1.4.2. Параметры воды и пара

При анализе процессов в воде и паре важное значение имеет энтальпия h = u + pv, т.е. теплосодержание при постоянном давлении. Разность энтальпий в процессе 1-2 равна подведенной к воде и пару теплоте: q = h₂ – h₁. В частности, для процесса парообразования а΄΄- а΄ разность энтальпий h₂ – h₁= r, где r – теплота парообразования при данном давлении. Энтальпия воды при темпера-туре насыщения обозначается h΄, энтальпия сухого насыщенного пара h΄΄= h΄ + r. Энтальпия перегретого пара – это h΄΄ плюс теплота перегрева. Значения h΄, h΄΄, r, удельные объемы v΄, v΄΄, энтропии s΄, s΄΄ находят в таблицах воды и водяного пара. Для влажного пара энтальпия h_х = h΄ + rx, энтропия s_x = s΄ + rx/Т.

Т – s диаграмма водяного пара пред-ставлена на рис. 1.14. Линия АК– это ниж-няя пограничная кривая, она соответствует воде при температуре насыщения. Между линиями АК и КL – область влажного пара (смеси жидкой и паровой фракций). Линия КL соответствует сухому насыщенному пару, это - верхняя пограничная кривая, правее нее лежит область перегретого пара. Тонкими линиями показаны изобары, линия Рис. 1.15. h-s диаграмма р_кр соответствует критическому давлению водяного пара 22,1 МПа.

3

При расчетах паровых процессов широко применяется h-s диаграмма, схематично показанная на рис. 1.15. Она построена путем переноса числовых данных таблиц водяного пара в h, s координаты. Ниже пограничной кривой х = 1 расположена область влажного пара, выше – перегретого. Изобарные процессы (например, перегрев пара перед цилиндром низкого давления паровой турбины АЭС) изображается линией 1-2. Адиабатное расширение (например, в паровой турбине) – линией 2-3.

1 .4.3. Циклы паротурбинных установок

Паротурбинное оборудование используется для превращения теплоты в работу на тепловых и атомных энергетических установках. Схема простейшей паротурбинной установки, работа-ющей по циклу Ренкина, показана на рис. 1.16. ПК – это паровой котел, в котором к воде, подаваемой питательным насосом Н под давле-нием р₁, подводится теплота q₁. Перегретый или насыщенный пар из котла поступает в турбину

Рис. 1.16. Схема ПТУ. Т, где расширяется до давления р₂, совершая ра-боту l_тех, которая потребляется электрогенератором ЭГ. Отработавший в турбине влажный пар направляется в конденсатор К, где от него отводится теплота q₂ охлаждающей водой из окружающей среды. Пар конденсируется, питательная вода подается на всас насоса Н.

Термодинамические процессы в р–v и Т-s – диаграммах показаны для цикла с перегретым паром на рис. 1.17. 1-2 – это расширение в турбине, принимаемое адиабатным. 2-3- изобарно - изотермический отвод теплоты в конденсаторе. 3-4 – изохорное сжатие в насосе. 4-5-6-1 – изобарный подвод теплоты в котле. Работа цикла l_ц изображается в р–v – диаграмме заштрихованной площадью 1234561, подведенная теплота q₁ в Т-s – диаграмме – заштрихованной площадью 17834561, теплота, отведенная в конденсаторе q₂ – площадью 32783. Термический КПД цикла Ренкина равен

η_t = l_ц/q_подв = (q₁ – q₂)/q₁ = (h₁ – h₂)/(h₁ – h_к), (1.28)

где h₁ – энтальпия «острого» пара, h₂ – энтальпия отработав-шего пара, h_к – энта-льпия конденсата. Термический КПД растет с повышением давления и температу-ры. Так, при давлении 10 МПа η_t составляет 41% при t₁ = 400^оС Рис. 1.17. Термодинамические диаграммы цикла ПТУ

и 44,2%, при t₁ = 600^оС. КПД современных «конденсационных» станций дости-гает 47%. Повышение параметров пара требует применения дорогих высоко-легированных аустенитных сталей. Самая мощная в России турбина установлена на Костромской ГРЭС, ее мощность 1200 МВт. На нескольких атомных станциях эксплуатируются турбины мощностью 1000 МВт.

Значительная экономия топлива достигается с применением теплофикации, т.е. комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ. В этом случае после расширения в «цилиндре высокого давления» турбины часть пара направляется в теплообменник, обеспечивающий нагрев воды системы теплоснабжения. Еще один путь повышения КПД – применение комбиниро-ванного парогазового цикла. Высокотемпературные продукты сгорания топлива сначала расширяются в газовой турбине, а затем (при температуре около 550^оС) направляются в котел-утилизатор, вырабатывающий пар для паровой турбины. КПД парогазовых установок достигает 55%.