Схема паротурбинной установки (ПТУ) и 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 (p₁, t₁, p₂), он увеличивается с повышением давления p₁ в паровом котле, с увеличением температуры перегрева пара t₁ и с уменьшением давления p₂ в конденсаторе.

В современных мощных паротурбинных установках применяются параметры пара p₁ = 235...240 бар, t₁ = 535...565 ⁰С, p₂ = 0, 03...0, 05 бар
(t_s = 25...35⁰С). Переход на более высокие параметры p₁ и t₁ определяется уровнем развития металлургии, т.к. требуются дорогостоящие высоколегированные стали. Использование более низких давлений p₂ ограничено температурой воды, охлаждающей конденсатор, которая в летнее время равна
18…20 ⁰ С.

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 p₂ до p₁ 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_2д > s₁);

1-2 – обратимый адиабатный процесс расширения (s₂ = s₁).

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

где N, Вт - мощность обратимого цикла, G, кг/с – расход пара, Q₁, Вт – тепловая мощность парового котла.

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

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

.