Раздел V. Показатели тепловой и общей экономичности тэс

ЛЕКЦИЯ 10

5.1. Тепловая экономичность и энергетические показатели

конденсационной электростанции (КЭС)

5.1.1. Баланс тепла и коэффициенты полезного действия

конденсационной электростанции и ее установок

Основным показателем энергетической эффективности КЭС является кпд по отпуску электрической энергии, который называется абсолютным электрическим кпд.

Коэффициент полезного действия электростанции (энергоблока), учитывающий выработку электроэнергии без собственного расхода ее на вспомогательные машины и установки электростанции называют кпд брутто.

Между тем часть выработанной на электростанции энергии расходуется при осуществлении технологического процесса преобразования энергии внутри электростанции (подготовка топлива, подача воздуха, отвод дымовых газов, подача питательной и охлаждающей воды и др.) в размере 4 – 6 % вырабатываемой энергии или около 1,5­ – 2,5 % затрачиваемого тепла.

Коэффициент полезного действия, учитывающий собственный расход энергии внутри электростанции (ее собственные нужды) носит название кпд нетто и выражается так:

(5.1.1)

где Э – выработка электрической энергии; Э_с.н – расход электрической энергии на собственные нужды; э_с.н – доля расхода электрической энергии на собственные нужды; – теплота, затраченная в топливе.

Значения Э, Э_с.н, – относятся к любому промежутку времени и выражены в одинаковых электрических и тепловых единицах.

Важным расчетным показателем является кпд, который определяется для часового промежутка времени:

(5.1.2)

При решении реальных задач энергетического хозяйства, при его планировании и в отчетности используют кпд нетто, в общем анализе энергетической эффективности электрической станции – кпд брутто

(5.1.3)

Для часового промежутка времени кпд брутто

(5.1.4)

– измеряется в кДж/ч; – измеряется в кВт.

кпд брутто и нетто связаны между собой соотношением

. (5.1.5)

Общий баланс тепла энергоблока конденсационной электростанции за единицу времени (1 с или 1 ч) выражается следующим образом:

(5.1.6)

Здесь – общий расход тепла топлива; – электрическая мощность турбоагрегата; и – потери мощности в электрическом генераторе и механические потери турбины; – потеря тепла с охлаждающей водой в конденсаторе турбины; – потери тепла в окружающую среду при транспорте пара и воды трубопроводами между парогенератором и турбиной; – потери тепла в парогенераторной установке; – отпуск тепла на отопление и бытовые нужды жилого поселка и помещений электростанций;

– потери тепла в системе транспорта и подготовки топлива, не учитываемые тепловым балансом парогенератора. Здесь все величины выражены в киловаттах – кВт (или в гигаджоулях в час – ГДж/ч).

Без учета расхода тепла на бытовые нужды и отопление и потерь тепла в системе топливоподготовки , тепловой баланс конденсационной электростанции или энергоблока напишем в виде

,

где  потери в турбоустановке.

Имея в виду, что внутренняя мощность турбины, кВт,

, (5.1.7)

напишем:

(5.1.8)

Если тепловой баланс относится не к 1 с, а к длительному промежутку времени, например году, то в уравнениях баланса тепла вместо мощности W входит выработка энергии Э, кВт·ч (ГДж). Электростанция (или энергоблок) состоит из основных агрегатов с их вспомогательным оборудованием – турбиной и парогенераторной установкой и соединяющих их трубопроводов (рис. 5.1.1).

Рис. 5.1.1. Тепловая схема простейшей конденсационной электростанции:

ПГ – парогенератор; ПЕ – пароперегреватель; Т – турбина; К – конденсатор;

КН – конденсатный насос; ПН – питательный насос

Расход тепла пара на турбоустановку

(5.1.9)

составляется из внутренней мощности турбины и потери тепла в конденсаторе .

Тепло топлива расходуется в парогенераторной установке на тепло получаемого пара и покрытие потерь тепла в парогенераторной установке:

(5.1.10)

Баланс тепла в системе трубопроводов

(5.1.11)

Мерой тепловой экономичности конденсационной электростанции служит отношение выработанной электроэнергии (мощности) к затраченному теплу, т.е. коэффициент полезного действия (кпд) электростанции (энергоблока):

(5.1.12)

где – годовая выработка электроэнергии; – годовой расход тепла топлива.

Соответственно кпд парогенератора

(5.1.13)

Коэффициент полезного действия транспорта тепла (трубопроводов) электростанции

(5.1.14)

Коэффициент полезного действия турбоустановки

(5.1.15)

Общий кпд электростанции (энергоблока) составляется из указанных трех кпд. Действительно, перемножая три последних уравнения, напишем:

(5.1.16)

или

(5.1.17)

Таким образом, кпд электростанции зависит непосредственно от кпд парогенератора, трубопроводов и турбоустановки. Наибольшее влияние на к.п.д. электростанции оказывает кпд турбоустановки, учитывающий основную потерю тепла в цикле производства электроэнергии – потерю в холодном источнике , достигающую примерно половины (45–50 %) затрачиваемого тепла. Остальные потери тепла на электростанции значительно меньше. Так, как для современного парогенератора составляет 6–10 % затрачиваемого тепла, относительные потери тепла в трубопроводах около 1 %.

Отсюда можно заключить, что кпд современной конденсационной электростанции в соответствии с формулой (5.1.17) при указанных относительных значениях потерь может составлять:

39 ÷43 %.

Если 39 ÷43 %, а = 0,04 ÷0,06, то 37 ÷ 41 %. При этом ÷0,94; 44 ÷ 46 %.

Рассмотрим кпд отдельных установок электростанции.

– располагаемая мощность пара;

– внутренняя мощность турбины;

– эффективная мощность турбины;

– электрическая мощность турбогенератора.

Экономичность работы турбоагрегата характеризуют относительные кпд:

Внутренний относительный кпд турбины

(5.1.18)

г де и – соответственно теплопадение пара, кДж/кг, в турбине в действительном и адиабатном (изоэнтропийном) процессах (см. рис. 5.1.2).

Рис. 5.1.2. Процесс работы пара в конденсационной турбине в i – s диаграмме

При впуске пара в турбину в паровпускных трубах и регулирующих устройствах (клапанах) пар дросселируется и давление его снижается при полной (номинальной) мощности примерно на 5 %, т.е.

Соответственно располагаемое теплопадение перед паровпускным устройством составляет , кДж/кг, а после паровпускного устройства , кДж / кг. Отношение

называют коэффициентом дросселирования. При этом внутренний относительный кпд проточной части турбины выражается отношением

;

с учетом дросселирования пара при паровпуске

.

Внутренний относительный кпд современных турбин обычно находится в пределах 0,86 – 0,88, изменяясь для отдельных участков рабочего процесса и соответствующих частей (цилиндров) турбины в зависимости от пропуска пара и его параметров в более широких пределах (0,80 – 0,90).

Механический кпд турбины учитывает потери от трения в подшипниках, затрату энергии на системы регулирования и смазки.

Этот кпд равен

,

, где – механические потери турбины; – эффективная мощность турбины на муфте, соединяющей ее с электрическим генератором, т.е. мощность, передаваемая турбиной электрогенератору; для современных крупных турбин 0,99. Коэффициент полезного действия

(5.1.19)

называют относительным эффективным кпд турбины.

Коэффициент полезного действия электрического генератора:

,

, где – механические и электрические потери электрического генератора; при современных методах охлаждения электрического генератора его к.п.д. составляет около 99 %.

Коэффициент полезного действия

(5.1.20)

носит название относительного электрического кпд турбоагрегата. Коэффициенты полезного действия , , , , являются относительными кпд турбоагрегата, характеризуя степень технического совершенства отдельных его элементов (проточная и механическая части турбины, электромагнитная и механическая часть генератора).

Выше приведены численные значения относительных кпд для полной (номинальной) или экономической мощности турбоагрегата. При неполных, частичных нагрузках значения кпд уменьшаются.

Тепловую экономичность конденсационной турбоустановки, включающей турбину с конденсатором и электрический генератор, характеризуют так называемые абсолютные кпд, различающиеся степенью учета потерь технологического процесса преобразования энергии (внутренних  в проточной части турбины, механических и электрических  в генераторе).

Основой технологического процесса выработки энергии паровым турбоагрегатом является термодинамический цикл водяного пара, т.е. цикл Ренкина (рис. 5.1.3 и рис. 5.1.1).

Р ис. 5.1.3. Цикл водяного пара в Т-s – диаграмме

Термический кпд этого цикла:

, (5.1.21)

г де – расход тепла из горячего источника, кДж/кг; – соответственно энтальпии свежего пара и конденсата турбины после сжатия в питательном насосе, кДж / кг; – потеря тепла в холодном источнике, кДж/кг; и – соответственно энтальпии отработавшего пара при изоэнтропийном (адиабатном) расширении и его конденсата при насыщении, кДж/кг; . Формулу (5.1.21) можно представить в виде

, (5.1.22)

где – изоэнтропийная (адиабатная) работа насоса, эквивалентная подогреву воды в нем в таком процессе; – расход тепла на турбоустановку, без учета работы питательного насоса; эти величины выражены в кДж / кг.

Если не учитывать работы насоса, то

. (5.1.23)

Расход энергии на повышение давления воды в насосе на современных турбоустановках составляет 25–35 кДж / кг, или 3­4 % работы пара в турбине. Таким образом, работа питательного насоса – основная составляющая общего собственного расхода энергии на электростанции.

Выражения (5.1.22) и (5.1.23) определяют соответственно кпд нетто и брутто цикла водяного пара. Отметим, что общее выражение кпд пароводяного цикла по формуле (5.1.21) учитывает работу как основного двигателя (турбины), так и питательного насоса, являющегося неотъемлемым элементом цикла.

Внутренний абсолютный кпд турбоустановки (действительного цикла) на основе формулы (5.1.23):

. (5.1.24)

Абсолютный электрический кпд турбоустановки (без учета электрического генератора, например для приводной турбины питательного насоса):

. (5.1.25)

С учетом выше изложенного, кпд турбоустановки в формуле (5.1.17) определится как

, (5.1.26)

а кпд электростанции(энергоблока)

(5.1.27)

ЛЕКЦИЯ 11

5.1.2. Расходы пара, тепла, топлива, и коэффициенты

полезного действия конденсационной электростанции

без промежуточного перегрева пара

Расход пара на конденсационный турбоагрегат D₀, кг/с, определяется из условия энергетического баланса (рис. 5.1.2):

или

,

откуда

(5.1.28)

Мерой технического совершенства конденсационного турбоагрегата в первом приближении может служить удельный расход пара , г / кДж, равный с учетом предыдущего уравнения

(5.1.29)

Часовой расход пара , выраженный в кг/ч, и удельный расход пара , выраженный в кг / (кВт∙ч), определяются формулами

; (5.1.30)

. (5.1.31)

Для условий рабочего процесса современных конденсационных турбин 0,8 г/кДж, или около 3 кг / (кВт∙ч).

Удельный расход пара не характеризует полностью тепловую экономичность турбоустановки. На величине не отражается непосредственно потеря тепла в холодном источнике (в конденсаторе турбины). Мерой тепловой экономичности служит расход тепла.

Расход тепла на турбоустановку без промежуточного перегрева пара за единицу времени , кВт, равен разности количеств тепла, подведенного к ней со свежим паром и отведенного с питательной водой:

, (5.1.32)

причем расход питательной воды принимается в первом приближении равным расходу свежего пара .

Показателем тепловой экономичности, равноценным кпд турбоустановки, служит удельный расход тепла:

, (5.1.33)

При этом удельный расход тепла – величина, обратная кпд турбоустановки:

,

а именно

. (5.1.34)

Если 0,44÷0,46, то удельный расход тепла на турбоустановку также величина безразмерная, 2,2 ÷ 2,3.

Тепловая нагрузка парогенераторной установки, кВт, с учетом потерь тепла при транспорте пара и воды

. (5.1.35)

Здесь приняты одинаковыми расход пара на турбину и паровая нагрузка парогенераторов, т.е. ; энтальпии и относятся соответственно к пару на выходе из парогенератора и к питательной воде на входе в него.

При этом нужно иметь в виду, что давление пара у парогенератора на 1,0 –1,5 МПа выше, чем перед турбиной, а температура пара на выходе из парогенератора примерно на 5 ^оС выше, чем перед турбиной, температура и энтальпия питательной воды на выходе из турбоустановки и на входе в парогенератор практически одинаковы,

.

Тепловая нагрузка парогенераторной установки и расход тепла топлива связаны выражением (5.1.13):

.

Удельный расход тепла на электростанцию

; (5.1.36)

если принять = 90÷94 %; 0,99, = 2,2÷2,3, то 2,4÷2,6. Так как и , то

У дельный расход тепла в кДж / (кВт·ч) . Расход тепла топлива, выраженный в кДж / ч, составит:

, (5.1.37)

где В – расход топлива на парогенератор, кг/ч; – теплота сгорания, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса парогенератора

. (5.1.38)

Общее уравнение теплового баланса электростанции имеет вид

. (5.1.39)

В нашей стране принято оценивать тепловую экономичность тепловых электростанций расходом условного топлива с теплотой сгорания 29310 кДж / кг = 29,31 кДж / г.

Тогда

, (5.1.40)

где – расход условного топлива, г/с; – электрическая мощность, кВт. Мерой тепловой экономичности электростанции, наряду с кпд и удельным расходом тепла , служит удельный расход условного топлива , г/кДж или г/(кВт·ч). Если значение выражено в г/с, то , г/кДж:

Если выражено в кг/ч, то и удельный расход топлива определяется, г / (кВт·ч):

.

Таким образом, удельный расход условного топлива обратно пропорционален кпд электростанции и прямо пропорционален удельному расходу тепла на электростанцию. Для значений = 0,37÷0,4, получим ÷0,0925 г / кДж (85 – 92,5 г / МДж) или 332 – 307 г / (кВт·ч). Снижение удельного расхода топлива на производство электроэнергии – одна из важнейших задач проектирования и эксплуатации тепловых электростанций.