Кострыкин В.А., Шелепов И.Г., Шубенко А.Л.

Кострыкин В.А., Шелепов И.Г., Шубенко А.Л.

ТЕОРИЯ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ и

СОВРЕМЕННЫЕ проблемы РЕНОВАЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

ХАРЬКОВ

2007

Кострыкин В.А., Шелепов И.Г., Шубенко А.Л.

ТЕОРИЯ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ и

СОВРЕМЕННЫЕ проблемы РЕНОВАЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

ХАРЬКОВ

2007

ББК 32.096

Д88

УДК 621.165.22-51

Рецензенты: докт.техн. наук, проф. Ефимов А.В.,

докт.техн. наук, проф. Мазуренко А.С.

Кострыкин В.А., Шелепов И.Г., Шубенко А.Л.

Д88. Теория тепловых процессов и современные проблемы реновации паротурбинных установок. Харьков, 2007, – с., рис.81, табл.10, библиогр.20.

Представленная на рассмотрение рукопись монографии «Теория тепловых процессов и современные проблемы реновации паротурбинных установок» в целом посвящена вопросам повышения экономичности, надежности и долговечности турбинных установок ТЭС и АЭС с учетом современных условий эксплуатации и состояния теплоэнергетического оборудования.

Структура монографии построена логично и систематично вводит читателя в суть проблем, как теории тепловых процессов, так и основных задач эксплуатации действующих энергоблоков ТЭС и АЭС.

С этой целью в монографии приведены методики расчета тепловых процессов, протекающих в проточной части конденсационных турбин и турбин, предназначенных для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Достаточно полно описаны тепловые процессы конденсационной установки, рассмотрены ее основные отказы и эксплуатационные характеристики.

Учитывая современное состояние энергетики, имея в виду практически полное исчерпание ресурса работы и необходимость проведения модернизации, большое внимание в монографии уделяется вопросам диагностирования энергетического оборудования, проблемам реновации действующих энергоблоков ТЭС, а также продления ресурса работы энергоблоков АЭС.

Книга может быть полезной для широкого круга инженерно-технических работников тепловых и атомных электростанций, научных и проектных организаций. Она также может быть использована в качестве учебного пособия студентами энергетических специальностей ВУЗов.

Ответственный за выпуск Сухинин В.П., профессор, докт. техн. наук.

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ВЕЛИЧИН

a - скорость звука, м/с;

b- хорда профиля, мм;

c - абсолютная скорость, м/с; удельная теплоемкость, Дж/(кг*К);

c_ф- фиктивная скорость, м/с;

d_ср- средний диаметр турбинной ступени, мм, м;

e - степень парциальности;

F- площадь, м²,см²;

D,G - массовый расход, кг/с, т/час;

H - теплоперепад ступени, отсека турбины, турбины, кДж/кг;

вакуум в конденсаторе, мм.рт.ст.;

h - энтальпия, кДж/кг;

ΔH - потери энергии решетки, турбины, кДж/кг;

k - показатель адиабаты;

K – коэффициент теплопередачи, кДж/(кг*К);

L – удельная работа, кДж/кг;

M - число Маха;

l - высота сопловой, рабочей лопатки, мм, м;

n - частота вращения ротора, с^-1;

N - мощность, Вт, кВт, МВт;

p - давление, Па, кПа, МПа;

Q – теплота подведенная в цикле, Вт, кВт, МВт;

R- усилие, н; универсальная газовая постоянная, Дж/(кг*К);

Re - число Рейнольдса;

s - энтропия, кДж/(кг*К);

t, T- температура, ⁰С, К; шаг решетки, мм;

u - окружная скорость, м/с;

v - удельный объем, м³/кг;

W - расход охлаждающей воды, м³/с; вакуум в конденсаторе, %;

x - сухость пара;

y - влажность;

α - угол направления абсолютной скорости, град;

β - угол направления относительной скорости, град;

δ - угол отклонения потока, град; зазор, мм;

ε - отношение давлений;

ξ, ζ - коэффициенты потерь энергии;

η - КПД;

λ - безразмерная относительная скорость; коэффициент теплопроводности, Вт/(м*К);

μ - коэффициент расхода;

ρ - степень реактивности; плотность, кг/м³;

τ - время, с, час;

φ,ψ - коэффициенты скорости сопловой и рабочей решетки.

ВВЕДЕНИЕ

Материал данной монографии базируется на комплексе научно-исследовательских работ, проведенных профессорско-преподавательским коллективом кафедры теплоэнергетических установок ТЭС и АЭС УИПА совместно с научными сотрудниками Института проблем машиностроения НАН Украины, а также курсе лекций по дисциплине «Турбины ТЭС и АЭС», который читается на энергетическом факультете для студентов специальности «Тепловые электрические станции».

Последовательно приведены общие сведения о циклах паротурбинных установок, рассмотрены газодинамические основы теории турбин и течения пара в турбинных решетках; особое внимание уделено теории рабочего процесса в единичной промежуточной турбинной ступени, рассмотрены особенности рабочих процессов и условия применения многоступенчатых турбин.

При анализе ряда вопросов, главным образом при рассмотрении тепловых циклов, тепловых процессов, происходящих в турбинной ступени и ее составляющих, материал монографии перекликается с соответствующими разделами монографий и учебников по курсу «Турбины ТЭС и АЭС», которые обычно читаются студентам энергетических специальностей. Однако в этих разделах учтены результаты последних достижений и исследований в данном направлении. Отсутствие данных вопросов в монографии пособии нарушало бы цельность изложения.

В монографии также представлены вопросы переменного режима и особенности расчета турбин, предназначенных для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

Теория тепловых процессов изложена в объеме, достаточном для понимания особенностей рабочего процесса турбин и технически грамотной эксплуатации.

Достаточно подробно изложены вопросы тепловых расчетов конденсационных установок энергоблоков. Приведена методика определения площади теплообменной поверхности конденсатора, а также его эксплуатационные характеристики

С ростом суточной и недельной неравномерности потребления электрической энергии все более необходимым является повышение маневренности турбоагрегатов (сокращение времени пуска и останова, быстрое изменение режима работы при обеспечении надежности и долговечности элементов, расширение регулировочного диапазона, повышение экономичности на малых нагрузках).

Поэтому большое внимание уделяется изучению нестационарного теплового состояния элементов турбин, возникающего в переходных процессах. Достоверная информация о тепловом состоянии элементов позволяет оптимизировать пуски из различных тепловых состояний, повысить маневренность турбин, что обеспечит значительный экономический эффект.

В связи с тем, что значительная часть оборудования на станциях органического топлива либо исчерпала ресурс службы, либо подходит к его исчерпанию, в монографии приведены варианты повышения эффективности турбинного оборудования действующих электростанций Украины - энергоблоков мощностью 200 и 300 МВт.

Одним из основных эффективных направлений в интенсификации энергопроизводства и повышении его надежности, экономичности и безопасности является использование прогнозирующего диагностического обеспечения, базирующегося на современных автоматизированных средствах получения информации о фактическом состоянии оборудования и эффективных средствах ее обработки. В монографии приведены основные системные требования к диагностическому обеспечению энергетических объектов, которые обеспечат повышение надежности работы оборудования, уменьшение удельного расхода топлива и снижение эксплуатационных затрат за счет обоснованного увеличения межремонтного периода работы оборудования. В качестве примера рассмотрены вопросы диагностирования низкопотенциального комплекса блока мощностью 1000 МВт Запорожской АЭС.

Снятие АЭС с эксплуатации станет в ближайшем будущем одной из основных проблем ядерной энергетики. Проблемы останова и вывода из эксплуатации блоков АЭС становятся все более актуальными для многих стран, в том числе и в Украине. В этой связи описана концепция продления ресурса действующих энергоблоков АЭС Украины, которая включает ряд мероприятий, предусматривающих два основных направления: продолжение эксплуатации за пределами назначенного срока службы энергоблока АЭС и вывод его по истечении срока службы при обеспечении безопасности персонала, населения и окружающей среды.

При подготовке монографии учитывалось, что имеющаяся в данной области учебная и техническая литература зачастую перенасыщена теоретическими предпосылками без доведения до практических рекомендаций и сделана попытка восполнить этот пробел.

При работе над монографией авторы использовали литературу по вопросам эксплуатации ТЭС и АЭС, материал завода-изготовителя ОАО «Турбоатом», научно-исследовательских и академических институтов, и опыт реконструкции действующих энергоблоков, в частности, энергоблока №8 Змиевской ТЭС. Список литературы включает в себя также источники, необходимые для получения более глубокой и обширной информации по отдельным вопросам.

Не снижая общего научного уровня, авторы стремились к доведению материала до прикладного характера и надеются, что представленный материал окажется полезным для широкого круга специалистов электростанций, энергоремонтных и проектных организаций, а также для студентов энергетических специальностей ВУЗов Украины.

Работа над монографией проводилась следующим образом: введение и разделы 2, 5, 8, 11 написаны - В.А. Кострыкиным, разделы 1, 6, 7 - И.Г. Шелеповым, разделы 3, 4, 9 - Шубенко А.Л., раздел 10 – соместно всеми авторами.

Авторы благодарят за ценные предложения, замечания и консультации при написании и издании рукописи ответственного за выпуск монографии д.т.н., професора Сухинина В.П.

Авторы очень благодарны рецензентам проф. Ефимову А.В., заведующему кафедрой парогенераторо- и реакторостроения НТУ «ХПИ» и проф. Мазуренко А.С., заведующему кафедрой ТЭС и энергосбережений Одесского Национального политехнического университета за большой труд по рецензированию монографии и ценные замечания, которые были учтены авторами при подготовке издания.

Все предложения и замечания, направленные на улучшение содержания, просим присылать по адресу:

61003,г.Харков, ул. Университетская, 16, Украинская инженерно-педагогическая академия, кафедра теплоэнергетичних установок ТЭС и АЭС.

1. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАБОТЫ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

1.1 Место паровой турбины в схеме преобразования энергии на электростанциях

Турбинами (от латинского слова turbo— вихрь, вращение) называют тепловой двигатель, в котором кинетическая и потенциальная энергии потока рабочего тела преобразуется в механическую энергию вращения вала. В зависимости от типа рабочего тела турбины разделяют на паровые, газовые и гидравлические.

В паровых турбинах рабочим телом, как правило, служит водяной пар. Паровая турбина является одним из основных элементов тепловой (ТЭС) и атомной (АЭС) электрических станций. Тепловые электрические станции, предназначенные для производства электроэнергии, называют конденсационными электростанциями (КЭС). Если на ТЭС водяной пар используется не только для выработки электроэнергии, но и для теплоснабжения, такую электростанцию называют теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Преобразование тепловой энергии в электрическую на ТЭС происходит в паротурбинной установке (ПТУ), основными элементами которой являются котел, турбина, конденсатор и электрический генератор.

Для определения места турбины в схеме преобразования энергии на ТЭС рассмотрим принципиальную схему ПТУ с промежуточным перегревателем (рис. 1.1, а) [1,2].

Рис. 1.1. Принципиальная схема паротурбинной установки ТЭС с промежуточным перегревателем (а) и T,s-диаграмма ее цикла (б):

1 — котел, 2 — перегреватель, 3 — промежуточный перегреватель, 4, 5, 6 — ЧВД, ЧСД и ЧНД турбины, 7 — электрический генератор, 8 — конденсатор, 9 —циркуляционный насос, 10 — конденсатный насос, 11 — регенеративный подогреватель 12 — деаэратор, 13 — питательный насос

Если потери в турбине и насосах не учитывают (идеальные турбины и насосы), ПТУ работает по идеальному циклу Ренкина с промежуточным перегревом, T,s-диаграмма которого показана на рис. 1.1,б (далее преобразование энергии будем рассматривать параллельно по рис. 1.1, а и б).

Рабочим телом в ПТУ являются вода и водяной пар. Рабочее тело от конденсатора 8 до деаэратора 12 называют основным конденсатом, а от деаэратора до котла 1 — питательной водой.

Питательный насос 13 служит для повышения давления питательной воды до начального давления р_о и подачи ее в котел. При этом на 1 кг питательной воды затрачивается работа L_H. Процесс изоэнтропного (без потерь) сжатия воды насосом изображен в T-s-диаграмме линией ab.

В котле 1 в результате химических реакций окисления (горения) органического топлива происходит выделение теплоты. Эта теплота передается воде и водяному пару. В котле происходят нагрев воды при постоянном давлении до температуры кипения (линия bc на T,s-диаграмме) и испарение ее (линия cd), а также перегрев пара до температуры t₀ (линия de).

Вышедший из пароперегревателя пар, имеющий энтальпию h₀ и температуру t_o (точка е на T,s-диаграмме), направляется в часть 4 высокого давления (ЧВД) турбины, где расширяется и направляется в промежуточный перегреватель 3. Из промежуточного перегревателя пар, имеющий энтальпию h_пп и температуру t_nn (точка g на T,s-диаграмме), снова поступает в турбину—в ее часть 5 среднего давления (ЧСД), а затем в часть 6 низкого давления (ЧНД).

В турбине, работающей без потерь и теплообмена с внешней средой, процесс расширения пара протекает по изоэнтропе— линии ef для ЧВД и gm для ЧСД и ЧНД на T,s-диаграмме.

Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор 8, где при неизменном давлении р_к производится отбор от него теплоты охлаждающей (циркуляционной) водой, которая подводится к конденсатору циркуляционным насосом 9. Процесс конденсации пара показан на T,s-диаграмме линией mа. Конденсат, имеющий энтальпию h'_к, откачивается конденсатным насосом и поступает в регенеративный подогреватель 11. Для упрощения на рис. 1.1, а показан только один регенеративный подогреватель. В зависимости от типа и параметров паротурбинной установки регенеративных подогревателей может быть семь — десять.

В регенеративном подогревателе энтальпия конденсата повышается до h_п за счет теплоты, полученной от пара, отбираемого из проточной части турбины. Далее питательная вода: поступает в деаэратор 12, где освобождается от растворенных в ней газов, для чего используется пар, отбираемый из проточной части турбины. Из деаэратора питательная вода откачивается питательным насосом и подается в котел. Таким образом, замыкается цикл рабочего тела в паротурбинной установке.

Энергия вращения вала турбины передается ротору электрического генератора 7. В генераторе происходит преобразование механической энергии вращения ротора в электрическую. Частота f(Гц) вырабатываемого генератором тока и частота вращения n его ротора связаны соотношением

f =(m/2)_* n/60, (1.1)

где m — число полюсов генератора.

В Европе принята частота переменного тока 50 Гц, поэтому в ПТУ, имеющих частоту вращения n = 50с^{-1 (}3000 об/мин) применяют двухполюсные генераторы. На АЭС применяют также турбины, имеющие частоту вращения n = 25с^-1(1500об/мин). В этом случае необходимы специальные четырехполюсные генераторы.

Так как на выводах генератора пока не удается получить напряжение выше 20 000 В, то для уменьшения потерь энергии в линиях электропередачи повышают с помощью трансформатора напряжение.

Таким образом, в многоступенчатой схеме преобразования энергии сгорания топлива в электрическую энергию паровая турбина занимает промежуточное положение — преобразует тепловую энергию водяного пара в механическую энергию вращения вала.

1.2. Тепловой цикл паротурбинной установки. Учет потерь

Паротурбинные установки, в которых пар из последней ступени турбины направляется при давлении ниже атмосферного в конденсатор, называют конденсационными.

Идеальный цикл конденсационной паротурбинной установки, работающей на перегретом паре (без промежуточного перегрева), в p,v- и T,s-диаграммах показан на рис. 1.2, а, б.

Рис. 1.2. p,v и T,s – диаграммы (а,б) идеального цикла конденсационной ПТУ, работающей на перегретом паре без промежуточного перегрева

Все процессы идеального цикла считают обратимыми и совершающимися неизменным количеством (1 кг) рабочего тела. В цикле ПТУ — это вода и водяной пар. Идеальный цикл без учета потерь энергии в турбине и насосах протекает следующим образом. В конденсатном и питательном насосах давление питательной воды повышается от р_к до р₀ — изоэнтропный процесс 1—2. При этом температура питательной воды повышается незначительно и получается некипящая жидкость, состояние которой соответствует точке 2. Поскольку жидкость практически несжимаема, изоэнтропный процесс одновременно является изохорным.

Далее питательная вода при постоянном давлении р₀ подогревается до кипения — процесс 2—3 и испаряется — процесс 3—4, а сухой пар перегревается — изобарный процесс 4—5. Перегретый пар при давлении р₀ и температуре t₀ поступает в турбину, где расширяется до давления р_к по изоэнтропе — процесс 5—6. Отработавший пар конденсируется в конденсаторе при давлении р_к — изобарный процесс 6—1. Замыкается цикл в точке 1. Описанный цикл называют циклом Ренкина без промежуточного перегрева.

Необходимо отметить, что для не очень высоких параметров пара нижняя пограничная кривая 1—3 на р, v -диаграмме мало отличается от вертикали 1—2. Поэтому часто линию 1—2 приближенно изображают совпадающей с линией 1—3 так, что в р, v-диаграмме точки 2 и 3 совпадают, а в Т, s-диаграмме точка 2 совмещается с точкой 1.

Абсолютный КПД идеальной конденсационной паротурбинной установки (без потерь в турбине) η_t , работающей по циклу Ренкина без промежуточного перегрева, равен отношению работы цикла L_ц к подведенной к рабочему телу теплоте Q. Теплота, подведенная к рабочему телу в котле 1, равна

(1.2)

где h₀=h₅ — энтальпия пара, вышедшего из котла; h_пв=h₁ —энтальпия питательной воды при входе в котел; h'_K — энтальпия конденсата.

Теплота Q, переданная питательной воде и пару, изображается на T,s-диаграмме (рис. 1.2,б) площадью 8- 1- 2 - 3 - 4 - 5 - 6 - 7 - 8.

Теоретический и действительный процесс расширения пара в турбине в h, s-диаграмме показаны на рис. 1.3, а.

Рис. 1.3. h,s и T,s – диаграммы (а,б) процесса расширения пара с учетом и без учета потерь энергии в турбине

Работа цикла равна разности работ идеальной турбины и насоса:

(1.3)

где L_T=H_o=h_o—h_Kt — работа, которую может совершить 1 кг пара в идеальной турбине, называемая располагаемой работой (или располагаемым теплоперепадом) турбины; h_Kt — энтальпия пара в конце процесса расширения в идеальной турбине; L_Н= h_пв- h_k^´— работа, затрачиваемая насосами при перекачке конденсата и питательной воды и повышении давления в насосах от р_к до р₀.

Используя формулы (1.2) и (1.3), получим абсолютный КПД идеальной установки:

. (1.4)

Если пренебречь работой насосов, т. е. принять, как это обычно делают, L _н = h_пв—h_к' = 0, то получим

. (1.5)

Абсолютный КПД идеального цикла паротурбинной установки η_t называют также термическим КПД цикла.

В реальной турбине в результате потерь процесс расширения отклоняется от изоэнтропного, как это показано в h,s-диаграмме, где линия ab — изоэнтропный процесс расширения пара в идеальной турбине, а линия ас — действительный процесс в реальной турбине. Таким образом, фактическая энтальпия h_K отработавшего в реальной турбине пара выше энтальпии h_Kt отработавшего в идеальной турбине пара, а действительно развиваемая турбиной работа меньше теоретической на значение потерь в турбине:

. (1.6)

Теплоперепад в турбине, соответствующий фактической работе, называют использованным теплоперепадом

, (1.7)

где — потери энергии в турбине.

Действительный процесс расширения пара в турбине изображается на T,s-диаграмме линией 5—6' (рис.1.3,б), а теплота, переданная рабочему телу в котле,— площадью 8—1—2—3—4—5—6—7—8. Теплота, отданная охлаждающей воде и изображаемая площадью 8—1—6—6'—7'—7—8, по сравнению с теплотой идеального цикла увеличивается. При этом работа, развиваемая паром в турбине, уменьшается и изображается разностью площадей фигур 1—2—3—4—5—6—1 и 7—6—6'—7'—7. Площадь 7—6—6'—7'—7 —это отводимая охлаждающей водой теплота, обусловленная потерями при расширении пара в турбине.

Отношение использованного H_i теплоперепада к располагаемому Н_о называют относительным внутренним КПД турбины:

, (1.8)

где Ni и N₀ — внутренняя (использованная) и располагаемая мощности турбины.

Отношение теплоты, превращенной в турбине в работу, к теплоте, переданной рабочему телу в котле, называют абсолютным внутренним КПД турбины:

. (1.9)

Мощность, развиваемая паром внутри турбины, не вся используется потребителем: часть ее расходуется на преодоление механических потерь в турбине. Эффективная мощность N_е, развиваемая на муфте, соединяющей вал турбины с валом генератора, меньше внутренней мощности и составляет

(1.10)

где N_i— внутренняя мощность турбины; ΔN_м - механические потери в турбине.

Отношение эффективной мощности турбины к внутренней называют механическим КПД

. (1.11)

Отношение эффективной мощности к мощности идеальной турбины называют относительным эффективным КПД

, (1.12)

а отношение эффективной мощности к теплоте, переданной рабочему телу в

парогенераторе в единицу времени,— абсолютным эффективным КПД

(1.13)

так как

, (1.14)

где D — расход пара, кг/с.

Электрическая мощность N_э, передаваемая с зажимов генератора, меньше эффективной мощности N_е на значение потерь в генераторе ΔN_э.ги составляет

. (1.15)

Отношение электрической мощности на зажимах генератора к эффективной называют КПД электрического генератора

. (1.16)

Отношение электрической мощности на зажимах генератора к мощности идеальной турбины называют относительным электрическим КПД

. (1.17)

Отношение электрической мощности к теплоте, переданной рабочему телу в котле в единицу времени, называют абсолютным электрическим КПД

. (1.18)

Приведенные уравнения КПД характерны для простейшей схемы ПТУ, показанной на рис.1.4.

Рис. 1.4 Простейшая схема ПТУ

1-котел, 2-турбина, 3-электрический генератор, 4-конденсатор, 5-питательный насос

Такая ПТУ не имеет промежуточного перегревателя и регенеративных подогревателей питательной воды. Теплота Q подводится к рабочему телу в котле 1. Затем в турбине 2 происходит преобразование энергии пара в энергию вращения вала. В электрическом генераторе 3 энергия вращения вала преобразуется в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется в конденсаторе 4, а затем питательными насосами 5 направляется в котел 1.

Абсолютный электрический КПД паротурбинной установки η_э показывает, что доля теплоты, преобразованной в электрическую энергию, определяется произведением абсолютного КПД теоретического теплового цикла (термического КПД η_t) и относительного электрического КПД η_о_.э. турбоагрегата (системы турбина — электрический генератор). Следовательно, существуют два пути повышения доли теплоты, преобразуемой в электрическую энергию.

Первый связан с увеличением термического КПД цикла η_t и в основном достигается расширением пределов теплового процесса — увеличением разности температур подвода теплоты в котел и отвода ее в конденсаторе, второй заключается в повышении относительного электрического КПД турбоустановки и состоит в том, чтобы сократить до минимума потери в турбине и электрическом генераторе.

(1.19)

Необходимо отметить, что абсолютный электрический КПД η_э не является окончательной характеристикой эффективности электростанции, так как не учитывает потерь теплоты в котле, расхода энергии на привод насосов (основная составляющая так называемых собственных нужд станции), а также потерь давления в трубопроводах и др. Иногда подсчитывают абсолютный КПД паротурбинной установки нетто, вычитая из ее мощности мощность, необходимую для привода питательного и других насосов:

Задачей обслуживающего персонала является обеспечение максимального КПД установки в течение длительного времени поддержанием номинальных параметров теплового процесса, тщательным уходом, своевременным и высококачественным ремонтом.

1.3. Влияние параметров пара на КПД цикла

Параметры пара существенно влияют на КПД цикла паротурбинной установки. Так, термический КПД цикла при изменении начальных давления (от 10 МПа до 23,5 МПа) и температуры (от 500 до 565°С), а также давления в конденсаторе (от 4 до 6 кПа) может изменяться от 0,43 до 0,48. Рассмотрим, как влияют начальные параметры (температура t₀ и давление p₀) пара, наличие промежуточного перегрева пара и его температуры t_пп, а также давление конденсаторе р_к на термический КПД [3].

Начальное давление пара. Повышение начального давления пара р₀ связано с увеличением температуры его насыщения, т. е. уровня, при котором происходит передача теплоты в котле. Как известно, наиболее совершенным термодинамическим циклом является цикл Карно, КПД которого

η_{к =}1- Т_к/Т₀, где Т₀ и Т_к - температуры подвода и отвода теплоты. Для любого цикла, например цикла Ренкина, можно определить эквивалентную температуру подвода теплоты Т_э=(Т₀)_к, которая обеспечила бы соответствующий термический КПД η_t

. (1.20)

На рис. 1.1,б была показана эта эквивалентная температура Т_э.

Для сравнения на рис. 1.5(а), изображены в T,s-диаграмме два идеальных цикла ПТУ при начальных давлениях пара р₀ и р₀₁_.

Рис.1.5. Сравнение T,s-диаграмм циклов ПТУ с разными начальными температурами (а), давлениями (б), с промежуточным перегревом (в) и разными давлениями в конденсаторе (г).

В цикле 1—2—3'—4'—5'—1 с повышенным начальным давлением p₀₁>p₀ подвод теплоты происходит на более высоком температурном уровне, т. е. T_э1>T_э. Следовательно, этот цикл более экономичен, чем цикл 1—2—3—4—5—1.

Необходимо отметить, что увеличение начального давления пара при той же температуре приводит к росту влажности в конце процесса расширения, что при прочих равных условиях отрицательно влияет на надежность турбины (увеличивается эрозия металла) и снижает ее относительный внутренний КПД.

Однако по мере увеличения начального давления пара эквивалентная температура T_э сначала возрастает, а затем начинает постепенно уменьшаться. Таким образом, существует оптимальное по эквивалентной температуре T_э начальное давление пара. Причем, чем выше эта температура, тем выше давление, при котором получают максимальный термический КПД.

Начальная температура пара. Повышение начальной температуры t_о пара существенно увеличивает экономичность ПТУ. Если сравнить два цикла, различающиеся только начальными температурами пара (рис. 1.5,б), то КПД первого цикла 1—2—3— 4'—5'—1 с более высокой температурой Т₀₁ будет выше КПД второго цикла 1—2—3—4—5—1 с меньшей температурой Т_о. При прочих равных условиях начальная температура T_э1 подвода теплоты в первом цикле выше начальной температуры Т_э подвода теплоты во втором цикле.

Трудности, которые возникают при повышении температуры, связаны с тем, что стали, применяемые в современном энергомашиностроении, теряют прочность при высоких температурах, так как резко падают пределы их текучести и прочности, а также снижается предел длительной прочности. Последнее обстоятельство приводит к необходимости ограничивать срок службы деталей или применять дорогие жаростойкие высоколегированные стали.

Кроме того, увеличение температуры t_о в реальных турбинах уменьшает влажность в конце процесса расширения пара. Это повышает надежность и срок службы турбины вследствие менее интенсивной эрозии металла, а также несколько увеличивает ее относительный внутренний КПД.

Промежуточный перегрев пара. В цикле с промежуточным перегревом пар после расширения в ЧВД турбины (см. рис. 1.1,а) от давления р₀ до давления р₁ направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота и повышается его перегрев. Затем пар вновь возвращается в турбину и расширяется до давления р_к в конденсаторе.

Как видно из T,s-диаграммы, показанной на рис. 1.5,в, промежуточный перегрев может вызвать повышение экономичности цикла. В самом деле, начальная температура T_Э1 эквивалентного цикла Карно в схеме с промежуточным перегревом выше соответствующей температуры Т_э в цикле без промежуточного перегрева. Повышение КПД цикла произойдет только в том случае, если промежуточный перегрев осуществляется до такой температуры, при которой эквивалентная температура (T_Э)_ПП присоединенного цикла 4—5—6—7—4 окажется выше, чем основного, изображенного на рис.1.5,в площадью 1—2—3—4—1.

При введении промежуточного перегрева влажность пара в конце процесса расширения уменьшается, что повышает относительный внутренний КПД турбины. При этом интенсивность эрозии уменьшается, что положительно сказывается на надежности работы турбины.

Для дальнейшего повышения термического КПД можно применять двукратный промежуточный перегрев, который из-за усложнения ПТУ мало распространен.

Давление в конденсаторе. При уменьшении давления р_к в конденсаторе понижается температура Т_к, при которой производится отвод теплоты от пара охлаждающей водой. В результате увеличивается средняя разность температур в цикле, а следовательно, и его термический КПД. Для сравнения на рис. 1.5,г изображены в T,s-диаграмме два идеальных цикла, отличающиеся только давлением пара р_к в конденсаторе. Располагаемая работа цикла с пониженным давлением р_к 1'—2—3—4—5—1' превышает располагаемую работу цикла 1—2—3—4—5—1 с более высоким давлением на значение, эквивалентное площади 1—5—5'—1'—1. Но в этом случае увеличивается влажность пара в конце процесса расширения и потеря энергии с выходной скоростью, что отрицательно сказывается на надежности турбины и снижает ее относительный внутренний КПД.

1.4.Комбинированная выработка теплоты электроэнергии. Регенеративный подогрев питательной воды.

В тех случаях, когда наряду с потребителями электроэнергии в районе электростанции имеются потребители тепловой энергии (например, системы отопления, промышленные потребители теплоты), большое экономическое значение имеет комбинированная выработка электроэнергии и теплоты. Для удовлетворения этих потребителей может быть использована теплота отработавшего в турбине пара.

Как правило, температурный уровень теплоносителя t_п, необходимый потребителям теплоты, превышает температуру пара, отработавшего в конденсационной турбине. Поэтому потребители теплоты используют пар повышенного противодавления p_п, при котором температура конденсации

t_пк = t_п.

Теплота конденсации, которая в ПТУ, работающей без теплового потребителя, отдается циркуляционной воде, безвозвратно теряется. В случае же когда такой потребитель име