Паросиловой установкой будем называть традиционную паротурбинную установку, работающую на паре, получаемом от энергетического котла (котельной установки). Паротурбинная установка и котел могут быть объединены в блок или быть связаны так называемыми поперечными связями.
Общий баланс теплоты и мощности для конденсационного паротурбинного энергоблока (электростанции) можно записать как (рис. 2.1):
Qтопл = ВQрн = Qпе + ∑Qj = Q0 + ∆Qтр + ∑Qj (2.1)
Рис. 2.1. Баланс теплоты и мощности для конденсационного энергоблока (электростанции)
Здесь:
Qтопл = ВQрн – теплота сгораемого топлива, кДж/ч;
Qрн, кДж/кг - теплотворная способность топлива;
В, кг/с – расход топлива;
Qпе – теплота, полученная рабочей средой (питательной водой, водяным паром) в котле с учетом потерь в котлоагрегате ∑Qj;
Q0 – теплота водяного пара, подводимого к турбине с учетом потерь теплоты на транспорт от котла к турбине ∆Qтр;
Nэ – электрическая мощность на клеммах генератора (брутто)
Ni – внутренняя мощность турбины, т.е. механическая энергия вращающегося валопровода;
Nt – теоретическая мощность турбины, т.е. без учета потерь от необратимости реальных процессов;
Qконд = ∆Qцв – теплота конденсации отработавшего в турбине водяного пара, передаваемая циркуляционной воде;
∆Nмех – механические потери, т.е. потери на трение в подшипниках и пр.;
∆Nэг – потери энергии в электрогенераторе.
Отметим, что различают высшую Qрв и низшую Qрн теплоту сгорания топлива - количество тепла, которое выделяется при сжигании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м3 газообразного топлива: с учетом тепла, выделяющегося при конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания (Qрв) и без (Qрн).
Поскольку в традиционно используемых котлоагрегатах температура уходящих газов tух выше точки росы, т.е. температуры конденсации водяных паров, в практических расчетах используют Qрн.
Часто расчеты ведут, используя понятие условного топлива, т.е. топлива, которое имеет Qрн = 7000 ккал/кг = 29,33 МДж/кг.
Тепловой баланс котельного агрегата обычно записывается в виде
Qрр = Q1+ Q2+ Q3+ Q4+ Q5+ Q6, (2.2)
где
Qрр – тепло внесенное в топку с топливом и подогретым воздухом (при работе на природном газе Qрр = Qтопл = ВQрн);
Q1 - полезно используемое тепло (если котел предназначен только для производства пара для паровой турбины, то Qкбр = Qпе);
Q2 - потери тепла с уходящими газами;
Q3 - потери тепла с химическим недожогом топлива;
Q4 - потери тепла с механическим недожогом топлива;
Q5 - потери тепла в окружающую среду через ограждающие конструкции, обмуровку;
Q6 - потери с физическим теплом шлака.
При этом КПД брутто котла
- по прямому балансу, т.е. через полезно отпускаемую от котла теплоту
hкабрутто = q1= Q1/Qрр 100% (2.3)
- по обратному балансу, т.е. через потери
hк.а.брутто=100-(q2+ q3+ q4+ q5+ q6 ) (2.4)
КПД котла нетто дополнительно учитывает теплоты и электроэнергии на собственные нужды котельной установки.
hканетто= hк.а.брутто- qсн (2.5)
qсн - затраты на собственные нужды, %.
Потери тепла с уходящими газами – наибольшиеи зависят от температуры уходящих газов tух и их объема Vух, который определяется коэффициентом избытка воздуха aух
Q2 = Vух с tух.
Сумма потерь теплоты в котле (∑Qк = 6..10%) с физической теплотой уходящих газов, от химической и механической неполноты сгорания топлива, от рассеяния в окружающую среду, при удалении жидких шлаков определяют КПД парового котла hкбр=0,94-0,90.
Из-за аэродинамического сопротивления трубопровода водяного пара его давление перед турбиной на 1…1,5 МПа меньше, чем за котлом, а температура на 4…50 С ниже (дополнительно вследствие потерь теплоты через тепловую изоляцию).
Значение КПД транспорта теплоты (трубопроводов) или КПД теплового потока
hтр = hтп = Q0/Qпе = 0,99-0,98.
Б аланс теплоты и мощности конденсационной турбоустановки:
Q0 = Nэ + ∆Nэм + Qконд
Основные потери в цикле ПТУ имеют место в конденсаторе, в котором охлаждающей воде отдается до 50% теплоты. Эта теплота передается при очень низком давлении рк=3…5 кПа (вакууме), т.е. при данных условиях водяной пар за турбиной обладает крайне низкой работоспособностью.
Потери теплоты в конденсаторе в идеальном цикле характеризует термический КПД ht, а в реальном – внутренний абсолютный hi = ht hoi, где внутренний относительный КПД hoi характеризует отклонение реального процесса расширения пара в турбине от идеального.
При этом абсолютный электрический КПД турбоустановки (брутто)
hбрэ,ПТУ= ht hoi hмех hэг = h i hэм
Этот показатель свидетельствует, что для повышения экономичности паротурбинной установки следует увеличивать термический КПД ht цикла за счет роста разности средних температур подвода теплоты в котле и отвода теплоты в конденсаторе, а также совершенствовать проточную часть турбины (повышать внутренний относительный КПД hoi), сокращать потери механические (hмех) и в электрическом генераторе (hэг).
КПД (брутто) энергоблока ТЭС (котлоагрегат + паротурбинная установка)
hбрэ,бл = ht hoi hмех hэг hтр hкбр = hбрэ,ПТУhтр hкбр
Принимая ht=0,55, hoi=0,85, hмех=0,99, hэг=0,99, hтр=0,99, hк=0,90, получаем hэ,блбр = 0,412.
С учетом затрат энергии на собственные нужды электростанции (подготовка топлива, работа множества насосов и вентиляторов и пр.), которые составляют от вырабатываемой электроэнергии эсн = 4-6%, КПД (нетто) энергоблока ТЭС (электростанции)
hэ,блнт = hэ,блбр(1-Nсн/Nэ) = hэ,блбр(1 - эсн).
Б аланс теплоты и мощности теплофикационной турбоустановки:
Q0 = Nэ + ∆Nэм + Qконд + Qотп + ΔQохл (2.6)
где Qотп – отпуск теплоты из отборов турбоустановки (суммарный отпуск теплоты с горячей водой и с паром);
ΔQохл – потери при отпуске теплоты (этой величиной часто пренебрегают);
Для турбин с противодавлением, когда отработавший в турбине пар полностью используется для отпуска теплоты (пара) потребителю полностью исключаются потери теплоты в холодном источнике Qконд = 0
Q0 = Nэ + ∆Nэм + Qотп + ΔQохл, (2.7)
и турбоустановка работает с максимальной тепловой экономичностью.
В общем случае в теплофикационных турбинах расход пара условно можно разделить на два потока: идущий после использования в турбине на тепловое потребление и поступающий в конденсатор, охлаждаемый циркуляционной водой.
При этом полную мощность Nэ теплофикационной турбоустановки на клеммах генератора можно представить как сумму теплофикационной Nтфи конденсационной Nк мощностей, выработанных, соответственно по теплофикационному и конденсационному циклам
Nэ = Nтф + Nк
При использовании физического метода распределении расхода теплоты свежего пара между совместно производимыми электроэнергией и теплотой на производство теплоты Qотп в (2.6) относится «физически» необходимое количество теплоты, т.е. Qотп, а на производство электроэнергии относится часть теплоты свежего пара, определяемая формулой
- для турбоустановок с отборами пара и конденсатором
Qэ = Q0 - Qотп = Nэ + ∆Nэм + Qконд + ΔQохл,
- для противодавленческих турбоустановок
Qэ = Q0 - Qотп = Nэ + ∆Nэм + ΔQохл
КПД производства электроэнергии на ТЭЦ существенно повышается и для противодавленческих турбоустановок фактически становится равным электромеханическому КПД
hбрэ,тф= Nэ / Qэ = Nэ / (Nэ + ∆Nэм + ΔQохл) = hэм
Благодаря более полному использованию тепловой энергии КПД ТЭЦ достигает 65..85%, а КПД КЭС —не более 40…45%.
Для сравнения на рис. 2.2 приведен примерный тепловой баланс ТЭЦ (а) и КЭС (б).
Рис. 2.2. Тепловой баланс ТЭЦ (а) и КЭС (б)
При этом значение коэффициента полезного использования теплоты топлива (1.5), для КЭС не превышающего 40..45%, для TЭЦ может достигать 85..90%, приближаясь к значению этого показателя для котельных.