ВВЕДЕНИЕ

Электрические станции (ЭС) являются важнейшей составляющей энергетического хозяйства любой промышленно развитой страны, так как именно они вырабатывают электрическую и тепловую энергию, без которых современная цивилизация обойтись не может. По количеству вырабатываемой электроэнергии на одного человека в той или иной стране судят об уровне ее развития.

Классификация электрических станций.

Электрические станции классифицируются по технологии производства конечного продукта - электрической и тепловой энергии на:

Тепловые электрические станции (ТЭС),

Атомные электростанции (АЭС),

Гидравлические электростанции (ГЭС),

Станции, работающие на возобновляемых источниках энергии.

Тепловые электростанции работают в основном с паротурбинными установками, а также используются газотурбинные и парогазовые установки. Для выработки электроэнергии на этих станциях используется энергия нагретого до высоких температур пара, подаваемого в турбины под высоким давлением.

Атомные электрические станции (АЭС) также относятся к тепловым электростанциям, т.к. на них приводом генератора является паровая турбина. АЭС используют в качестве первичного энергоносителя ядерное топливо. Они играют существенную роль в энергетическом балансе Украины. На четырех АЭС, работающих в Украине, вырабатывается порядка 48,5 – 52 % всей производимой в стране электроэнергии. Вывод из работы АЭС из соображений экологической безопасности не представляется возможным из-за отсутствия возможности замещения их выработки электроэнергии другими источниками. Работая в штатном режиме, АЭС значительно меньше загрязняют окружающую среду по сравнению с ТЭС на органическом топливе, поэтому должна решаться задача обеспечения их безопасности при любых нештатных режимах.

Гидравлические (ГЭС) и гидроаккумулирующие (ГАЭС) электростанции, работают на энергии движущейся воды;

Установки, работающие на возобновляемых нетрадиционных источниках энергии:

• солнечные электростанции – используют энергию солнечного излучения,

• ветровые ЭС – используют энергию воздушных потоков,

• приливные ЭС – энергию морских приливов и отливов,

• геотермальные ЭС – теплоту подземных вод и слоев земли,

• установки, работающие на различных видах биотоплива.

Указанные установки вырабатывают пока небольшие объемы энергии. В ближайшем будущем (15-20 лет) в связи с удорожанием ископаемого топлива и ограниченностью его запасов доля таких станций и установок в производстве электрической и тепловой энергии существенно возрастет и должна достигнуть по общим оценкам 12-15% от всего объема выработки электрической и порядка 20% тепловой.

Электрические станции всех типов (за исключением отдельных маломощных источников местного назначения) выдают вырабатываемую электрическую энергию в Объединенную энергетическую систему Украины (ОЭСУ), которая охватывает всю территорию страны. В свою очередь ОЭСУ связана с энергосистемами других стран (Беларусь, Молдова, Россия), а также с энергосистемами стран Европы (Польша, Венгрия).

Классификация тепловых электростанций

Тепловые электрические станции различают по следующим признакам:

1. По виду отпущенной энергии

• только электрическая энергия - вырабатывается на конденсационных электростанциях (КЭС);

• электрическая и тепловая энергия - вырабатываются на ТЭЦ , (ТЭЦ –теплоэлектроцентраль). ТЭЦ делятся на теплофикационные, промышленные (ПТЭЦ) и промышленно-теплофикационные.

• тепловые дизельные электростанции (ДЭС), а также ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) установками, которые вырабатывают значительно меньший объем электроэнергии и тепла, чем ТЭС с паротурбинными установками.

Конденсационные электростанции предназначены для производства электрической энергии, тепловая энергия от КЭС используется в основном на собственные нужды станции и для теплофикации поселка ТЭС. На КЭС приходится примерно две трети всей мощности ТЭС.

Продукцией ТЭЦ является как электрическая, так и тепловая энергии. Вырабатываемая на ТЭЦ тепловая энергия направляется на теплоснабжение крупных городов (жилых массивов, учреждений различных видов и форм собственности, предприятий, не имеющих своих заводских котельных, и т.п.). На ПТЭЦ производится электроэнергия, а также в больших объемах производится пар, направляемый на технологические нужды промышленных предприятий. Промышленно-теплофикационные ТЭЦ производят пар для технологических потребностей, электроэнегию, а также тепловую энергию для отопления.

2. По виду используемого топлива ТЭС различают:

• Станции, работающие на твердом топливе – каменные и бурые угли, горючие сланцы;

• Станции, работающие на жидком топливе – мазут, реже –сырая нефть:

• Станции, работающие на газообразном топливе – природный газ, доменный газ, коксовый и т.п.

Часто на станциях используется комбинация топлив (угольно-мазутные, газо -мазутные блоки).

• атомные электрические станции (АЭС), и использующие в качестве первичного энергоносителя ядерное топливо;

3. По типу турбин, используемых в качестве привода генераторов:

• С паровыми турбинами или ТЭС с паротурбинными установками (ПТУ),

• С газовыми турбинами – ТЭС с ГТУ,

• С парогазовыми установками (ПГУ), в которых используется работа газовой и паровой турбины.

4. По значению начальных параметров пара и виду термодинамического цикла:

а) По параметрам пара: с докритическими параметрами пара (давление 13-17 МПа и температура до 450⁰С); и сверхкритическими - давление выше 22,3 МПа, при мощности агрегатов до 200 МВт используются давление от 9 до 13 МПа, при мощности 250 МВт и выше - 23,4 МПА и температура пара 535 -545⁰С. В мировой энергетике есть использование на ТЭС турбин с давлением пара 30-35 МПа температурой 600-650⁰С.

б) По используемому термодинамическому циклу:

по простому циклу Ренкина,

с перегревом пара,

с промежуточным перегревом пара,

с регенеративным подогревом питательной воды.

В ряде случаев эти виды термодинамических циклов сочетаются. Так на ТЭС большой мощности используются перегрев пара, промежуточный перегрев и регенеративный подогрев питательной воды.

5. По технологической структуре станции:

• Блочные станции с единичной мощностью блоков 150 МВТ и выше. В состав блока входят парогенератор, паровая турбина, электрический генератор, блочный трансформатор (рисунок В.1, а).

• Неблочные с поперечными связями по пару – на станции имеются общие паропроводы, в которые поступает пар из парогенераторов и к которому подключаются турбины (рис. В.1, б);

• Неблочные с секционированными паропроводами и переключательной магистралью (рис.В.1,в).

6 По использованию мощности станции в покрытии потребления электрических нагрузок (по степени загрузки станции):

• Базовые – число часов использования максимума нагрузок –

Т_м = 6000 … 7500 час/год;

• Полубазовые -число часов использования максимума нагрузок –

Т_м = 4000 … 6000 час/год;

• Полупиковые – число часов использования максимума нагрузок –

Т_м = 2000 … 4000 час/год;

• Пиковые – число часов использования максимума нагрузок –Т_м < 2000 час/год;

Число часов использования максимума нагрузок Т_м (час/год) определяется отношением общего количества фактически выработанной станцией за год электроэнергии Э_год к максимальной установленной мощности станции W_mах.

Е_год = (В.1)

где - фактическая мощность станции в момент времени t,

Т_год = 8760час. – число часов в году.

Число часов использования максимума нагрузок Т_м можно определить как время, в течение которого станция, работая с максимальной установленной мощностью, выработала бы такое же количество электроэнергии, какое она произвела, работая по фактическому графику нагрузок. Если рассматривать фактический годовой график выдачи вырабатываемой мощности электростанции в сеть (рис В.2), то площадь под линией изменения нагрузок во времени в течение года будет соответствовать количеству выданной в сеть за год энергии Е_год. Этой же величине равна площадь заштрихованного прямоугольника со сторонами 100%W_уст и Т_м.

Отсюда определяется и коэффициент использования установленной мощности станции k_и:

(В.2)

Коэффициент использования <1, поскольку агрегаты должны выводиться из работы для профилактических осмотров, текущих и аварийных ремонтов оборудования, а также при отсутствии потребности в энергии, т.е. как правило в течение года имеют место простои агрегатов, что снижает коэффициент использования, и, соответственно, эффективность использования установленной мощности электрических станций.

7. По типу связи с Единой энергосистемой:

• Локальные – станции, работающие на отдельный регион или предприятие (потребителя);

• Системные - станции, работающие на общую электроэнергетическую систему параллельно с другими станциями.

7. По суммарной установленной мощности станции различают:

• Станции большой мощности - W_уст > 1000 МВт,

• Станции средней мощности - W_уст = 100 … 1000 МВт,

• Станции малой мощности – до 100 МВт.

В современных условиях основные объемы вырабатываемой электроэнергии приходятся на станции большой мощности: АЭС и ТЭС. В Украине работают 16 тепловых электростанций с блокам мощностью 100 МВТ и более, а также 4 атомные электростанции. Все АЭС относятся к категории станций большой мощности, их установленная мощность больше 1000МВт. Среди тепловых станций Украины наименее мощная – Луганская ТЭС, мощность которой 1475 МВт. Мощность Приднепровской ТЭС после реконструкции и перевода блоков в теплофикационный режим снизилась с 2400 МВт до 1765 МВт. Мощность Криворожской ТЭС – 2820 МВт, Углегорской ТЭС – 1600 МВт (была при использовании газа 3600МВт). Из изложенного следует, что ТЭС как в настоящее время, так и в будущем будут играть существенную роль в энергобалансе Украины.

1 Энергетические показатели тепловых электростанций

1. Тепловой баланс и кпд конденсационных электростанций

Оценка экономичности работы станции и эффективности используемых режимов работы производится по ряду показателей. Часть этих показателей служит для оценки эффективности тепловых процессов. К ним относятся: коэффициент полезного действия (кпд) агрегатов, отдельных звеньев тепловой схемы, всей электростанции в целом.

На рисунке 1.1. представлено устройство тепловой электростанции, работающей на докритических параметрах пара; на рисунке 1.2-а – ее упрощенная принципиальная схема, на рисунке 1.2-б – ТS- диаграмма для этой схемы. Для конденсационной электростанции (рис.1.1, 1.2-а) количество теплоты Q_сум, отдаваемое в единицу времени используемым на станции топливом (т.е. в мощностном выражении), расходуется на:

• выработку электрической мощности W_э,

• п окрытие потерь мощности в генераторе ΔW_г и механических потерь ΔW_м в турбине;

• на тепло, отдаваемое при охлаждении пара в конденсаторе Q_к;

• тепло, потребляемое на самой станции и для теплофикационных нужд пристанционного жилого поселка - Q_т;

• покрытие потерь тепла в системе транспортировки и подготовки топлива ΔQ_пт;

• потери в системе трубопроводов при подаче пара от парогенератора к турбине ΔQ_тр ,

• потерь тепла в самом парогенераторе ΔQ_пг

Уравнение теплового баланса, исходя из перечисленного распределения теплоты, будет иметь вид (кВт или ГДж/час):

Q_сум = W_э + ΔW_г + ΔW_м + Q_к + Q_т + ΔQ_пт + ΔQ_тр + ΔQ_пг (1.1)

При рассмотрении теплового баланса пароводяного цикла блока величины ΔQ_ст и Q_т могут не учитываться.

Внутренняя полезно используемая мощность турбины W_i должна быть достаточной для выработки требуемой электрической мощности W_э, покрытия механических потерь в самой турбине ΔW_м и электрических потерь в генераторе ΔW_г, т.е.

W_i = W_э + ΔW_г + ΔW_м (1.2)

Количество теплоты пара Qту, потребляемое паротурбинной установкой в единицу времени, определяется внутренней мощностью турбины Wi и количеством теплоты Qк, отдаваемым в конденсаторе, т.Е.

Q_ту = W_i + Q_к (1.3)

Количество теплоты пара Q_пг, выдаваемое парогенератором, определяется потребностью турбоустановки Q_ту и потерями в паропроводах ΔQ_тр:

Q_пг = Q_ту + ΔQ_тр (1.4)

Суммарное количество теплоты Q_сум (кДж/с), выделяемое в единицу времени при сжигании топлива, идет на выработку теплоты Q_пг, отдаваемой турбоустановке, и покрытие потерь в парогенераторе ΔQ_пг:

Q_сум. = Q_пг + ΔQ_пг (1.5)

Потери в парогенераторе ΔQ_пг обусловлены в основном уносом теплоты с уходящими газами, химическим и механическим недожогом топлива, а также рассеянием тепла в окружающую среду.

Коэффициент полезного действия (кпд) брутто станции или отдельного блока определяется или отношением выработанной за год электроэнергии (кВт-час) к количеству полученного при сжигании топлива тепла (в тех же единицах измерения):

= (1.6)

или отношением вырабатываемой электрической мощности к количеству тепла, получаемого в единицу времени:

= , (1.6а)

где В^год - годовой расход условного топлива, кг;

- расчетная теплота сгорания топлива, кДж/кг.

Кпд нетто определяется отношением количества отпущенной с шин станции энергии к теплоте израсходованного топлива, также приведенным к одинаковым единицам измерения:

= (1.7)

В отпущенную энергию не входит потребление на собственные нужды станции , т.е.:

= - = - W_cн Т_год k_и, (1.8)

где W_cн – мощность, потребляемая на собственные нужды станции;

Т_год = 8760час – число часов в год;

k_и – коэффициент использования установленной мощности, определяется отношением числа часов использования установленной мощности Т_иу к Т_год (Т_иу определяется отношением соответствующей годовой выработки энергии к установленной мощности, т.е. / ΣW_уст).

Соответственно кпд турбоустановки определяется отношением мощности, вырабатываемой турбоустановкой, к количеству теплоты , потребляемому установкой в единицу времени для выработки этой мощности. Из уравнения теплового баланса количество теплоты, подводимое к турбоустановке в единицу времени

= D_т( ), (1.9)

Тогда с учетом (1.9) кпд турбоустановки:

η_ту = = (1.10)

Аналогично: кпд парогенератора

η_пг = Q_пг / Q_сум.ст = ; (1.11)

кпд системы паропроводов

η_тр = Q_ту / Q_пг = = (1.12)

В выражениях (1.9) – (1.12): D_т - расход пара через турбину, кг/с;

D_пг - паровая нагрузка котла, кг/с; можно упрощенно принимать, что D_т= D_пг, т.к. утечки пара в паропроводе котел - турбина минимальны (менее 0,001%);

- энтальпия острого пара (пара на входе в турбину перед стопорным клапаном);

i_пе – энтальпия пара на выходе из перегревателя котла;

- энтальпия конденсата на выходе из конденсатора;

- энтальпия питательной воды на входе в экономайзер котла.

Полный кпд энергоблока (станции) с учетом вышеуказанных упрощений определяется коэффициентами по (1.10) –(1.12) :

η_ст = = = η_пг η_тр η_ту (1.13)

В (1.13) наименьшей величиной является η_ту – кпд турбоустановки. Причина этого - значительные потери теплоты за счет уноса ее из конденсатора в окружающую среду охладителем пара (охлаждающей водой). На КЭС эти потери составляют приблизительно 45 – 50 % затрачиваемого тепла (площадь 1-а-е-3-2-1 на рисунке 1.2-б). Остальные потери значительно меньше: ΔQ_пг составляют 6 -10 %, ΔQ_тр – меньше 0,1%, поэтому принято, что i_пе= i₀.

2. Основные энергетические показатели ТЭЦ

Для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) характерным является одновременное, называемое совместным или комбинированным, производство электроэнергии и теплоты. (Тепловые схемы простейших теплоэлектроцентралей представлены на рис. 4). Поэтому при определении кпд ТЭЦ в числителе формулы (1.13) должно учитываться также количество теплоты, отпускаемое станцией на теплофикационные нужды а в случае промышленной ТЭЦ (ПТЭЦ) – и на производственные нужды:

η_ст = (1.13а)

В этом случае величины в числителе должны быть приведены к одинаковым единицам измерения: кВт, если измерение производится в единицах мощности, в МДж, если определяется выполненная работа, или кВТ-часах, если определяется выработка энергии.

На ТЭЦ применяются турбины двух видов:

• при полном использовании отработавшего тепла - это турбины с противодавлением;

• в случае преобладания потребности в электрической энергии - турбины с конденсацией и отборами пара для частичного его использования.

Турбины с противодавлением (или с противодавлением и отборами пара) являются чисто теплофикационными: отработавшее в них тепло полностью используется. Турбины с конденсацией и теплофикационными отборами пара являются турбинами смешанного типа. Используются также турбины с конденсацией, в конденсаторы которых встраивается трубный пучок для подогрева воды, направляемой внешнему потребителю отработавшим в турбине паром.

Такие турбины также становятся чисто теплофикационными.

Уравнение энергетического баланса турбоустановки с противодавлением имеет вид:

W_э = D_т (i₀ - i_к ) η_M η_г (1.14)

где W_э - электрическая мощность турбоустановки, кВт;

D_т – расход пара на внешнего потребителя; кг/с;

i₀ - энтальпия пара перед турбиной; кДж/кг;

i_к - энтальпия пара после его расширения в турбине в действительном рабочем процессе (аналогично конденсационной турбине), кДж/кг.

Отпуск тепла внешнему потребителю Q_т^о.вн, кВт (кДж/с):

Q_т^о.вн = ∙ η_то = D_т (i_т – i_ок^в) η_то (1.15)

где - затраты тепла на внешнего потребителя с учетом теплопотерь в теплообменниках ТЭЦ:

= D_т (i_т – i_ок^в) ; (1.16)

η_то – кпд теплофикационного оборудования ТЭЦ (теплообменники, трубопроводы с арматурой, подготовка воды для пополнения невозврата конденсата и т.п.), который учитывает рассеяние тепла в этом оборудовании. Для современных станций η_то  0,97-0,99;

i_т – энтальпия отработавшего пара, используемого для внешнего потребления, кДж/кг;

i_ок^в – энтальпия возвращаемого потребителем на ТЭЦ (обратного) конденсата, кДж/кг.

Подставив D_т из (1.15) в (1.14), получим взаимосвязь между вырабатываемой электрической мощностью и отпуском теплоты потребителю:

(1.14а)

где Н_і = - теплоперепад рабочего тела (пара) в действительном процессе его расширения в турбине;

q_т = - количество теплоты, отдаваемое внешнему потребителю, в расчете на 1 кг массы отработавшего в турбине ТЭЦ пара.

Из (1.14а) следует, что электрическая мощность, выдаваемая турбиной, зависит от ее тепловой нагрузки

Полный расход тепла на турбоустановку с противодавлением, если не учитывать невозврат пара и конденсата потребителем, в соответствии с уравнением энергетического баланса составит:

,

где W_i = W_э + ΔW_м + Δ W_г - внутренняя мощность турбины, расходуемая в отличие от (1.3) только на выработку электрической мощности и покрытие потерь в турбине и генераторе, так как нет отбора тепла в конденсаторе.

Существенное значение как показатель экономичности работы ТЭЦ имеет относительная выработка электрической мощности на тепловом потреблении е^т (в безразмерных единицах):

е^т = W_э / = = (1.17)

е^т может также выражаться в кВт-ч / ГДж, если рассматривается энергетическая выработка за 1 час, тогда (1.17) примет вид:.

е^т = (1.17а)

Для современных ТЭЦ показатель е^т составляет 60-185 кВтч/ГДж, возрастает с повышением начальных параметров пара и понижением конечного давления и энтальпии пара в турбине.

3. Показатели экономичности работы турбоагрегата

   1. Общие положения

Турбина в сборе с электрическим генератором называется турбоагрегатом. Экономичность работы непосредственно турбоагрегата определяется рядом показателей, которые соотносятся с идеальной (располагаемой) и действительной мощностью турбины.

Идеальная мощность турбины W_a – мощность, которую могла бы развить турбина при адиабатном процессе расширения в ней пара в соответствии с идеальным циклом Ренкина (участок а-b-c-d-e на рис 1.2 - б). Мощность W_a могла бы иметь место, если бы в турбине отсутствовали силы трения и сопротивления, и вся разница между теплом, подведенным в парогенераторе к рабочему телу, и теплом, отведенным от него в конденсаторе, использовалась для выполнения работы, т.е.:

W_a = (1.18)

где Q₁ – тепло, подведенное к рабочему телу в парогенераторе за 1с, кДж/ с (или кВт);

Q₂ – тепло, отданное охладителю в конденсаторе, кДж/с (кВт);

- энтальпия пара на выходе из турбины в идеальном (адиабатном) процессе его расширения; кДж/кг;

Н_а – теплоперепад рабочего тела при адиабатном процессе. Величину Н_а= можно определить непосредственно по iS – диаграмме.

Действительной внутренней мощностью турбины W_i , как указано в разделе 1.1, называют мощность, которую должна развить турбина для обеспечения требуемой мощности генератора и покрытия потерь в турбоагрегате (1.2). Oна определяется действительным теплоперепадом Н_i в турбине, при этом

W_i = D_т( )= D_т Н_i (1.19)

где i_к - энтальпия пара на выходе из турбины после выполнения реальной работы расширения, кДж/кг, которой соответствует участок d-f на рис.1.2-б.

Относительными кпд турбоагрегата соответственно, считаются показатели , отнесенные к ее идеальной мощности W_a, (и соответствующему ей теплоперепаду Н_а); абсолютными – к подведенному к турбоагрегату количеству теплоты Q_ту, а также отнесенные к ее действительной внутренней мощности W_i.

Экономичность работы непосредственно турбоагрегата определяют несколько видов кпд.

2. Абсолютный кпд идеальной турбоустановки

Отношение теплоты, которая могла бы быть превращена в работу в единицу времени внутри турбины при адиабатном процессе расширения в ней пара, к теплу Q₁, переданному рабочему телу в парогенераторе, называется абсолютным кпд идеальной турбоустановки:

η_t = = (1.20)

где Q₂ = - теплота, отводимая в конденсаторе в идеальном процессе;

= Q_а^пн - адиабатная работа питательного насоса (соответствует участку а-а^’ на рис.1.2-б) при отсутствии регенеративного подогрева конденсата.

Так как доля питательного насоса составляет примерно 3-4 % работы, выполняемой в пароводяном цикле, ее можно не учитывать. Тогда абсолютный термический кпд идеальной турбоустановки из (1.20) принимает вид:

(1.20а)

где Q₁ – количество теплоты, подведенное к рабочему телу за 1 с.

Если расширение заканчивается в области влажного пара, то можно определить по формуле (рис.1.2-б):

= , (1.21)

где T_к - температура конденсации;

S₀ и - соответственно энтропия острого пара и энтропия конденсата.

Тогда, подставив (1.21) в (1.20а), получим кпд идеального цикла при его завершении в области влажного пара:

(1.20б)

3. Относительный внутренний кпд турбоустановки

Вследствие наличия внутреннего трения пара в турбине о лопатки, корпус и другие части в действительном процессе расширения пара в турбине энтальпия пара на выходе из турбины i­_к більше по сравнению с идеальным адиабатным процессом. Это изменение по отношению к идеальному процессу учитывается внутренним относительным кпд турбины η_oi, который определяется как отношение действительной внутренней мощности турбины W_i к располагаемой мощности W_a в идеальном процессе:

η_oi = = = (1.22)

Для современных паровых турбин η_oi в целом находится в пределах 0,86-0,92, имея разные значения в ступенях проточной части турбины от 0,8 до 0,96. Таким образом, относительный внутренний кпд турбины характеризует совершенство процесса расширения в ней пара. Эта величина дается в паспортных данных на агрегат.

4. Абсолютный внутренний кпд турбоустановки

1. Отношение тепла, преобразованного в действительную работу внутри турбины, к теплу, переданному рабочему телу в парогенераторе, называется абсолютным внутренним кпд

ήi = (1.23)

С учетом (1.22) и (1.20а), получим связь абсолютного внутреннего кпд с кпд идеальной паротурбинной установки и ее внутренним относительным кпд:

(1.23а)

5. Абсолютный механический кпд турбины

Мощность турбины на муфте, соединяющей вал турбины и вал генератора, принято называть эффективной мощностью турбины W_e – это мощность, которая необходима для вращения ротора генератора, т.е. обеспечения выработки электрической мощности, и компенсации потерь в генераторе ΔW_г:

W_e = W_г + ΔW_г . (1.24)

Согласно (1.2)

W_e = W_i - ΔW_м

Отношение эффективной мощности турбины W_e к действительной внутренней мощности турбины W_i называется механическим кпд турбины:

η _мт = W_e / W_i (1.25)

здесь ΔW_м - механические потери в самой турбине. Для современных турбин η _мт 0,98 . 0,99.

6. Относительный эффективный кпд турбоустановки

Отношение эффективной мощности турбины W_e к идеальной мощности W_а называется относительным эффективным кпд.

η_ое = (1.26)

7. Абсолютный эффективный кпд

Отношение эффективной мощности к теплу, подведенному к турбоустановке и израсходованному в ней, называется абсолютным эффективным кпд. Воспользовавшись (1.23), (1.23а) и (1.25), получим:

η_е = (1.27)

8. Кпд электрического генератора

Отношение электрической мощности, выдаваемой в сеть с зажимов генератора, к эффективной мощности турбины, снимаемой с соединительной муфты сопряжения валов турбины и генератора, называется кпд электрического генератора, обозначается η_эг:

η_эг = (1.28)

9. Относительный электрический кпд

Отношение электрической мощности агрегата к мощности идеальной турбины называется относительным электрическим кпд, обозначается η_ог:

η_ог = (1.29)

10. Абсолютный электрический кпд турбоустановки

Отношение электрической мощности генератора к количеству теплоты, подводимой к рабочему телу в парогенераторе в единицу времени (1 с), называется абсолютным электрическим кпд блока η_э. Выполнив преобразования, аналогичные (1.27) и (1.29), получим:

η_{э =} (1.30)

11. Расход пара через турбину

Зная кпд турбоагрегата и его номинальные параметры (электрическую мощность, кВт, энтальпию пара на входе в турбину и энтальпию конденсата , кДж/кг) из уравнения теплового баланса можно определить секундную потребность в паре для турбины, кг/с:

W_э =  ŋ_t ŋ_оi ŋ_мт ŋ_эг (1.31)

Откуда

D_т = (1.32)

Количество тепла, подведенное в цикле к 1 кг массы пара определяется интегралом, взятым в пределах изменения энтропии от S₁ до S₂ (рис.1.2б):

(1.33)

где T_e – эквивалентная температура цикла, может определяться из условия равенства кпд цикла Ренкина и цикла Карно:

= = 1- , откуда T_e = (1.34)

T_e является такой средней температурой подвода тепла, при которой экономичность цикла Ренкина равна экономичности цикла Карно.

Сводная классификация кпд и мощностей, рассмотренных в первом разделе, представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Классификация кпд и мощностей турбоагрегата

№	Наименование кпд	Относительный кпд	Абсолютный кпд	Мощность
1	Идеальной турбины	1	= На/( )	Wa=Dт На
2	Внутренний			Wi= Wa =Dт Нi
3	Эффективный	=	=	Wе= Wa
4	Электрический	= ηэг	=	Wг= Wa
5	Механический		= Wе/ Wi
6	Электромеханический генератора		= Wг/ Wе

1.4 Расчет технико-экономических показателей ТЭС (пример расчета)

1.4.1 Задача №1.

На станции установлено n агрегатов, работающих в конденсационном режиме по блочной схеме «котел – турбина – генератор». Параметры пара на входе в турбину – p₀, t₀. Давление пара на входе в конденсатор – p_к, температура пара на входе в конденсатор соответствует температуре насыщения при давлении p_к. Турбина работает без отборов пара для регенеративного подогрева конденсата.

Внутренний относительный кпд турбоагрегата ŋ_0i.

Годовой коэффициент использования установленной мощности k_u.

Работа, выполняемая питательным насосом, входит в объем потребления на собственные нужды.

Определить:

• кпд брутто и кпд нетто станции с учетом годовой выработки электроэнергии и ее отпуска потребителям с шин станции;

• расход топлива на производство 1 кВтч электроэнергии и часовой расход пара, считая, что станция работает без регенеративного подогрева конденсата;

• абсолютные внутренний, электрический и эффективный кпд энергоустановок станции;

• относительный электрический и относительный эффективный кпд;

• количество условного топлива, затрачиваемого на выработку 1 кВт-часа электрической энергии при удельной теплоте сгорания используемого топлива Q_н^р;

• годовой расход натурального топлива в тоннах условного топлива (т.у.т.)

• годовую выработку электрической энергии;

• изменение энтропии рабочего тела при подведении тепла и выполнении работы (использовать (1.33), (1.34) ).

Исходные данные для вариантов даны в Приложениях А и Б.

Пояснения.

По заданным потерям мощности и теплоты рассчитать кпд элементов тепловой схемы. По (1.31) определить внутреннюю потребность в паре для турбины. С учетом потерь в уплотнениях и паропроводе определить количество пара, выдаваемое парогенератором.

По параметрам острого пара p₀, t₀ и его количеству определить количество теплоты, которую не обходимо получить от сжигаемого топлива с учетом потерь в котле, и требуемое количество топлива в тоннах уловного топлива. 1 кг у.т. имеет теплоту сгорания 29300кДж/кг. Пересчитать в т у.т. по формуле

В _у.т. = , т

где - расход топлива с заданной теплотой сгорания , кг.

Определить количество выработанной за год электроэнергии с учетом k_и, и энергии, отпущенной потребителям с шин станции, а также кпд станции:

= k_и W_гТ_г,

где Т_г =8760час – число часов в году.

1.4.2 Пример решения задачи №1

Таблица 1 .2 Исходные данные к примеру решения задачи №1

Наименование параметра и единицы измерения		Обозна-чение	Вели-чина
Мощность турбины (генератора), МВт		Wг	100
Острый пар, давление, Мпа		p0	13
Острый пар, температура, 0С		t0	535
Давление на выходе из турбины, кПа		pк	2,6
Количество блоков на станции		n	4
Внутренний относительный кпд			0,88
П о т е р и :	теплоты в парогенераторе, %	Qпг	8,9
	то же в паропроводе , %	Qтр	0,01
	механические в турбине, %	Wмт	1,05
	механические и электрические в генераторе, %	Wг	0,98
	пара в уплотнениях, в долях Dт		0,0028
	собственные нужды блока, %	Wсн	8,2
Годовой коэффициент использования установленной мощности		ku	0,82
Теплота сгорания топлива		Qнр	21300

По [1] определяем параметры пара:

• табл. ІІI - на входе в турбину (острый пар) - i₀;

• табл. II - на входе в конденсатор –t_к, i_k; а также параметры конденсата на выходе из конденсатора.

• По заданному _ рассчитывается i_кs .

Полученные данные приведены в табл.1.3.

Таблица 1.3 Параметры пара и воды, используемого в турбоагре гате.

Энтальпия острого пара	i0	3430,2
Энтальпия питательной воды	іпв	763,1
Энтальпия отработавшего пара в реальном процессе	ik	2540,9
Температура конденсации и конденсата на выходе из конденсатора при заданном давлении в конденсаторе, 0С	tк	21,735
Энтальпия конденсата на выходе из конденсатора	ik′	91,12
Энтальпия отработавшего пара в идеальном процессе	iкs	2419,63

Примечание. 1.Энтальпия острого пара найдена из таблицы III [1] методом интерполяции. Можно воспользоваться диаграммами свойств воды и водяного пара.

1. Внутренняя полезная мощность турбины

W_i =W_г+W_мт+ W_г = 100+100[(1,05+0,98)/100]=102,03 МВт

2. Эффекттивная мощность на валу турбины

W_e =W_г+W_г = W_г[1+(0,98*10^-2)] =100,98 МВт

1. Определение количества теплоты, потребляемого турбиной. В соответствии с (1.3)

Q_ту = Wi +Q_к

где Q_к - количество теплоты, отдаваемое в конденсаторе охлаждающей воде.

3.1 Q_к определяется из уравнения теплового баланса из условия, что процесс конденсации проходит при постоянном давлении и температуре насыщения при данном давлении, т.е. количество отводимого тепла эквивалентно теплоте парообразования при данном давлении и температуре насыщения и массе конденсата, т.е.

Q_к = q_к ∙D_к , (1.35)

где: q_к - количество теплоты, отдаваемое в конденсаторе 1 кг пара,

D_к – количество пара, проходящее через конденсатор в единицу времени (1с).

q_к = (i_k - i_k^′ )∙α_к

где α_к – доля пара, проходящего через конденсатор. По условию задачи турбина работает без отборов пара на регенерацию и теплофикацию (конденсационный режим), т.е. α_к = 1. Тогда D_к = D_0.

q_к = (2540,9 - 91,12) 1 = 2449,78 кДж/кг

3.2 Количество пара, потребляемое турбиной в конденсационном режиме при отсутствии отборов на регенерацию теплоты, определяется по (1.32)::

D₀ = =

D₀ = =114,7307 кг/с = 413,03т/час

Подставив в (1.35), получим количество теплоты, отдаваемое в конденсаторе за 1 с:

Q_к = 2449,78114,7307 = 281064,9425 кДж/с = 281,065 МДж/с

В соответствии с (1.3) количество теплоты, потребляемое турбиной:

Q_ту = 281,065 + 102,03 = 383,095 МДж/с

4. Расход пара в турбине с учетом потерь пара в уплотнениях турбины:

D_т = D₀(1+0,0028) = 115,05193 кг/с или 414,1869587 т/ч

5. Тепловая мощность, выдаваемая парогенератором с учетом тепловых потерь в паропроводе:

Q_пг=i₀D_т +Δ Q_тр = i₀D_т(1+0,01/100)= 394690,6056 кДж/с = 394,69 МДж/с

6. Суммарное количество теплоты, потребляемое парогенератором в 1 секунду при сжигании топлива

Q_сум =Q_пг+Q_пг= 394,69 (1+0,089) = 429,81741 МДж/с

7. Масса топлива, требующегося для получения такого количества теплоты - секундный расход топлива на один блок:

В = Q_сум/Q_н^р=429,8174110³/21300 = 20,179221 кг/с

8. Кпд блока:

8.1 Кпд –брутто:

2. Кпд –нетто:

9. Годовая выработка электроэнергии станцией, кВт-час:

Е_год = W_г n k_и T_год = 10010 ³4 ∙0,828760 = 2 873 280 000

10. Годовой отпуск электроэнергии с шин станции, кВтч:

= 2 873 280 000 -10010³ 0,08287600,824 =2814 377 760

11. Годовое потребление теплоты, получаемой при сжигании топлива, ГДж:

12. Годовой расход топлива при заданной теплоте сгорания:

12. Годовой расход условного топлива:

т

12. Расход условного топлива на выработку 1 кВтч электрической энергии, выданного в сеть с шин станции:

b = / = 1517389*10⁶ /2814377760 = 528,103г/кВтч.

12. Абсолютный внутренний кпд в соответствии с (1.23):

= /383,095 = 0,26633

12. Термический кпд идеальной турбоустановки:

Проверка: в соответствии с табл..1.1 и (1.23а)

12. Относительный эффективный кпд в соответствии с (1.26)

= =

Аналогично по (1.26) – (1.30) и табл.1.1 определяются другие коэффициенты.

Вопросы к разделу 1

1. Какие энергетические показатели характеризуют работу паротурбинной установки?

2. Как изменится кпд станции при совместно производстве тепловой и электрической энергии?

3. Как связаны электрическая мощность генератора и расход пара через турбину?

4. Какие факторы способствуют повышению кпд паротурбинного агрегата?

5. В чем разница между КЭС и ТЭЦ?

6. Каким требованиям должны соответствовать паропроводы ТЭС?

7. Чем обусловлены потери теплоты на ТЭС? Как можно их предотвратить или сократить?

8. Что характеризует внутренний относительный кпд турбины?

9. Как связаны коэффициент использования установленной мощности станции и суточные графики нагрузок?

10. По каким параметрам пара отличаются конденсационные турбины от турбин с противодавлением?

11. Как определяется расход условного топлива на выработку 1 кВтч электрической энергии? Что характеризует этот показатель?