогенератора, вторая — паром из отбора ЦВД, что позволяет повысить эффективность.

Конструктивные особенности

Конструкция ППП определяется типом электростанции, параметрами пара и компоновкой оборудования.

• Материалы: Для котловых ППП, работающих при высоких температурах (до 540–570 °C) и давлении (3–4 МПа), используются жаропрочные стали (например, 12Х1МФ, 12Х18Н12Т). Для паровых ППП АЭС, где температуры ниже (до 300 °C), применяются углеродистые и низколегированные стали.
• Компоновка: На ТЭС ППП встраивается в газоход котла. Для регулирования температуры перегрева могут использоваться пароохладители (впрыск конденсата). На АЭС ППП размещается в отдельном корпусе или встраивается в корпус турбины (встроенные пучки).
• Гидравлическое сопротивление: ППП создаёт сопротивление потоку пара, что приводит к некоторому снижению давления на входе в ЦСД. Это частично компенсирует выигрыш в КПД, поэтому при проектировании стремятся минимизировать потери давления (обычно не более 8–10 % от давления пара за ЦВД).

Применение на электростанциях

Тепловые электростанции (ТЭС)

Практически все современные паротурбинные установки (ПТУ) на ТЭС мощностью от 100 МВт и выше оснащаются промежуточным перегревом пара. Это стандартное техническое решение для энергоблоков сверхкритического давления (СКД, 24 МПа) и суперсверхкритического давления (ССКД, 30 МПа и выше). Без ППП достижение КПД таких блоков на уровне 45–47 % было бы невозможно. Типичная схема: свежий пар (560 °C, 24 МПа) → ЦВД → ППП (повторный нагрев до 560 °C) → ЦСД → ЦНД.

Атомные электростанции (АЭС)

На АЭС с реакторами типа ВВЭР (Россия, Украина, Китай, Иран и др.) промежуточный перегрев пара является обязательным элементом. Он позволяет повысить КПД АЭС с 30–32 % (без перегрева) до 33–36 % (с перегревом) и, что критически важно, снизить влажность пара в последних ступенях ЦНД с 14–16 % до 8–10 %, что резко увеличивает ресурс лопаток. На АЭС с реакторами РБМК (чернобыльского типа) и на некоторых западных АЭС с кипящими реакторами (BWR) промежуточный перегрев может отсутствовать или применяться в упрощённом виде (сепарация-пароперегрев).

Преимущества и недостатки

Преимущества

• Повышение термического КПД паросилового цикла.
• Снижение влажности пара в конденсаторе, уменьшение эрозии лопаток.
• Возможность увеличения единичной мощности турбины без ухудшения экономичности.
• Улучшение условий работы последних ступеней турбины.

Недостатки

• Усложнение конструкции котла или парогенератора, необходимость в дополнительных паропроводах «горячего» и «холодного» промперегрева.
• Дополнительные капитальные затраты на оборудование и монтаж.
• Гидравлические потери давления в тракте промперегрева, снижающие полезный перепад энтальпий.
• Увеличение металлоёмкости энергоблока.

Историческая справка

Идея промежуточного перегрева пара была предложена ещё в конце XIX века, но широкое промышленное внедрение получила в 1920–1930-х годах с ростом начальных параметров пара на ТЭС. Первые установки были нерегулируемыми и часто приводили к перегреву металла. В СССР массовое применение ППП началось в 1950-х годах с вводом энергоблоков мощностью 150, 200 и 300 МВт. В настоящее время все крупные паротурбинные энергоблоки в мире (за исключением некоторых типов АЭС) имеют промежуточный перегрев пара.

Источники

1. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. «Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки». — М.: Издательство МЭИ, 2002.
2. Рыжкин В.Я. «Тепловые электрические станции». — М.: Энергия, 1976.
3. Щегляев А.В. «Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин». — М.: Энергоатомиздат, 1993.
4. Будников В.И., Будников В.В. «Парогенераторы АЭС». — М.: Энергоатомиздат, 1988.
5. Материалы лекций по курсу «Паротурбинные установки ТЭС и АЭС» (НИУ МЭИ).