2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВЫХ

ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

2.1. КПД конденсационных электростанций

Основным показателем энергетической эффективности станции является КПД по отпуску электрической энергии – абсолютный электрический КПД . Он равен отношению отпущенной (производственной) электроэнергии к затраченной энергии (теплоте сожженного топлива) Q_с, называется КПД нетто станции .

;                                         (2.1)

                                        , 

где Э – выработка электроэнергии;  – расход электроэнергии на собственные нужды;  – доля расхода электроэнергии на собственные нужды. η_пк;  Q_пк – КПД и тепловая нагрузка парового котла; В – расход топлива на электростанции; Э, Э_сн, Q_с – относятся к любому промежутку времени и выражены в одинаковых электрических или тепловых единицах.

Для часового промежутка времени  равен

 ,                                               (2.2)

где N_э – электрическая мощность турбины, кВт.

При планировании и отчетности используют , при анализе энергетической эффективности станции – КПД брутто

;                                                  (2.3)

.                                                     (2.4)

Для КЭС: , , .

2.2. Цикл Ренкина в T, S и i, S диаграммах

Основой технологического процесса выработки энергии паровой турбиной является цикл Ренкина (рис. 2.1, 2.2), состоящий из изобар подвода и отвода тепла и адиабат (изоэнтроп) работы пара в турбине и работы питательного насоса:

1–2 – адиабатное расширение пара в турбоустановке; 2–3 – конденсация пара в конденсаторе; 3–4 – сжатие воды в конденсатном и питательном насосах; 4–5 – подогрев воды до температуры насыщения t_s в регенеративном подогревателе и водяном экономайзере; 5–6 – превращение воды в пар; 6–1 – перегрев пара в пароперегревателе (ПП).

Термический КПД цикла Ренкина:

 ,                                  (2.5)                             

где Q₀=i₀ – i_пв – расход тепла из горячего источника; Q_ка – потеря тепла в холодном источнике (при адиабатном расширении); i₀, i_пв, i_ка, i¢_к – соответственно энтальпия свежего пара, основного конденсата после сжатия в питательном насосе, отработавшего пара при изоэнтропийном (адиабатном) расширении и конденсата отработавшего пара при насыщении, кДж/кг.

Формулу (2.5) запишем в виде

,              (2.6)              

где Н_а – адиабатное (располагаемое) теплопадение пара; h_на=i_пв – i¢_к– изоэнтропийная работа насоса, эквивалентная подогреву воды в нем; Q¢₀ – расход тепла на турбину без учета работы питательного насоса.

Если не учитывать работу питательного насоса, то

  .            (2.7)                               

Расход энергии на повышение давления воды в насосе составляет 3¸4 % работы пара в турбине (25¸35 кДж/кг). Таким образом, работа питательного насоса – основная составляющая расхода энергии на собственные нужды электростанции.

2.3. Основные составляющие абсолютного КПД КЭС

КПД КЭС (рис. 2.3) зависит от КПД турбоустановки , парового котла  и соединяющих их трубопроводов пара и воды .

Абсолютный электрический КПД турбоустановки

,                       (2.8)                                                 

где Q_ту – расход теплоты пара на турбоустановку, кДж/ч; N_э – электрическая мощность турбины, кВт;

,                                  (2.9)                                                                                                  

Q_пк – тепловая нагрузка парового котла, кДж/ч

  .                                (2.10)                                                                                      

Используя (2.9), (2.10) получаем следующее выражение для теплоты сожженного топлива Q_с

  .                   (2.11)  

Подставляя значение Q_с в выражение: , получаем

.                                         (2.12)

        Или  

;                                               (2.13)                              

Значения Q_ту, Q_пк и Q_c могут быть рассчитаны по следующим формулам:

Q_ту = 3600(N_э + DN_г + DN_м) + DQ_к  = 3600N_i + DQ_к,

где DN_г – потери мощности в электрическом генераторе; DN_м – механические потери турбины; DQ_к – потери теплоты в конденсаторе; N_i и N_э– внутренняя и электрическая мощности турбины;

,                                              (2.14)

где DQ_тр – потери теплоты трубопроводами пара и воды между парогенератором и турбоустановкой;

,                                                (2.15)

где DQ_пк – потери теплоты в парогенераторе.

;   ;   .

Электрическая мощность N_э турбины равна

,                                         (2.16)

где h_oi, h_м, h_г, – КПД: внутренний относительный турбины, механический турбины, механический электрического генератора; N_а – мощность турбины в идеальном процессе;

h_oэ – относительный электрический КПД турбины (h_oэ = h_oе×h_г).

h_oе – относительный эффективный КПД турбины (h_oе = h_oi×h_м).

Таким образом, абсолютный электрический КПД турбоустановки

.                                      (2.17)

Или

,                                           (2.18)

где h_t – термический КПД брутто турбоустановки.

  и  – абсолютные КПД, характеризуют преобразование теплоты в работу в цикле. h_oi, h_oе, h_oэ, h_м и h_г, а также h_пк и h_тр – относительные КПД, характеризуют степень технического совершенства оборудования ТЭС; h_oi – характеризует совершенство проточной части турбины, входных и регулирующих устройств, т. е. энергетические потери.

Таким образом, КПД электростанции по производству электроэнергии (КЭС)  зависит от термического КПД цикла и относительных КПД элементов оборудования: . Принимая: ; ; ; ; ; , получаем .

При осуществлении технологического процесса часть энергии расходуется внутри ТЭС (подготовка топлива, подача дутьевого воздуха, отвод дымовых газов, подача питательной воды, конденсата и охлаждающей воды конденсаторов и др.) в размере 4¸6 % электроэнергии или около 1,5¸2,5 % затрачиваемой теплоты топлива.

Если принять долю расхода электроэнергии на собственные нужды, то

.

2.4. Расход пара на КЭС

Расход D₀, кг/с, пара на турбину КЭС определяется из условия энергетического баланса

.                                           (2.19)

Откуда

,     (2.20)

где N_э – электрическая мощность генератора, кВт;  и  – соответственно адиабатное (располагаемое) и действительное теплопадение пара, кДж/кг; i₀, i_ка и i_к – энтальпия свежего пара, конечная энтальпия пара при адиабатном и действительном процессах расширения пара в турбине; h_м= 0,98¸0,99; h_г=0,98¸0,99 (h_м, h_г - учитывают механические и электрические потери); (h_г= 0,97¸0,98 – при воздушном охлаждении).

Внутренний относительный КПД турбины равен

,                                          (2.21)

где N_i и N_а – внутренняя мощность при действительном рабочем процессе пара в турбине и мощность в идеальном процессе, кВт.

 h_oi=0,80¸0,88, для крупных  турбоагрегатов h_oi = 0,85¸0,9.

Удельный расход пара d₀, г/кДж, с учетом (2.20) равен

.  (2.22)

Значения D₀, кг/ч и d₀, кг/(кВт×ч), равны

;

.                                              (2.23)

Для современных конденсационных турбин d₀ =0,8 г/кДж; d₀ =3 кг/(кВт×ч).

2.5. Расходы тепла и топлива на КЭС

1. Расходы тепла на турбоустановку Q_ту, кВт и q_ту равны

;

.                                        (2.24)

Отметим, что удельный расход тепла q_ту – величина обратная КПД. Так как , то  (безразмерная величина).

Если N_э выразить в кВт, Q_ту – в кДж/ч, то q_ту будет в кДж/(кВт×ч):

;

 .

При h_ту = 0,44¸0,46, q_ту = 2,2¸2,3 или q_ту = 8100¸7800 кДж/(кВт×ч).

Тепловая нагрузка парогенератора (парового котла) Q_пк и расход тепла топлива на электростанции Q_c связаны уравнением

.                                                      (2.25)

При этом нужно иметь в виду, что давление и температура перегретого пара после котла p_пе и t_пе соответственно на 1,0¸1,5 МПа и 5 °С выше, чем давление и температура свежего пара перед турбиной.

Удельный расход тепла на электростанцию:

,

; ; , то ,   ,

где  – КПД электростанции.

2. Расход топлива

Мерой экономичности электростанции наряду с КПД h_с и удельным расходом тепла q_с служит удельный расход условного топлива b_у=, г/кДж или г/(кВт×ч).

Общее уравнение теплового баланса конденсационной электростанции

.                                               (2.26)

Тепловую экономичность станции принято оценивать расходом условного топлива с  МДж/кг = 29,309 кДж/г (Q_усл=7000 ккал/кг).

Для условного топлива уравнение теплового баланса имеет вид

,                                                (2.27)

где B_у – расход условного топлива, г/с.

Если B_у выражено в г/с, то b_у в г/кДж:

.                                            (2.28)

Если B_у выражено в кг/ч, то B_у×29,31h_с = 3600N_э и удельный расход топлива равен, г/(кВт×ч)

                             (2.29)

Таким образом, удельный расход условного топлива обратно пропорционален КПД электростанции и прямо пропорционален удельному расходу тепла, для значений   г/кДж или b_у=332¸375 г/(кВт×ч).

2.6. Процесс работы пара в конденсационной турбине

без регулируемого отбора пара в i, S–диаграмме.

Определение расхода пара

Исходные данные:

  – мощность на зажимах генератора N_э, кВт;

  – рабочее число оборотов ротора турбины n, об/мин;

      – начальные параметры пара:  давление перед стопорным  кла­паном p₀, ата, температура  t₀ , °С;

      –давление  отработанного   пара   или давление  в   конденсаторе р_к, ата;

      –давление отбираемого пара  р_отб,  ата,  и его количество d_отб (для турбин с регулируемым отбором пара, см. п. 2.8).

Тепловой расчет турбины начинают с предварительного построения теплового процесса на i,S –диаграмме (рис. 2.4).

1. На диаграмме i,S по параметрам р_{0 ,} t₀  наносят точку А₀ состояние пара перед стопорным клапаном).

2. Из точки А₀ проводят линию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой, соответствующей давлению отработанного пара р_к . Точку пересечения обозначают А_1t.

        3. Определяют разность энтальпий точек А₀ и A_1t

i₀ – i_1t=H₀,

т.е. располагаемый теплоперепад на турбину без учета потери давления в стопорном  и регулирующих клапанах.

4. Потерю давления в стопорном и регулирующих клапанах за счет дросселирования принимают  Dp=(0,03÷0,05)р₀.    Обычно берут Dp=0,05p₀, тогда давление пара перед соплами регулирую­щей  ступени  = 0,95р₀. На  диаграмме i,S с помощью лекала проводят изобару, соответствующую давлению .

5. Проведя из точки А₀ линию постоянной энтальпии i=const до пересечения с изобарой  намечают точку , соответствующую состоянию пара перед соплами регулирующей ступени.

6. Потерю давления в выхлопном патрубке (от последней ступени турбины    до   конденсатора)    принимают  Dp_в.п.=(0,02 ÷ 0,08)р_к. Нижний предел берут для тур­бин, работающих с противодав­лением, верхний – для конден­сационных турбин.

7. Определяют давление па­ра  на  выходе   из  последней ступени p₂=p_к+Dp_в.п.  Изобару p₂ наносят   на диаграмму i, S.                                                                    

8. Проведя   из точки  ли­нию   изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой p₂, намечают точку  . Определяют разность энтальпий в точках  и

,

т.е. изоэнтропийный теплоперепад в турбине с учетом потерь в стопорном и регулирующих клапанах и выпускном патрубке.

9. По известному значению внутреннего относительного КПД турбины  определяют предполагаемый используемый теплоперепад  H_i=H₀.

10. Откладывают от точки  (рис. 2.4.) вниз по изоэнтропе используемый теплоперепад H_i и находят точку C. Проводя через точку C линию параллельную оси S, до пересечения с изобарой p_2, получают точку B, характеризующую предполагаемое состояние пара после выхода из последней ступени турбины. Соединив точки  и B прямой линией определяют предполагаемый процесс в турбине. Продлив горизонтальную линию от точки B до пересечения с изобарой p_к, получают точку B_к, характеризующую состояние пара при входе в конденсатор или на выходе из патрубка турбины, работающей с противодавлением.

11. Определяют секундный расход пара D₀, кг/с

.

Здесь – располагаемый теплоперепад, кДж/кг; – механический КПД турбины; – КПД редуктора; – механический КПД электрического генератора.

2.7. Расходы теплоты на ТЭЦ. КПД ТЭЦ

ТЭЦ отпускают потребителям электрическую энергию и теплоту с паром, отработавшим в турбине. Принято распределять расходы теплоты (и топлива) между этими двумя видами энергии.  

1. Расходы теплоты на ТЭЦ и турбоустановку (ТУ) равны:

общий расход теплоты на ТЭЦ (теплоты сожженного топлива)

;                                                         (2.30)

общий расход теплоты на ТУ

.                                                         (2.31)

Индексы: «с» – станция; «ту» – турбоустановка; «э» – электрическая энергия; «т» – тепловая энергия (теплота).  и  – теплота топлива на производство электрической и тепловой энергии.

,                                                         (2.32)

где – тепловая нагрузка парового котла; – потери теплоты в котле.

Общий расход теплоты на турбоустановку Q_ту ТЭЦ равен

,                                              (2.33)

N_i – внутренняя мощность турбины (без учета потерь в конденсаторе), кВт; DQ_к – потери теплоты в конденсаторе;  Q_т – расход теплоты на внешнего потребителя.

В РФ принят физический метод распределения расхода теплоты между электрической и тепловой энергией: на теплового потребителя относят фактический расход теплоты, затрачиваемый на него, а на электроэнергию – остальное количество теплоты, тогда

.                                       (2.34)

2. Различают два вида КПД ТЭЦ и два вида КПД турбоустановки ТЭЦ:

а) по производству (и отпуску) электрической энергии

;                                                     (2.35)

;                                                    (2.36)

б) по производству и отпуску теплоты

;                                                         (2.37)

,                                                       (2.38)

где  – затраты теплоты на внешнего потребителя (теплового потребителя) с учетом h_т;  – отпуск теплоты потребителю; h_т – КПД отпуска теплоты, учитывает потери в паропроводах, сетевых подогревателях и др. h_т = 0,98¸0,99.

Для ТЭЦ в целом с учетом КПД парового котла h_пк и КПД транспорта теплоты h_тр получим:

;                                                 (2.39)

.                                                 (2.40)

Значение  в основном определяется значением , значение  – значением h_пк.

Выработка электроэнергии с использованием отработавшей теплоты существенно повышает КПД по производству электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с КЭС и обусловливает экономию топлива.

2.8. Процесс работы пара в турбине с регулируемым

 отбором пара в i, S – диаграмме

Методика построения теплового процесса на i, S – диаграмме в этом случае такая же, как и для турбин без регулируемого отбора пара (см. п. 2.6 до п. 7 включительно). Исходные данные приведены в п. 2.6. Дальнейшее построение процесса сводится к следующему.

1. Из точки  (рис. 2.5) проводят линию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой, соответствующей давлению отбираемого пара р_отб. Точку пересечения обозначают .

2. Изоэнтропийный теплоперепад между точками  и  (), относящийся к части высокого давления (ЧВД) турбины, умножают на ранее определенный η_oi и получают используемый теплоперепад внутри ЧВД = η_0i.

Отложив величину  вниз от точки  и проведя горизонтальную линию до пересечения с изобарой р_отб, находят точку В', характеризующую состояние пара в камере отбора.

3. Определяют потерю давления пара в регулирующих клапанах части низкого давления (ЧНД) турбины Δр_отб=(0,03÷0,04) р_отб.

Потерю Δр_отб наносят на диаграмму i, S и проводят изобару р₁=р_отб – Δр_отб. Продлив горизонтальную линию из точки В' до пересечения с изобарой р₁, получают точку , соответствующую состоянию пара перед соплами регулирующей ступени ЧНД.

4. Из точки  проводят линию изоэнтропийного процесса до пересечения с изобарой р₂ и намечают точку . Определяют разность энтальпий в точках   и .

,

т.е. изоэнтропийный теплоперепад, приходящийся на ЧНД. Умножив Н"₀ на полученный ранее η_0i, получают используемый теплоперепад внутри ЧНД.

.

 Отложив   вниз от точки  и проведя горизонтальную линию до пересечения с изобарой р₂, находят точку В", характеризующую состояние пара после выхода из последней ступени ЧНД. Продлив горизонтальную линию до пересечения с изобарой р_к, получают точку В_к, характеризующую состояние пара при входе в конденсатор.

Для определения расхода свежего пара на турбину с учетом его отбора необходимо произвести расчет схемы регенерации (см. п. 4.7).

2.9. Расход пара на теплофикационную турбину

Расход пара на теплофикационную (Т) турбину (рис. 2.6 а) определяют путем сравнения с расходом пара на конденсационную (К) турбину с такими же параметрами пара. Действительный расход пара К–турбины

.                                         (2.41)

При отборе пара из турбины в количестве D_т внутренняя мощность ее снижается на величину . Здесь – количество пара отбираемого из турбины на теплофикацию;  i_т и i_к – энтальпия пара в отборе и на входе в конденсатор.

Для восстановления мощности турбины до первоначальной N_э необходимо увеличить расход свежего пара в количестве DD₀

.

        Тогда дополнительный расход пара равен

,                                                (2.42)

где  – коэффициент недовыработки мощности паром теплофикационного отбора. Следовательно расход пара на турбину с отбором D_т и конденсацией (на теплофикационную турбину)  равен

.                                                   (2.43)

Коэффициент недовыработки мощности Y_т есть относительное увеличение расхода пара на турбину на единицу количества отбираемого пара (характеризует долю недоработанного теплоперепада пара, идущего в отбор, см. рис. 2.6).

0 £ Y_т £ 1, причем Y_т = 0 при i_т = i_к, Y_т = 1 при i_т = i₀. Обычно Y_т = 0,3¸0,7, в среднем Y_т = 0,5. Если D_т = 0, то D₀ = D_0(к).

Уравнение (2.43) выражает энергетический баланс турбины, связь между расходом пара и электрической мощностью турбины.

Уравнение материального баланса Т-турбины имеет вид

  ,                                                   (2.44)                    

где D_к – пропуск пара в конденсатор, он меньше, чем D_0(к).

 

и 

                                                         .                                              (2.45)                                   

где – уменьшение расхода пара в конденсаторе.

Баланс мощностей в турбине с конденсацией пара и отбором  (в теплофикационной турбине) выражается уравнениями

 

и

,

где N_вд, N_нд и N_т, N_к – мощность развиваемая ЧВД и ЧНД турбины и пара, идущего в отбор и через всю турбину в конденсатор (D_вд = D₀; D_нд = D_к).

Турбина с противодавлением (типа Р)

Общий тепловой баланс теплофикационной турбины с противодавлением (рис. 2.6 б).

.                                                     (2.46)

Выработка электроэнергии для турбины с противодавлением  непосредственно зависит от пропуска пара через нее D_т  (расхода пара на теплового потребителя D_т=D₀).

.                                       (2.47)

Зависимость  от  D_т  для турбин с противодавлением ограничивает их применение на ТЭЦ. Возможное уменьшение потребления пара D_т не позволяет обеспечивать выработку необходимой электрической мощности. Требуемая при этом дополнительная мощность усложняет всю установку.

Расходы теплоты и пара на теплового потребителя связаны уравнением

,                                                        (2.48)                         

где i_ок – энтальпия обратного конденсата (считаем, что невозврата конденсата от потребителя в количестве D_т нет).

Подставляя в энергетическое уравнение (2.47) турбины с противодавлением вместо D₀ величину D_т из (2.48), получим

,                                              (2.49)

где Q_т – расход теплоты на тепловом потреблении, ГДж/ч.

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении кВт×ч/ГДж равна

 .                                            (2.50)

 = 50¸100 кВт×ч/ГДж. Этот показатель применим и для потока пара отбора в турбине с отбором и конденсацией.

2.10. Тепловая экономичность и расход топлива на ТЭЦ

Процессы производства и отпуска электроэнергии и теплоты характеризуются КПД ТЭЦ по отпуску электрической энергии и теплоты.

;

,                                                (2.51)

где N_э – электрическая мощность турбины;  – отпуск теплоты потребителю.

       Процесс совместного производства электроэнергии и теплоты характеризуют полным КПД ТЭЦ

.                                                 (2.52)

Для теплофикационной турбины соответственно получим

,                                                 (2.53)

где Q_ту – общий расход теплоты на ТУ.

Обозначим долю теплоты, затрачиваемой в турбине на внешнего потребителя, через b_т:

;

.                                             (2.54)

Абсолютный электрический КПД турбины равен

.                                                     (2.55)

Найдем соотношение между полным и абсолютным КПД турбины и КПД турбины по отпуску электроэнергии :

                                       (2.56)

Общее соотношение между этими тремя КПД

.                                                (2.57)

Если известны b_т и один из КПД, другие два определяются из (2.57).

Посредством коэффициента b_т  расходы теплоты для ТЭЦ рассчитываются следующим образом.

а) теплота топлива на производство тепловой энергии

;                                                            (2.58)

б) теплота топлива на производство электрической энергии

.                                                        (2.59)

Аналогично, расходы топлива

;

,                                            (2.60)

где B = B_э + B_т – общий расход топлива на ТЭЦ.

Расходы топлива связаны с КПД следующими соотношениями:

;

.                                                 (2.61)

Общий расход топлива на ТЭЦ можно рассчитать из уравнения теплового баланса котла (без промперегрева):

.                                   (2.62)

Удельный расход условного топлива на единицу производимой электроэнергии  ( МДж/кг).

Для конденсационного режима  и тогда  г/(кВт×ч).

Для  турбины с противодавлением    , получим   г/(кВт×ч).

Удельный расход условного топлива на единицу отпущенной теплоты

 при   кг/ГДж.

2.11. Сравнение КПД теплофикационной и конденсационной турбин

Отношение КПД по производству электроэнергии турбины с отборами (типа КО)  к КПД по производству электроэнергии чисто конденсационной турбины  равно [4].

.                                            (2.63)

Здесь А_т = N_т/N_к – энергетический коэффициент пара отбора, равный отношению мощности пара отбора N_т и пара конденсационного потока N_к.

Относительное повышение КПД теплофикационной турбины по производству электроэнергии по сравнению с КПД конденсационной турбоустановки равно

.                                               (2.64)

При  любом  отборе пара  > 0. Например, если N_т = N_к и А_т = 1, а также  » 0,5, то  = 0,33. При больших значения А_т (N_т > N_к и А_т > 1) относительное повышение КПД еще больше.

2.12. Сравнение комбинированного и раздельного производства

электрической и тепловой энергии

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии обеспечивает уменьшение расхода топлива. Однако при малой годовой продолжительности теплового потребления и дешевом топливе экономичным может быть раздельное производство электрической энергии и теплоты. Это когда, электроэнергия вырабатывается конденсационным путем, а теплота отпускается из котельной низкого давления (КНД) (рис. 2.7).

Сравним расходы топлива (основные технико-экономические показатели) на ТЭЦ и раздельную установку (РУ). Общие расходы топлива на раздельную установку  и на ТЭЦ  равны:

В_ру=В_КЭС + В_КНД;                                            (2.65)

Втэц=В_э + В_т .                                              (2.66)                                          

Или, выражая  и через удельные расходы топлива, получим

В_ру=b_КЭС(N_к + N_т) + В_КНД;                                        (2.67)

 .                                        (2.68)

        Здесь – соответственно мощность пара идущего в отбор и через всю турбину в конденсатор;

– удельный расход топлива, связанный с паром отбора;

 и принимая , получаем

;                                               (2.69)

(индекс «р» означает противодавление).        

Соотношение (2.69) позволяет определить экономию топлива благодаря теплофикации. Заменяя в (2.69)  (N_т – мощность пара отбора на теплофикацию,  – удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении), получаем удельную экономию условного топлива, кг/ГДж:

,                              (2.70)

или

.                                                  (2.71)

Принимая =50¸100 кВт×ч/ГДж, получаем Db=7,5¸22,5 кг/ГДж, в среднем Db=15 кг/ГДж). Формула (2.71) наглядно показывает зависимость эффективности теплофикации от энергетического совершенства выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т.е. от параметров пара и КПД турбины и ТЭЦ. При отпуске теплоты Q_т=1 млн. ГДж экономия условного топлива за счет теплофикации DВ»15000 т.