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 являетсякпд, который определяется для часового промежутка времени:

(5.1.2)

При решении реальных задач энергетического хозяйства, при его планировании и в отчетности используюткпднетто, 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

, (5.1.7)

где - потери в турбоустановке.

Имея в виду, что внутренняя мощность турбины, кВт,

,(5.1.8)

напишем:

(5.1.9)

Если тепловой баланс относится не к 1 секунде , 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

(5.1.10)

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:

(5.1.11)

Баланс тепла в системе трубопроводов

(5.1.12)

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

(5.1.13)

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

Соответственно кпд парогенератора

(5.1.14)

Коэффициент полезного действия транспорта тепла (трубопроводов) электростанции

(5.1.15)

Коэффициент полезного действия турбоустановки

(5.1.16)

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

(5.1.17)

или

(5.1.18)

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 (5.1.18) 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 относительныекпд:

Внутренний относительный кпд турбины

(5.1.19)

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

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.

(5.1.20)

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

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

Отношение

(5.1.21)

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

; (5.1.22)

с учетом дросселирования пара при паровпуске

. (5.1.23)

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

, (5.1.24)

, 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

(5.1.25)

называют относительным эффективным кпд турбины.

Коэффициент полезного действия электрического генератора:

, (5.1.26)

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

Коэффициент полезного действия

(5.1.27)

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 относительныхкпддля 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,абсолютныекпд, 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).

Рис. 5.1.3. Цикл водяного пара в Т-s– диаграмме

На рис. 5.1.3: 0-1 – идеальный процесс расширения пара в турбине, 0-1´– реальный процесс расширения пара в турбине с учетом относительного внутреннего КПД турбины η_oi, 1-2 – процесс конденсации пара в конденсаторе при постоянной температуре насыщения , соответствующей давлению в конденсаторе, 2-3 – идеальный процесс сжатия в питательном насосе. При сжатии воды выделяется небольшое количество теплоты, поэтому процесс сжатия происходит с увеличением температуры. Температура воды в насосе повышается на 5÷8^оС. 2-3´– реальный процесс сжатия в насосе с учетом КПД насоса, 3´-4 – процесс нагрева питательной воды до температуры насыщения Т_н, соответствующей давлению в парогенераторе, 4-5 – процесс парообразования в парогенераторе при постоянной температуре насыщения, 5-0 – процесс перегрева пара в парогенераторе. Уточним, что процесс 3-4-5-0 превращения воды в перегретый пар происходит в парогенераторе.

Термический кпдэтого цикла:

,(5.1.28)

где – 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 (5.1.28) можно представить в виде

,(5.1.29)

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 работу насоса, то

.(5.1.30)

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 (5.1.29) и (5.1.30) определяют соответственно кпднетто и брутто цикла водяного пара. Отметим, что общее выражение кпдпароводяного цикла по формуле (5.1.28) учитывает работу как основного двигателя (турбины), так и питательного насоса, являющегося неотъемлемым элементом цикла.

Внутренний абсолютный кпдтурбоустановки (действительного цикла) на основе формулы (5.1.30):

.(5.1.31)

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

.(5.1.32)

С учетом выше изложенного, кпдтурбоустановки в формуле (5.1.18) определится как

,(5.1.33)

а кпдэлектростанции(энергоблока)

(5.1.34)