7.9.6. Эксергетический анализ тепловой экономичности цикла ПТУ


Традиционный балансовый метод оценки экономичности цикла ПТУ (рис. 7-56) основан на КПД использования теплоты топлива, который для ПТУ имеет вид

(7.86)


где QТ – теплота сгорания топлива в паровом котле ПТУ;
QУХ – потери теплоты в паровом котле с уходящими газами;
Q2 – потери теплоты ПТУ в конденсаторе паровой турбины при охлаждении пара, выходящего из турбины, водой внешней среды.

Из выражения 7.86 следует, что основными потерями ПТУ являются потери с уходящими газами в паровом котле и потери в конденсаторе турбины. Эти потери можно наглядно представить в T,S- диаграмме, изобразив процесс охлаждения продуктов сгорания топлива от температуры горения топлива ТГ до температуры окружающей среды ТОС изобарой АВ и необратимый цикл простой ПТУ 123 без учета работы насоса (рис. 7.56). Площадь под изобарой ВС соответствует теплоте уходящих из парового котла газов, а площадь под изобарой РК – теплоте, отведенной от пара в конденсаторе турбины.

Расчеты и площади в T,S- диаграмме показывают, что величина QУХ не превышает 5 % , а величина Q2 составляет около 50 % от теплоты сгорания топлива. Следовательно, в ПТУ паровой котел имеет экономичность около 95 %, а паротурбинная установка около 45 %. Получается, что наибольшие потери в ПТУ относятся к конденсатору паровой турбины.

Эксергетический КПД ПТУ имеет такое же численное значение, как и КПД использования теплоты топлива. Выражение эксергетического КПД более сложное, для ПТУ его можно представить в виде

(7.87)


где ЕТ=QТ – эксергия продуктов сгорания топлива, имеет практически такое же значение как и теплота сгорания топлива;

-ΔЕХГ – потери эксергии за счет необратимости химического процесса горения топлива (пл.I рис. 7.57);

-ΔЕУХ – потери эксергии за счет необратимости процесса охлаждения уходящих газов (пл.II);

-ΔЕТО – потери эксергии за счет необратимости процесса тепло-обмена между продуктами сгорания топлива и рабочим телом ПТУ в паровом котле (пл.III);

-ΔЕТ – потери эксергии за счет необратимости адиабатного процесса расширения пара в турбине (пл.IV);

-ΔЕК – потери эксергии за счет необратимости передачи теплоты от пара охлаждающей воде в конденсаторе турбины (пл.V).

Потери эксергии ПТУ представленные в T,S- диаграмме (рис. 7.57) указывают на то, что после потерь -ΔЕХГ наибольшими потерями ПТУ являются потери -ΔЕТО. Следовательно, потери: -ΔЕХГ, -ΔЕТО, -ΔЕУХ относящиеся к паровому котлу, составляют большую часть потерь эксергии в ПТУ. При этом эксергетический КПД парового котла не будет превышать 35 %.

Эксергетические потери паротурбинной части: -ΔЕТ и -ΔЕК составляют меньшую часть, а эксергетический КПД паротурбинной части будет не менее 75 %.

Эксергетический метод оценки экономичности ПТУ более объективен. Он позволяет оценить необратимость всех реальных процессов установки и указывает на те ее элементы, где необратимость наибольшая. В ПТУ наибольшая необратимость относится к паровому котлу. Реальные способы снижения необратимости в паровом котле относятся к процессу теплообмена между продуктами сгорания топлива и водяным рабочим телом. Одним из способов снижения этой необратимости является применение парогазового цикла, о чем будет сказано далее.

предыдущий параграф содержание следующий параграф