Эксергетический анализ ПТУ

Схема паротурбинной установки (ПТУ) и цикл Ренкина

На рис. 9.8, 9.9, 9.10 представлены схемы паротурбинной установки (ПТУ) и обратимый цикл в p-v- и T-s- диаграммах (цикл Ренкина).

Обозначения: ПК – паровой котел; ПП – пароперегреватель; ЭТ – экранные (испарительные) трубы парового котла; ВЭ – водяной экономайзер; Т – паровая турбина; К – конденсатор, охлаждаемый водой; Н – насос;
ЭГ – генератор электрического тока (потребитель). Цифры на схеме
соответствуют узловым точкам обратимого цикла, представленного
в p-v- и T-s- диаграммах

Теплота, подводимая к воде и водяному пару в паровом котле (в процессах: 3-4 – нагрев воды до кипения, 4-5 – испарение воды, 5-1 – перегрев пара),

.

Отводится теплота от водяного пара в процессе его конденсации (2-2¢):

.

Работа, получаемая в турбине, является внешней работой адиабатного процесса расширения 1-2:

.

Работа, затрачиваемая на сжатие конденсата в насосе, с учетом того, что процесс сжатия является адиабатным (dq = 0) и одновременно изохорным
(v = const) вследствие несжимаемости жидкости,

.

Полезная работа обратимого цикла (площадь цикла в p-v- и T-s- диаграммах)

.

Термический КПД обратимого цикла Ренкина вычисляется по формулам

,	(9.9)
.	(9.10)

В практических расчетах зачастую можно пренебречь работой насоса, которая, вследствие несжимаемости жидкости, ничтожна по сравнению с работой турбины. В этом случае состояние 3 на диаграммах не изображают (рис. 9.11), т. к. точка 3 совпадает с точкой 2¢ :

,
,	(9.11)
.	(9.12)

Анализ формул (9.9) – (9.12) показывает, что термический КПД зависит от трех параметров (p ₁, t ₁, p ₂), он увеличивается с повышением давления p ₁ в паровом котле, с увеличением температуры перегрева пара t ₁ и с уменьшением давления p ₂в конденсаторе.

В современных мощных паротурбинных установках применяются параметры пара p ₁= 235...240 бар, t ₁ = 535...565 ^оС, p ₂ = 0,03...0,05 бар
(t_s = 25...35 ^оС). Переход на более высокие параметры p ₁ и t ₁ определяется уровнем развития металлургии, т. к. требуются дорогостоящие высоколегированные стали. Использование более низких давлений p ₂ ограничено температурой воды, охлаждающей конденсатор, которая в летнее время равна 18…20 ^оС.

В паротурбинной установке можно было бы осуществить цикл Карно a -4-5- b (рис. 9.12): 4-5 – испарение; 5- b – расширение пара в турбине; b - a – неполная конденсация пара; a -4 – сжатие мокрого пара в компрессоре.

На практике этот цикл не осуществляется прежде всего потому, что в реальном цикле, вследствие потерь на привод компрессора, затрачивалась бы большая часть мощности, вырабатываемой турбиной. Экономичнее конденсировать пар полностью, а затем насосом увеличить давление воды от p ₂ до p ₁ в процессе 2¢-3. Кроме того, процесс расширения сухого насыщенного пара в турбине (5- b) связан с большими потерями на трение, вследствие существенного уменьшения степени сухости в процессе расширения, т. е. увеличения содержания воды в паре. Поэтому в паротурбинных установках применяют перегрев пара в трубах пароперегревателя парового котла. В этом случае процесс расширения 1-2 сдвигается в область перегретого пара, уменьшаются потери на трение при течении пара в проточной части турбины.

9.3.2. Система коэффициентов полезного действия
для оценки эффективности ПТУ. Тепловой баланс ПТУ

На рис. 9.13 представлен действительный цикл Ренкина 1-2 д -2¢ (без учета затраты работы на насос):

1-2 д – необратимый адиабатный процесс расширения пара в турбине (s _{2 д} > s ₁);

1-2 – обратимый адиабатный процесс расширения (s ₂ = s ₁).

Термический КПД характеризует термодинамическое совершенство обратимого цикла 1-2-2¢:

где N – мощность обратимого цикла, Вт; G – расход пара, кг/с; Q ₁ – тепловая мощность парового котла, Вт.

Относительное термодинамическое совершенство действительного цикла по сравнению с обратимым характеризует внутренний относительный КПД цикла

(9.13)

где N_i = l_iG – внутренняя мощность (мощность действительного цикла).

Потери тепла в паровом котле (от химического и механического недожога топлива, от теплообмена с окружающей средой, с уходящими газами и др.) характеризуются КПД парового котла

,

(9.14)

где q ¢ – теплота, выделившаяся при сгорании топлива, отнесенная к 1 кг пара, Дж/кг; – тепловой эффект реакции горения топлива, Вт;
B – расход топлива, кг/с; – теплотворная способность топлива, Дж/кг.

Механические потери (потери на трение между деталями, затрата энергии на привод масляного насоса, осуществляющего смазку) характеризуются механическим КПД

,

(9.15)

где N_e = l_eG – эффективная мощность (на валу турбины); l_e – эффективная работа.

Все потери в ПТУ (без учета потребителя энергии) характеризуются эффективным КПД

,	(9.16)
.	(9.17)

Справедливость (9.17) легко проверить, если подставить значения всех КПД.

Механические и электрические потери в генераторе электрического тока учитываются КПД генератора

,

(9.18)

где l _э, N _э = l _э ^.G – соответственно электрическая работа и электрическая мощность.

Все потери в энергетической паротурбинной установке, вырабатывающей электрическую энергию, учитываются электрическим КПД

,	(9.19)
.	(9.20)

Пределы изменения приведенных выше КПД следующие:

Система коэффициентов полезного действия позволяет рассчитать составляющие уравнения теплового баланса

.

Для паротурбинной установки с циклом Ренкина

,

потери тепла в паровом котле

,

потери тепла в конденсаторе

,

механические потери в турбине

,

потери в электрогенераторе

.

Целью эксергетического анализа любого теплового устройства является:

· расчет составляющих уравнения эксергетического баланса:

,

где – потери эксергии в отдельных узлах устройства, рассчитываемые по формуле

;

· определение эксергетических КПД узлов и устройства в целом:

.

Эксергетический КПД паротурбинной установки, вырабатывающей электроэнергию, совпадает с электрическим КПД:

.

Уравнение эксергетического баланса для ПТУ с циклом Ренкина
(см. рис. 9.13) имеет вид

.

Потери эксергии в узлах паротурбинной установки и эксергетические КПД узлов рассчитываются по формулам:

– для парового котла

;

– для паровой турбины

;

– для конденсатора

;

– для электрогенератора

.

Для паротурбинной установки с циклом Ренкина при параметрах пара
p ₁= 100 бар, t ₁ =530 ^оС, p ₂= 0,04 бар и коэффициентах полезного действия расчет составляющих теплового и эксергетического балансов дал результаты, представленные в виде потоков тепла (рис. 9.14) и потоков эксергии (рис. 9.15).

Анализ уравнений теплового и эксергетического балансов дает

,

но потери эксергии и потери тепла для конкретного узла установки могут существенно различаться, например в паровом котле и конденсаторе. В паровом котле потери тепла составляют 10 % (h_ПК = 0,9), потери эксергии – 57,7 % (= 0,423). КПД парового котла учитывает главным образом потери тепла с уходящими газами. Эксергетический КПД, кроме потерь эксергии с уходящими газами, учитывает дополнительно:

· потери эксергии от необратимости теплообмена между продуктами сгорания топлива, имеющими температуру ~ 2000 ^оС и рабочим телом (водой и водяным паром со средней температурой ~ 350 ^оС);

· потери эксергии от необратимости процесса горения;

· потери от присоса атмосферного воздуха и смешения его с горячими газами.

В конденсаторе потери тепла составляют 55,4 %, в то время как потеря эксергии этого низкопотенциального тепла равна всего 3,6 %.

Таким образом, только применение двух методов термодинамического анализа (метода КПД и эксергетического) дает возможность выявить для каждого узла установки количество тепловых потерь и их качество.

Какие существуют возможности для уменьшения потерь в паровом котле? Наибольшие потери эксергии связаны с необратимостью процесса горения и теплообменом между газами и рабочим телом (водой и водяным паром). Первые потери неустранимы, пока есть горение, вторые потери могут быть уменьшены, если уменьшить перепад температур между источником тепла и рабочим телом. Это можно сделать:

· за счет увеличения параметров пара, вырабатываемого в паровом котле;

· за счет регенеративного подогрева конденсата, подаваемого в паровой котел;

· за счет промежуточных перегревов пара в паровом котле;

· за счет применения комбинированных циклов (бинарные ПТУ, парогазовые установки, ПТУ с МГД-генератором).

Дата добавления: 2014-01-13