Енергетичні характеристики роботи електростанції

26

Енергетичні характеристики роботи електростанції

Вступ

Основним показником енергетичної ефективності електростанції який характеризує ефективність перетворення хімічної енергії палива у електричну є коефіцієнт корисної дії (ККД) щодо виробленої електроенергії, який називають абсолютним електричним коефіцієнтом корисної дії електростанції.

1. Основні енергетичні показники роботи електростанції

Абсолютний електричний коефіцієнт корисної дії електростанції рівний відношенню кількості виробленої електроенергії (поданої на шини зовнішнього розподільного пристрою) до величини загальної затраченої енергії (теплоти спаленого палива).

Визначений у такий спосіб ККД електростанції називається ККД нетто:

, (3.1)

Е - загальна кількість виробленої електроенергії; Евп - витрата електроенергії на власні потреби ТЕС; евп = Евп/Е - частка електроенергії, витраченої на власні потреби; вона становить, в залежності від параметрів пари і виду палива (4 - 6)%; Qсп - теплота, що виділилася при спалюванні палива.

Величини Е, Евп , Qсп стосуються будь-якого однакового проміжку часу і повинні мати однакову розмірність.

Важливим розрахунковим показником роботи ТЕС є ККД, який визначається для годинного проміжку часу

, (3.2)

Nе - електрична потужність, кВт; Qсп - теплота спаленого палива, кДж/год.

При розрахунку реальних задач енергетичного господарства, його плануванні і у звітності використовують ККД нетто, а у загальному аналізі роботи електростанції - ККД брутто, яким визначають енергетичну ефективність паротурбінних установок електростанції:

. (3.3)

Для годинного проміжку часу ККД брутто

, Qсп - у кДж/год.(3.4)

ККД брутто і нетто електростанції пов'язані між собою очевидним співвідношенням

.(3.4а)

Енергетичний процес сучасної паротурбінної електростанції ґрунтується на термодинамічному циклі Ренкіна з теплопередачею щодо робочого тіла (водою і водяною парою) при постійному тиску. Термічний ККД цього циклу, що зображений на. рис. 3.1 у „Т - S” координатах для 1кг робочого тіла,

, (3.5)

Q0 та Qк - відповідно підведена (у циклі) та передана навколишньому середовищу у конденсаторі теплоти, h0 і hка - ентальпія пари перед турбіною і на виході з неї після адіабатного розширення; h'к і hжн - ентальпії конденсату пари після турбіни і живильної води після живильного насосу; прийнято, що hжн = hжв, тобто живильна вода після насоса поступає у паровий котел.

Рівняння (3.5) можна записати у вигляді, див.рис.3.1

, (3.6)

26

На = h0 - hка - перепад тепла у процесі адіабатної роботи пари в турбіні; Нна = hжн - h?к - робота живильного насоса з підвищення тиску води, вона еквівалентна підігріву води в адіабатному процесі фна = Нна; Q'0 = h0 - h'к - витрата теплоти на турбіну без врахування підігріву води у живильному насосі, кДж/кг. Формули (3.5) і (3.6) визначають ККД нетто з врахуванням ізохорної роботи стиснення у живильному насосі

, (3.7)

v - усереднений питомий об'єм води на вході і виході, м3/т; Рс і Рk - тиски води на виході з насоса і вході у насос, мПа, див.рис.3.1 та 3.2.

ККД брутто циклу Ренкіна без врахування підігріву води у живильному насосі

. (9.8)

26

Перепад тепла затрачається на виробництво електроенергії і приводи двигунів власних потреб, наприклад, живильного насоса. Витрата енергії на живильний насос - основна складова загальних витрат енергії на власні потреби станції.

Потужність, яка споживається живильним насосом, безпосередньо залежить від початкового тиску пари Р0 і повинна обов'язково враховуватися при виборі початкових параметрів пари на електростанції. При v = 1.1 м3/т

Рс - Рk = 30 МПа фна = Нна = 33 кДж/кг.

Отже, основними енергетичними показниками роботи ТЕС є їх ККД брутто та нетто. Перший характеризує досконалість котло- та паротурбінної установок станції, тобто процесу перетворення теплоти згоряння палива у роботу, а другий - досконалість всіх систем станції включно з системами трубопроводів та іншими допоміжними системами, функціонування яких завершується генерацією електроенергії.

2. Структура абсолютного ККД електростанції

Коефіцієнт корисної дії КЕС залежить від ККД основних елементів - турбоустановки і парового котла, а також з'єднуючих трубопроводів пари і води, див. рис.3.2.

Абсолютний електричний ККД турбоустановки

, (3.9)

Qту - витрата теплоти на турбоустановку, кДж/год. ККД парового котла

,

Qпк - теплове навантаження парового котла, кДж/год; Qсп - теплота спаленого палива, кДж/год.

ККД транспортування теплоти (трубопроводів) визначається виразом

.

Використовуючи останні співвідношення, отримуємо наступне рівняння для теплоти спаленого палива:

.

Підставляючи вираз для Qс у (3.4), отримуємо

, або . (3.10)

Загальний баланс теплоти конденсаційної електростанції (енергоблоку) виражає рівність теплоти, що виділяється при спалюванні палива, затратам теплоти на всі етапи генерації електроенергії.

Витрати теплоти пари на турбоустановку

,

N?г і N?м - втрати потужності у електричному генераторі і механічні втрати у турбіні; Nі і Nе - внутрішня та електрична потужність турбоагрегату; Qк - теплота розсіяна у конденсаторі турбіни.

Теплове навантаження парового котла

,

Qтр - втрати теплоти в навколишнє середовище при транспортуванні пари і води трубопроводами між паровим котлом і турбіною.

Теплота спалювання палива Qсп витрачається у паровому котлі на теплоту пари Qпк та покриття втрат теплоти у котлі:

.

Таким чином, ККД електростанції (енергоблоку) зс залежить безпосередньо від ККД турбоустановки, парового котла і трубопроводів.

Найбільший вплив на ККД електростанції має ККД турбоустановки, у якому відображено основну втрату теплоти у циклі виробництва електроенергії - втрату в конденсаторі Qк, яка досягає 45 - 50% від загальної теплоти палива.

Інші втрати теплоти на електростанції значно менші (Qвтрпк = 6 ч 12%, Qтр = 1 ч 2%).

Отже, ККД електростанції визначається в основному значенням ККД турбоустановки зату і парового котла зпк .

Електрична потужність турбоагрегату Nе отримується в результаті ланцюжка перетворення енергії пари у відповідних елементах. Ці етапи характеризуються своїми потужністю і ККД. Електрична потужність Nе зв'язана з механічною ефективною потужністю на муфті між турбіною і генератором Nє співвідношенням

Nе = Nє · зг = Nє - N?г.

Електричний ККД генератора зг враховує втрати потужності генератора N?г. Ефективна потужність турбіни зв'язана з її внутрішньою потужністю Nі:

,

зм - механічний ККД турбіни, який враховує втрати на тертя в опорних і упорних підшипниках, витрату енергії у системах регулювання і змазки турбіни N?м.

Внутрішня потужність турбіни Nі зв'язана з потужністю свіжої пари, що підводиться до турбіни, Nа:

,

зві - внутрішній відносний ККД турбіни.

Останнє співвідношення для 1кг пари приймає вигляд

,

Ні = ho - h?k- дійсний теплоперепад пари у турбіні (рис.3.1 ) з врахуванням неадіабатності процесу розширення; h?k - ентальпія у точці К? , яка відповідає неадіабатному розширенню пари.

Внутрішній відносний ККД турбіни

.

здр = Н'а/На - коефіцієнт дроселювання пари у стопорних і регулюючих клапанах турбіни; при номінальному навантаженні турбіни; при цьому навантаженні теплоперепад пари після дроселювання Н'а і здр визначаються із умови Р'0 ? 0.95Р0, де Р0 і Р'0 - тиски пари перед клапанами і після них; з'ві = Ні/Н'а - внутрішній відносний ККД проточної частини турбіни з врахуванням втрат зв'язаних зі швидкістю пари на виході з турбіни. З попередніх співвідношень випливає

.

Коефіцієнт корисної дії

називають відносним ефективним ККД турбіни. У цій формулі Ne - ефективна потужність турбіни; Na - потужність свіжої пари, що підводиться до турбіни.

Коефіцієнт корисної дії

має назву відносного електричного ККД турбоагрегату.

Таким чином, абсолютний електричний ККД турбоустановки задається виразом

, або .(3.11)

зt = На/Q0 ? 3600Nа/Qту - термічний ККД брутто турбоустановки (ККД оборотного циклу водяної пари).

Значення ККД зату визначається значенням термічного ККД основного термодинамічного циклу. Величину зt можна збільшити, застосовуючи високі початкові параметри пари і регенеративний підігрів конденсату турбіни.

Коефіцієнти корисної дії зату і зt - абсолютні, вони характеризують ефективність перетворення теплоти у роботу в циклі і враховують втрату теплоти у конденсаторі турбіни.

ККД зві, звє, зве, зм і зг, як і зпк і зтр, - відносні, вони характеризують рівень технічної досконалості відповідного елементу електростанції.

Використовуючи (3.10) і (3.11), отримуємо розгорнутий вираз (структуру) ККД електростанції з виробництва електроенергії в залежності від термічного ККД циклу і відносних ККД елементів обладнання:

.(3.12)

Цей вираз дозволяє оцінити вплив основних факторів на величину зс. Приймаючи зt = 0.55; зві = 0.85; зм = 0.99; зг = 0.985; зтр = 0.99; зпк = 0.90, отримуємо брутто ККД

зс = 0.406.

Наведені числові значення відносних ККД стосуються повної (номінальної), або економічної потужності електростанції. При неповних, часткових навантаженнях, значення ККД зменшуються.

При реалізації технологічного процесу перетворення енергії на електростанції виконуються допоміжні процеси щодо його забезпечення:

підготовка палива;

подача повітря у котел;

вивід димових газів з котлів;

подача живильної води;

подача конденсату;

подача охолоджуючої води на конденсатори;

інші допоміжні процеси.

На ці процеси затрачається частина виробленої енергії (власні потреби станції) евп у розмірі (4 - 6)% (евп - частка витрати електроенергії на власні потреби, або біля 1.5 - 2.5% теплоти палива). Якщо прийняти евп = 0.05, то отримаємо вираз для нетто ККД

.

Отже величина нетто ККД, який характеризує досконалість всіх систем станції включно з системами трубопроводів та іншими допоміжними системами, функціонування яких завершується генерацією електроенергії для даного прикладу

знс = 0.386.

3. Затрати палива, пари і теплоти

Витрата пари D0, кг/год, на конденсаційну турбіну потужністю Nе, кВт, визначається з рівняння

, (3.13)

На - адіабатний (ізоентропний) теплоперепад пари у турбіні, кДж/кг; зві, зм - внутрішній відносний і механічний ККД турбіни; зг - ККД електричного генератора.

Вираз для D0 зручно подати у вигляді

. (3.14)

Паротурбінні енергоблоки потужністю 150 МВт і вище роблять з проміжним газовим перегрівом пари; температури свіжої пари і проміжного перегріву зазвичай рівні t0 = tпп. Проміжний перегрів пари застосовується на паротурбінних електростанціях для підвищення їх ККД, а також для зменшення вологості пари на виході з турбіни за умов її високого початкового тиску, або коли підвищення температури свіжої пари обмежене з технологічних або економічних причин. При газовому перегріві пара, яка відпрацювала у декількох ступенях (зазвичай у частині високого тиску - ЧВТ) турбіни, відводиться у проміжний пароперегрівач у якому парі передається теплота топкових газів. Після проміжного перегріву пара повертається до наступних ступенів (частини середнього тиску - ЧСТ) турбіни і, розширюючись у турбіні, виконує роботу.

На рис.3.3 зображена найпростіша схема енергоблоку з газовим проміжним перегрівом. У цьому випадку загальний теплоперепад пари у турбіні складається з теплоперепаду частини високого тиску до проміжного перегріву Нівт = Ні' і частини низького тиску турбіни Нінт = Ні" після проміжного перегріву.

Втрата тиску в системі проміжного перегріву (проміжний перегрівач і паропроводи) складає ДРпп = (0.10 ч 0.15)•Р'пп і Р"пп = Р'пп - ДРпп , де Р?пп і Р?'пп - тиск пари до і після проміжного перегріву (рис.3.4 ).

Вираз для витрати пари на турбіну приймає вигляд (порівняйте з (3.14))

, (3.15)

або

. (3.16)

Турбіни з проміжним перегрівом пари виготовляють переважно з частин високого, середнього і низького (ЧНТ) тисків. Дійсний теплоперепад пари

,

індекс „к” біля Ні відповідає наскрізному конденсаційному потокові пари у турбіні, індекс „ст” - „середній тиск” стосується до ЧСТ турбіни.

Важливим показником ефективності роботи пари в турбіні і її технічної досконалості є питома витрата пари на турбіну, кг/(кВт•год):

, (9.17)

У означає сумування теплоперепадів у всіх частинах (циліндрах) турбіни.

Для сучасних турбоагрегатів з параметрами свіжої пари 24 МПа, 540°С d0 ? 3 кг/(кВт·год) (точніше 3.1 - 3.2 кг/(кВт·год), що дозволяє наближено оцінити витрату пари на турбіну за величиною її потужності Nе. Для енергоблоку 300 МВт отримаємо відповідно D0 = 930 ч 960 т/год., для енергоблоку 800 МВт D0 = 2500 ч 2600 т/год.

Значення d0 залежить перш за все від загального теплоперепаду пари у турбіні, а також від значень зоі, зм і зг. Для сучасних турбоагрегатів ці величини такі

Таблиця 3.1.

Значення відносних ККД та теплоперепаду на ТУ

звівт	звіст	звінт	зм	зг	Ні, кДж/кг	d0, кг/(кВт ·год)
0.82	0.90	0.84	0.99	0.985	1300	3.2
0.84	0.92	0.86	0.992	0.99	1350	3.1.

Загальний енергетичний баланс конденсаційної турбоустановки без врахування зовнішніх втрат теплоти характеризується виразом

, (3.18)

Nі - внутрішня потужність турбоустановки; Qту і Qк відносяться до годинного проміжку.

Годинна витрата теплоти на турбоустановку з проміжним перегрівом пари

, (3.19)

h0 і hжв - ентальпії пари перед турбіною і живильної води на виході з турбоустановки (у розглянутому найпростішому випадку hжв = hжн); Dпп - витрата пари через проміжний перегрівач; h"пп і h'пп - ентальпії пари після і до проміжного перегріву, кДж/кг.

Для турбін з невеликою потужністю (100 МВт і менше) без проміжного перегріву пари

. (3.20)

Повноцінним показником енергетичної ефективності турбоустановки є питома витрата теплоти, кДж/(кВт · год.):

,

або

,(3.21)

qпп = h"пп - h'пп - теплота, що передається парі у проміжному перегрівачі (прийнято Dпп = D0).

При паротурбінному приводі живильних робочих насосів (енергоблоки з Ne > 300 МВт) питома витрата теплоти на турбоустановку брутто визначається з врахуванням ефективної потужності привідної турбіни Nєтж з виразу

. (3.22)

Ефективна потужність привідної турбіни

, (3.23)

витрата пари, кг/год, на привідну турбіну визначається з рівняння

, (3.24)

Нітж - дійсний теплоперепад пари у привідній турбіні; змтж - її механічний ККД; Dжн - витрата живильної води через живильний насос; зн - ККД насоса, задається виразом

зні - внутрішній (гідравлічний) ККД насоса; знм - механічний ККД насоса.

Підігрів води у насосі

. (3.25)

Ці ККД мають такі значення зні ? 0.90; знм ? 0.95, зн ? 0.85. При значеннях v = 1.1 м3/т, (Рн - Рв) = 30 МПа фна = Нна = 33 кДж/кг і фпн = 33/0.9 = 37 кДж/кг. Отже, незворотність стиснення у насосі (реальний цикл) збільшує ентальпію води після живильного насосу порівняно з ідеальним циклом з такими ж параметрами.

Будь-яка з величин qту або зату може розглядатися як енергетичний показник конденсаційної турбоустановки, оскільки вони зв'язані між собою. Дійсно, питома витрата теплоти на турбоустановку, кДж/(кВт · год), дорівнює

, (3.26)

тобто величини qту і зату обернено пропорційні одна одній

. (3.27)

Якщо зату = 0.48, то qту = 7500 кДж/(кВт · год.).

Гарантуючи теплову економічність, виробники турбін переважно вказують показник qту.

Якщо Qту вимірювати у тих же одиницях, що і Nе, то показники qту і зту - величини взаємно обернені:

. (3.27а)

Питома витрата теплоти на станції (у паливі) з врахуванням ККД парового котла і транспорту теплоти визначається формулою

. (3.28)

Значення зпк визначається співвідношенням

,

Qпк = Dпк•(hпе - hжв + qпкпп); Qсп = В · Qгн,

Dпк = D0; hпе - ентальпія пари на виході із котла (перегрівача);

qпкпп = hпкпп - h0пкпп ,

qпкпп - теплота проміжного перегріву при параметрах цієї пари у котлі; В - витрата палива; Qгн - нижча теплота згоряння палива; ентальпії пари hпкпп і h0пкпп визначаються відповідно значеннями температури і тиску пари до і після проміжного перегріву у паровому котлі; при цьому q1 - втрати теплоти у котлі, %; q2 = 4ч6 % - втрати з фізичною теплотою вихідних газів; q3 + q4 = 1ч3% - відповідно, втрати від хімічної і механічної неповноти згоряння палива; q5 = 0.12ч0.5% - втрати теплоти розсіюванням у навколишнє середовище; q6 ? 0.5% - втрати з фізичною теплотою рідких шлаків (при видаленні шлаків у рідкому стані). Сума втратдля крупних енергоблоків рівна 6-10%, чому відповідає ККД парового котла 94 - 90%.

Значення ККД транспортування теплоти (трубопроводів) зтр визначається зі співвідношень

, (3.29)

або

. (3.29а)

Значення зтр з (3.29а) без врахування втрат свіжої пари і води при їх транспортуванні визначається різними величинами параметрів пари і води для турбіни і котла. При цьому потрібно пам'ятати, що тиск пари у паровому котлі на 1 - 1.5 МПа вищий, ніж у турбіні, а температура пари на виході із парового котла приблизно на 5°С вища, ніж перед турбіною; температура і ентальпія живильної води на виході із турбоустановки і на вході у паровий котел практично однакові hпкжв = hжв.

Для співставлення теплової економічності електростанцій з різними видами палива у колишньому СРСР було прийнято визначати питомі витрати палива на станціях в одиницях умовного палива, що має теплоту згоряння 29308 кДж/кг (7000 ккал/кг). У цьому випадку витрата умовного палива, кг/(кВт·год),

.

Це співвідношення випливає із загального енергетичного балансу електростанції і визначає її ККД за виробництвом електроенергії

; (3.30)

. (3.31)

Динаміка питомих витрат палива за роками показана у табл. 3.2.

Питома витрата умовного палива - повноправний показник енергетичної ефективності конденсаційної електростанції і разом з її ККД використовується для визначення витрати палива:

- для годинного проміжку, кг/год,

; (3.32)

- для будь-якого проміжку часу, кг,

.(3.32а)

Отже, для енергоблоку з потужністю 1000 МВт при bу = 320 г/(кВт·год)

Ву = 320 · 10-6 · 106 = 320 т/год.

Зниження питомої витрати умовного палива на 1кг/(кВт·год) у масштабі господарства нашої країни дає річну економію умовного палива до 400 тис.т.

Середня питома витрата умовного палива на електростанціях капіталістичних країн з розвинутою енергетикою у 1985 - 1990 р.р. знаходилася у діапазоні від 318 до 385 г/(кВт·год), в тому числі у США 370 - 360, ФРГ 340- 330, Англії від 385 до 360, Франції - 330, у Японії 318 - 320 г/(кВт·год).

Наведені нижче дані характеризують зміну питомої витрати умовного палива в СРСР та Україні за роками:

Таблиця 3.2.

Роки	1913	1930	1940	1950	1960	1970	1980	1985	1995
bу, г/(кВт·год)	1110	870	645	590	470	366	328	262	380

Зверніть увагу на ріст питомих затрат палива на Україні (1995 р.), що характеризує зниження технологічної дисципліни на станціях та реальної якості палива.

4. Енергетичні показники конденсаційної атомної електростанції

Основним показником енергетичної ефективності атомної електростанції (АЕС) та її елементів є її ККД або питома витрата теплоти. Між ККД брутто та ККД нетто існує зв'язок, див. (3.4а)

, (3.33)

Qр - теплова потужність реактора, кДж/год. Частка витрати електроенергії на власні потреби АЕС складає евп = 0.06 ч 0.07.

Втрати теплоти у реакторній установці з ядерним реактором та допоміжним обладнанням, складаються, в основному, з втрат на продувку реактора, на охолодження систем захисту реактора і на розсіювання теплоти. Вони оцінюються ККД реакторної установки

. (3.34)

Qнп - теплове навантаження реактора за парою.

Для одноконтурної АЕС, див. рис.4.3, абсолютний електричний ККД турбоустановки і ККД транспортування теплоти (трубопроводів) можна представити як, див. (3.10)

. (3.35)

На сучасних АЕС переважно використовують суху насичену пару середніх параметрів (6 - 8 МПа), тому ККД атомної електростанції ще більше, ніж ТЕС, залежить від абсолютного електричного ККД турбоустановки. Для турбін на насиченій парі вказаних параметрів маємо зату = 0.34ч0.35. Приймаючи зр = 0.99, зтр = 0.995, отримаємо для типової АЕС зс = 0.33 ч 0.34.

Для двоконтурної АЕС, див. рис.4.3, що має парогенератор насиченої або слабо перегрітої пари, вираз для ККД брутто електростанції дещо змінюється

, (3.36)

зр = QІ / Qр - ККД реакторної установки;

зIтр = Q'І / QІ - ККД трубопроводів першого контуру;

зпг = Qнп /QІ - ККД парогенератора АЕС;

зІІтр = Qту /Qнп - ККД трубопроводів другого контуру.

Кількість теплоти QІ, яка передається з водою, що нагрівається у реакторі, і Q'І, яка поступає з водою у парогенератор АЕС, визначає втрати на транспортування тепла у І контурі, їх оцінюють у 0.5 - 1.0%. Втрати теплоти у парогенераторі АЕС обумовлені продувкою (1 - 1.5%) і теплообміном з навколишнім середовищем (0.1 - 0.2)%.

Прийнявши зр = 0.99; зIтр =0.995; зпг = 0.98; зІІтр =0.99; зату = 0.34, маємо зс = (0.34•0.99•0.98)•0.995•0.99 = 0.325.

Для характеристики теплової економічності атомної електростанції, як і для КЕС, визначають питомі втрати теплоти, кДж/(кВт·год) на турбоустановку

; (3.37)

цей вираз також можна записати, використовуючи величину зату

.

Питома витрата теплоти на всю АЕС

. (3.38)

Qр - теплова потужність реактора, кДж/год.

Якщо прийняти зату = 0.34 і зс = 0.325, отримаємо qту = 10600 кДж/кВт·год і qс = 11100 кДж/кВт·год.

Споживання ядерного палива у реакторах АЕС має специфіку, котру слід враховувати при розрахунках. Можна використовувати питому витрату ядерного палива, що вигоріло, г/МВт·год

, (3.39)

Qяп = 6.8·1010 кДж/кг - теплота, що виділяється при повному розпаді 1 кг ядерного палива з врахуванням утворення ізотопів, які дальше не діляться.

Велике значення має визначення річної потреби реактора у збагаченому ядерному паливі, Врп, т/рік

. (3.40)

Qр - теплова потужність реактора, МВт; К - середня питома енергетична продуктивність (глибина вигоряння) збагаченого ядерного палива, МВт·доб/т.

Для різних типів реакторів можна прийняти:

- К = 28·103 (ВВЕР - 440);

- К = 40·103 (ВВЕР - 1000);

- К = 100·103 (натрієві реактори на швидких нейтронах);

Твст - час використання встановленої потужності АЕС (Твст = 6ч8 тис. год/рік).

З останнього випливає, що перспективними з точки зору ефективності використання ядерного палива є реактори на швидких нейтронах.