ПОИСК Статьи Чертежи Таблицы Тепловые циклы паротурбинных установок из "Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки " Паротурбинная установка — это непрерывно действующий тепловой двигатель, работающий на воде и водяном паре. [c.24] За счет передачи воде тепла 7] происходит ее нафев и испарение, и с параметрамиPq, Hq пар поступает в турбину. Расширяясь, пар совершает работу 1 и с параметрами p ,t ,h идет в конденсатор. Здесь в теплоприемнике пар отдает свою теплоту конденсации q2 охлаждающей воде, и конденсат с энтальпией й поступает к питательному насосу. За счет затраты работы в насосе давление питательной воды поднимается до значения р д, с которым она поступает в котел. [c.24] Наиболее совершенным в термодинамическом отношении является, как мы знаем, тепловой цикл Карно. В Г, 5-диаграмме он будет иметь вид, показанный на рис. 1.11, а. При выбранных температурах пара перед турбиной и за ней такой цикл будет иметь действительно максимальный термический КПД. Однако для его реализации необходимо построить компрессор, сжимающий и конденсирующий изоэнтропийно пароводяную смесь из состояния а в состояние Ь. Технические трудности создания компрессора столь велики, а его удельная работа сжатия / столь значительна, что на практике цикл Карно для воды и водяного пара не используется, а применяется цикл, исследованный шотландским инженером Ренкиным и носящий его имя. [c.24] ПОЗВОЛЯЮТ определить тот предел КПД, который может быть получен при использовании цикла Ренкина. [c.25] Определим термический КПД т], цикла Ренкина (рис. 1.12). Учитывая, что обычно мощность насоса составляет в ПТУ всего несколько процентов от мощности турбины, считаем, что точка а на последней диаграмме условно изображает состояние воды до и после питательного насоса одновременно. [c.25] Ч = 0 - п.в где Ад — энтальпия пара за котлом — энтальпия питательной воды (см. рис. 1.10). [c.25] Если через G обозначить расход пара на турбину, то ее внутренняя мощность Р. = , располагаемая мощность Pq =, а подведенная в котле тепловая мощность Q = Gq . [c.26] Мощность Р = Pj - КР называется мощностью на муфте электрического генератора, а отношение Т1 = Р /Pj — механическим КПД турбоагрегата. [c.26] Механический КПД и КПД электрического генератора достаточно велики и составляют 0,96—0,99. Поэтому электрический КПД Г] в основном определяется термическим КПД цикла т] и относительным внутренним КПД 1 . Правда, увеличение одного из них вообще не всегда ведет к увеличению экономичности, так как второй из них может уменьшаться. [c.26] Чаще всего в качестве показателя экономичности турбоустановки используют удельный расход тепла — количество тепла, необходимое для получения в турбоустановке единицы работы. [c.26] Коэффициент полезного действия цикла Ренки-на в первую очередь определяется начальными и конечными параметрами пара. [c.27] Анализ влияния параметров пара на экономичность удобно вести с помощью Т, -диаграммы, используя представление об эквивалентном цикле Карно. Если площадь цикла Ренкина аЬсока (рис. 1.14) заменить равновеликим прямоугольником аа о к, являющимся циклом Карно с температурой источника тепла Т , то ri обоих циклов будет одинаковым. Таким образом, при фиксированной температуре конденсации термический КПД цикла Ренкина будет тем выше, чем больше эквивалентного цикла Карно. [c.27] В конденсаторе. При этом влажность в конце процесса расширения становится допустимой. [c.28] При правильном выборе разделительного давления одновременно удается увеличить и экономичность. Из рис. 1.15 видно, что термический КПД дополнительного цикла nefgn больше, чем основного цикла ab dena без промежуточного перегрева пара. В целом применение промежуточного перегрева пара позволяет получить экономию топлива в 5—6 %. При этом усложняется, конечно, и котел, и турбина, и их эксплуатация. [c.28] Тепловая схема реальной турбоустановки существенно отличается от схемы, показанной на рис. 1.11, работающей по циклу Ренкина. [c.28] Паротурбинная установка представляет собой только часть конденсационной электростанции и ее КПД характеризует эффективность преобразования тепла, подведенного к ней, в электрическую энергию. Однако для того, чтобы получить это тепло, необходимо сжечь топливо в котле, получить тепло в виде горячего пара и подвести его к турбине. При этом возникают потери тепла из-за неполного сгорания топлива в котле, из-за выброса в атмосферу горячих продуктов сгорания, из-за остывания пара в подводящих паропроводах и т.д. [c.28] В результате на ТЭС в зависимости от вида топлива, начальных и конечных параметров, тепловой схемы и других причин в электрическую сеть передается только около 40 % энергии топлива. При этом часть этой энергии приходится заимствовать из сети обратно для питания электродвигателей питательных, циркуляционных и других насосов, для зарядки резервных аккумуляторных батарей и т.д. (это так называемые собственные электрические нужды станции). В результате в зависимости от параметров пара, вида топлива, режима работы, времени года и т.д. абсолютный КПД электростанции составляет всего 35—37 %. Эту величину для конденсационной электростанции с равным успехом можно называть КПД электростанции и коэффициентом полезного использования топлива. [c.28] Некоторое неудобство, связанное с тем, что необходимо всякий раз оговаривать, о каких процентах экономии (абсолютных или относительных), идет речь, привело к тому, что на электростанции для оценки экономичности и ее изменения обычно используют понятие удельного расхода условного топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии [г/(кВт ч)]. [c.28] Другим преимуществом понятия расхода условного топлива, является сравнительная легкость его определения по измерениям расхода топлива и электроэнергии, отпущенной в сеть. [c.29] Вернуться к основной статье