Тепловые и атомные электрические станции - часть 5

Рис. 2.2. Рабочий процесс пара в турби-
не для простейшей паротурбинной ус-
тановки в h-s -диаграмме

С помощью термического КПД оценивается эффективность иде-

ального цикла (когда используется весь располагаемый перепад энталь-
пии). В реальных условиях из-за потерь энергии потоком в проточной
части турбины, во входных и регулирующих устройствах, с выходной
скоростью, а также из-за протечек пара через уплотнения используется
лишь часть этого перепада

, (рис. 2.2).

Отношения использованного перепада энтальпии

H к распола-

гаемому

или внутренней работы 1 кг пара в турбине

, к распола-

гаемой работе

, характеризующие совершенство проточной части

турбины, входных и регулирующих устройств, называют

внутренним

относительным КПД турбины

Обычно

0,8 0,9

−

, а для современных мощных турбин при

номинальной нагрузке 0,85 0,9

−

Из диаграммы рабочего процесса пара в турбине (рис. 2.2) видно,

что энергетические потери, оцениваемые

, увеличивают энтальпию

пара на выходе из турбины

на

кt

h h

Δ =

−

. Очевидно, что на такое же

значение возрастает количество теплоты, передаваемое охлаждающей
воде в конденсаторе 1 кг пара (потери с охлаждающей водой

, рас-

считанные на 1 кг пара). Доля теплоты, превращенной в работу в реаль-
ной установке, характеризуется внутренним абсолютным КПД

. Без

учета энергии, затрачиваемой на привод насосов, этот КПД определяет-
ся из выражения

L q

или

L L

η η

⋅

= ⋅

Наряду с указанными выше потерями существуют еще механиче-

ские потери в турбине (обусловленные трением ее движущихся частей и
затратой энергии на привод масляного насоса и системы регулирова-
ния), а также электрические и механические потери в генераторе. Эти
потери оцениваются механическими КПД турбины

и КПД генерато-

ра

. Таким образом, из общего количества теплоты

q , подведенного

к 1 кг пара, в реальном цикле турбогенераторной установки вырабаты-
вается электрическая энергия в количестве

η η η η

η η η

⋅ ⋅

⋅

⋅ ⋅

⋅

Отношение

L q

есть абсолютный электрический КПД турбоге-

нераторной установки

. Из приведенных соотношений видно, что

определяется выражением

η η η η η η η η

= ⋅

⋅

= ⋅

⋅ , (2.5)

или

o.э

η η η

= ⋅

, (2.5а)

где

о.э

η η η

⋅

представляет собой отношение количества элек-

трической энергии

L , выработанной 1 кг пара, к работе

L , совершае-

мой при адиабатическом расширении этого пара.

Для современных турбин механический КПД находится в преде-

лах 0,98 – 0,99, а КПД генератора 0,97 – 0,98 при воздушном охлажде-
нии генератора и 0,98 – 0,99 при водородном его охлаждении (при но-
минальных нагрузках).

Рассмотренные коэффициенты оценивают различные потери, ко-

торые имеют место непосредственно в турбине и генераторе. В энерге-
тической установке наряду с этими потерями имеются потери теплоты в
паровом  котле,  теплообменных  устройствах,  паропроводах  и  др.  Эти
потери  необходимо  учесть  при  определении  общего  КПД  электростан-
ции.  Формулы,  устанавливающие  зависимость

ст

от

, и всех коэф-

фициентов, оценивающих потери в различных элементах турбогенера-
торной установки и станции в целом, зависят от типа электростанции.

На электростанциях, работающих на органическом топливе, наря-

ду с потерями в турбогенераторе имеются потери в паровом котле и
трубопроводах; следовательно, КПД станции определяется выражением

ст

тр

к.у

η η η

⋅

, (2.6)

где

тр

учитывает потери теплоты в трубопроводах, а

к.у

– в котель-

ной установке.

Обычно КПД паровой котельной установки равен 0,9 – 0,93.
Значения

тр

на электростанциях на органическом топливе при-

нимаются 0,97 – 0,98.

Абсолютный электрический КПД конденсационной турбогенера-

торной установки может быть определен также из соотношения элек-
трической мощности установки

N и количества теплоты

Q , подве-

денной с паром к турбогенератору в единицу времени, т. е. по зависи-
мости

, (2.7)

а КПД станции – из аналогичного соотношения

ст

. (2.8)

В этих зависимостях

(

)

пв

⋅

−

ст

пот

, (2.9)

где

пот

– коэффициент, оценивающий все потери, начиная от парово-

го котла, если рассматривается обычная станция, до турбины.

Для установок на органическом топливе

пот

к.у

тр

⋅

. (2.10)

Значения

ст

η η

не учитывают расхода электроэнергии на собст-

венные нужды электростанции и поэтому рассматриваются как КПД
брутто. Если мощность механизмов собственных нужд составляет

сн

N ,

то КПД электростанции

ст

с учетом энергии, затрачиваемой на собст-

венные нужды (КПД нетто электростанции), определится из выражения

(

)

ст

сн

ст

−

Отсюда

(

)

ст

сн

−

где

сн

– доля электрической мощности, расходуемая на

собственные нужды станции.

Можно также определить КПД нетто электростанции из зависимо-

сти

ст

сн

η η

⋅

, (2.11)

где

сн

– КПД собственных нужд электростанции (

–

мощность электростанции без учета расхода электроэнергии на собст-
венные нужды (нетто)).

Связь между КПД собственных нужд

сн

и долей мощности, рас-

ходуемой на нужды станции

сн

, устанавливается зависимостью

сн

= −

Как уже отмечалось, оценка тепловой экономичности установки

проводится также по удельному расходу теплоты. В расчетах обычно
рассматривают удельный расход теплоты на турбогенераторную уста-
новку

q , кДж/(кВт·ч), и удельный расход теплоты по всей электростан-

ции

ст

, кДж/(кВт·ч). Эти величины определяются из выражений

3600

⋅

, (2.12)

ст

3600

⋅

. (2.13)

Сопоставляя (2.11) и (2.12) с (2.19) и (2.20), легко заметить, что

3600/

, (2.14)

ст

3600 /

. (2.15)

Удельный расход условного топлива

b , являющийся в нашей

стране основным показателем тепловой экономичности электростанций
на органическом топливе, может быть определен из уравнения теплово-
го баланса электростанции:

ст

3600

B Q

⋅

где

– общий часовой расход топлива, кг/ч;

Q - низшая удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Из этого уравнения следует, что удельный расход топлива:

(

)

ст

3600 /

b B N

⋅

, (2.16)

а для условного топлива (с низшей теплотой сгорания

Q = 29 300

кДж/кг)

(

)

ст

3600 / 29300

0,123/

⋅

≈

. (2.17)

В этих выражениях

b и

b устанавливаются в килограммах на 1

кВт·ч.

Удельные расходы теплоты и топлива по электростанции с учетом

расходов энергии на собственные нужды определяются по тем же зави-
симостям, однако при этом в расчетные формулы вводятся значения

ст

[см. (2.13), (2.15)-(2.17)].

Для примера удельный расход выгоревшего ядерного топлива и

общий расход ядерного топлива блока АЭС мощностью 440 МВт со-
ставляют

я.т

0,1678 /

г МВт ч

⋅ и

я.т

14 /

т год

.Для блока такой

мощности, работающего на органическом топливе при том же значении

ст

, расход условного топлива (теплота сгорания 29300 кДж/кг или 8,14

кВт·ч/кг) составит: 170 /

т час

. Таким образом, в нашем примере

блок обычной электростанции в течение 1 ч (при

Q , равном теплоте

сгорания условного топлива) расходует более чем в 12 раз больше топ-
лива, чем блок АЭС той же мощности и с тем же КПД в течение одного
года.

Вопросы для самопроверки

Глава третья. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ И ОБЩЕЙ ЭКО-
НОМИЧНОСТИ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ

3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Использование теплоэлектроцентралей для снабжения электро-

энергией и теп лом промышленных и бытовых потребителей в отечест-
венной энергетике получило широкое распространение. Основной осо-
бенностью теплоэлектроцентралей является комбинирование производ-
ства тепловой и электрической энергии при организации рабочего про-
цесса основного пароводяного цикла. Это приводит к экономии топлива
по сравнению с тем случаем, когда каждый вид продукции вырабатыва-
ется раздельно.

Производство тепловой и электрической энергии на ТЭЦ осуще-

ствляется на одном и том же оборудовании – теплофикационной турби-
не. Пар, поступающий на вход турбины с регулируемыми отборами и
конденсацией, делится на два потока. Один поток пара, расширяясь по
длине всей проточной части, в конце расширения с достаточно низким
давлением (вакуумом) сбрасывается в конденсатор. Электроэнергия,
произведенная на основе этого потока, считается выработанной по кон-
денсационному циклу.

Второй поток пара, расширяясь в турбине, отбирается из проме-

жуточной  точки  проточной  части  и  используется  в  дальнейшем  для
промышленных целей или бытовых нужд. Места отборов определяются
требованиями  к  параметрам  отбираемого  пара.  Электроэнергия,  полу-
ченная за счет работы этого потока пара, считается выработанной по те-
плофикационному циклу. Работа, произведенная 1 кг пара этого потока,
и соответственно электроэнергия, выработанная на основе этой работы,
будут всегда меньше, чем работа и электроэнергия, произведенные 1 кг
пара  конденсационного  цикла.  Причем  эта  работа  будет  тем  меньше,
чем  выше  параметры  отбираемого  пара,  т.е.  чем  ближе  отбор  к  входу
турбины.

Если обозначить долю пара, работающего по конденсационному

циклу, как

и долю пара, работающего по теплофикационному циклу,

как

отб

, то

отб

При наличии производственного и отопительного отборов каждый

поток пара, работающий по теплофикационному циклу, производит ра-
боту в проточной части турбины, значение которой зависит от парамет-

ров в месте отбора. Тогда

где

– доли пара отопительного и производственного отборов.

Если имеют место два отопительных отбора – верхний и нижний,

что практически всегда бывает на современных теплофикационных тур-
бинах, то

т.в

т.н

и в общем случае

отб

т.в

т.н

Для теплофикационных турбин с противодавлением, когда отсут-

ствует конденсатор, весь пар после последней ступени направляется к
тепловому потребителю. В этом случае

отб

Турбины с регулируемыми отборами и конденсацией пара также

могут работать в режиме противодавления. В этом случае пар в конден-
сатор не поступает, небольшая часть его расходуется на вентиляцию для
охлаждения выходного патрубка цилиндра низкого давления.  Весь вы-
хлоп пара осуществляется через регулируемые отборы. Режим противо-
давления  для  такого  типа  турбин  может  осуществляться  также  при  их
работе  на  ухудшенном  вакууме.  В  этом  случае  вакуум  в  конденсаторе
искусственно  ухудшается  для  того,  чтобы  использовать  теплоту  кон-
денсации пара в конденсаторе для подогрева сетевой воды.

Оценивая экономичность работы ТЭЦ и определяя показатели их

тепловой эффективности, необходимо иметь в виду качественную не-
равноценность тепловой и электрической энергии. Сжигая энергетиче-
ское топливо в котлах, получают максимум 30

÷40 % работы от химиче-

ской энергии затраченного топлива, тогда как теплота для отпуска по-
требителям практически полностью вырабатывается за счет этой энер-
гии.

3.2. РАСХОДЫ ПАРА И ТЕПЛОТЫ НА ТЭЦ

При производстве одной и той же электрической мощности расход

пара на теплофикационную турбину, работающую с включенными ре-
гулируемыми отборами и конденсацией пара, будет всегда больше, чем
расход пара на ту же турбину, но работающую в чисто конденсацион-
ном режиме, т.е. без регулируемых отборов.

Это увеличение можно вычислить из равенства энергетических

балансов для рассматриваемых случаев, имея в виду, что внутренняя
мощность у них одинаковая

к.т

где

N и

к.т

– внутренние мощности, развиваемые теплофикаци-

онной турбиной в чисто конденсационном режиме и в режиме с регули-
руемыми отборами и конденсацией пара.

Тогда для случая без промежуточного перегрева имеем

0 к

0 к.т

(

)

(

) (

)(

)

D h

−

. (3.1)

Здесь

, ,

h h h

– энтальпии пара соответственно на входе турбины, в

месте отбора и на входе в конденсатор, кДж/кг;

0 к

D и

0 к.т

– расходы пара на входе турбины при ее работе в кон-

денсационном режиме и в режиме с регулируемыми отборами и кон-
денсацией, кг/с;

D – расход пара в регулируемом отборе, кг/с.

Из выражения (3.1) получим

0 к

0 к.т

−

, (3.1)

где

−

– коэффициент недовыработки пара теплофикацион-

ного отбора.

Тогда

0 к.т

0 к

D y

⋅ . (3.2а)

Таким образом, при включении регулируемого (теплофикацион-

ного) отбора и сохранении постоянной электрической мощности расход
пара на теплофикационную турбину увеличится на значение произведе-

содержание .. 3 4 5 6 ..