Расчет тепловой схемы конденсационной паротурбинной установки: Полное практическое руководство для курсовых работ

В условиях постоянно растущих мировых потребностей в энергии и жестких требований к экологической безопасности, вопросы эффективности производства электричества приобретают критическое значение. Паротурбинные установки (ПТУ) остаются основой тепловой энергетики, генерируя значительную часть глобальной электроэнергии. Их стабильная и экономичная работа напрямую зависит от грамотного проектирования и оптимизации тепловых схем. Каждый 1 кПа снижения давления в конденсаторе может повысить КПД турбоустановки на 0,5-1,0%, что наглядно демонстрирует чувствительность эффективности ПТУ к, казалось бы, незначительным изменениям в тепловой схеме. Именно поэтому глубокое понимание принципов работы и методики расчета тепловых схем конденсационных ПТУ является краеугольным камнем для будущих инженеров-теплоэнергетиков.

Данное руководство призвано стать исчерпывающим пособием для студентов инженерных специальностей, аспирантов и всех, кто сталкивается с необходимостью выполнения курсовых или дипломных работ по расчету тепловых схем паротурбинных установок. Мы не просто представим пошаговый алгоритм, но и погрузимся в суть каждого процесса, раскроем взаимосвязи между элементами схемы и покажем, как теоретические знания воплощаются в практические расчеты. Цель этого материала — не только дать студентам инструмент для выполнения конкретной задачи, но и сформировать глубокое системное мышление, необходимое для решения реальных инженерных проблем в теплоэнергетике. Ожидаемым результатом изучения данного руководства станет уверенное владение методиками расчета, способностью анализировать и оптимизировать тепловые схемы, а также понимание актуальных тенденций развития отрасли.

Основы работы конденсационной паротурбинной установки и ее типовые схемы

Мир теплоэнергетики — это сложный механизм, где каждый элемент играет свою роль в преобразовании энергии. В сердце этого механизма на тепловых электростанциях лежит конденсационная паровая турбинная установка (ПТУ). Она представляет собой гигантскую машину, призванную трансформировать тепловую энергию пара, полученную в котле, в механическую работу, которая, в свою очередь, через электрический генератор превращается в столь необходимую электрическую энергию. Но что делает эту трансформацию наиболее эффективной, и какие аспекты здесь критически важны?

Ключевые термины и принципы работы конденсационной ПТУ

Чтобы говорить на одном языке, определим ключевые понятия. Конденсационная ПТУ — это тепловой двигатель, главной задачей которого является максимально эффективное превращение теплоты пара в электричество. Её отличительная особенность — наличие конденсатора, который позволяет пару расширяться до давлений ниже атмосферного, значительно увеличивая полезный теплоперепад.

Регенерация — это процесс возврата теплоты, который является краеугольным камнем повышения экономичности современных ПТУ. По сути, это использование отработанного пара (или пара, отобранного из промежуточных ступеней турбины) для предварительного подогрева питательной воды, возвращающейся в котел. Таким образом, мы уменьшаем количество тепла, которое необходимо подвести извне, что напрямую влияет на эффективность.

h-S диаграмма (или диаграмма Молье, «энтальпия-энтропия») — незаменимый инструмент теплоэнергетика. Это графическое представление термодинамических свойств пара и воды, позволяющее наглядно отслеживать изменения состояния рабочего тела на различных этапах цикла и определять его параметры (энтальпию, энтропию, температуру, давление, степень сухости).

Принцип работы конденсационной ПТУ основан на цикле Ренкина (о котором подробнее поговорим далее). Вода нагревается в котле до состояния перегретого пара, который затем подается в турбину. В турбине пар расширяется, совершая работу на лопатках ротора. Отработавший пар, имеющий низкое давление и температуру, поступает в конденсатор, где охлаждается и конденсируется, возвращаясь в жидкое состояние. Полученный конденсат затем насосами подается обратно в котел, замыкая цикл. Таким образом, тепловая энергия, заключенная в паре, эффективно преобразуется в электрическую.

Роль конденсатора и создание вакуума: влияние на экономичность

Конденсатор — это не просто теплообменник; это сердце конденсационной части ПТУ, играющее фундаментальную роль в повышении её теплового КПД. Его основная функция — создать глубокое разрежение (вакуум) за турбиной, что позволяет пару расширяться до минимально возможного давления. Почему это так важно?

Давайте взглянем на термодинамику: чем больше перепад давлений, при котором расширяется пар в турбине, тем больше работы он может совершить. Снижение давления в конденсаторе означает увеличение этого перепада, а следовательно, и повышение термического КПД установки. Количественные данные подтверждают это утверждение: каждый 1 кПа снижения давления в конденсаторе может повысить КПД турбоустановки на 0,5-1,0%. Для крупных энергоблоков с расходом питательной воды 2,5 млн фунтов в час, снижение давления конденсатора с 10 кПа до 3,4 кПа может привести к улучшению тепловой эффективности почти на 6%. И напротив, повышение давления в конденсаторе всего на 1% способно увеличить удельный расход тепла на 0,9-1,5% для мощных турбин. Отсюда следует, что даже небольшие отклонения в работе конденсатора могут привести к существенным экономическим потерям, поэтому его оптимизация и поддержание идеального режима работы являются приоритетными задачами.

В современных мощных ПТУ давление пара в конденсаторе P₂ обычно поддерживается в очень узком диапазоне — от 3 до 5 кПа, что соответствует температуре насыщения от 25 до 35°С. Поддержание такого глубокого вакуума требует постоянного удаления неконденсирующихся газов, главным образом воздуха, который может проникать в систему через уплотнения и неплотности. Даже незначительные присосы воздуха значительно ухудшают теплообмен в конденсаторе (коэффициент теплопередачи пара, конденсирующегося в вакуумных условиях, очень высок, порядка 30 000 Вт/(м²·К), и даже малейшая воздушная прослойка резко его снижает) и, как следствие, вакуум.

Для поддержания вакуума используются специальные вакуумные установки:

• Паровые эжекторы: Традиционные устройства, использующие струи пара высокого давления (обычно 0,8-1,2 МПа) для отсасывания паровоздушной смеси. Они надежны, но потребляют значительное количество греющего пара, что снижает общую экономичность.
• Жидкостно-кольцевые вакуумные насосы: Современное и более эффективное решение. Эти насосы потребляют в 3-7 раз меньше электроэнергии по сравнению с паровыми эжекторами и являются предпочтительным выбором для новых энергоблоков. Их применение способствует повышению общей энергетической эффективности станции.

Важно отметить, что в стационарных ПТУ применяются поверхностные водяные конденсаторы, где охлаждающая вода и конденсирующийся пар разделены стенкой. Это обеспечивает высокое качество конденсата, который затем возвращается в котел, что критически важно для предотвращения накипеобразования и коррозии оборудования.

Термодинамические циклы: идеальный и реальный цикл Ренкина с регенерацией

Основой для понимания работы любой паросиловой установки служит цикл Ренкина. Это идеальный термодинамический цикл, который служит эталоном для оценки эффективности реальных установок. Цикл Ренкина состоит из четырех основных процессов:

1. Изобарный подвод теплоты и фазовые превращения: Вода подается в паровой котел, где сначала нагревается до температуры кипения, затем испаряется, и образующийся пар перегревается при постоянном давлении.
2. Адиабатическое (изоэнтропийное) расширение: Перегретый пар поступает в турбину, где расширяется, совершая работу. В идеальном цикле этот процесс считается изоэнтропийным (без изменения энтропии).
3. Изобарный отвод теплоты и конденсация: Отработавший пар поступает в конденсатор, где охлаждается и конденсируется при постоянном давлении.
4. Адиабатическое (изоэнтропийное) сжатие: Конденсат с помощью питательного насоса подается обратно в котел, при этом его давление повышается до начального.

Термический КПД идеального цикла Ренкина, даже при высоких начальных параметрах пара и глубоком вакууме, не превышает 45-47%. Однако реальные паротурбинные установки неизбежно сталкиваются с потерями: трение в турбине, тепловые потери в оборудовании, неполное расширение пара и т.д. В результате, электрический КПД реальных ПТУ значительно ниже — от 6-8% для установок с низкими параметрами пара до 16% и выше для современных высокоэффективных станций.

Для сокращения разрыва между идеальным и реальным циклами применяется регенеративный подогрев питательной воды. Этот метод является одним из наиболее эффективных способов повышения термического КПД ПТУ. Его суть заключается в использовании пара, отобранного из различных ступеней турбины, для подогрева питательной воды, возвращающейся в парогенератор. Такой подход уменьшает количество холодной воды, которую необходимо подогревать внешним источником тепла (топливом в котле), тем самым снижая необратимость процессов теплообмена в котле. Применение регенерации увеличивает КПД паротурбинной установки на 10-12%. На практике современные турбины на ТЭС обычно имеют от 7 до 9 регенеративных отборов пара.

Типовые схемы регенерации и их особенности

Регенеративный подогрев может быть реализован с использованием различных схем, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки:

• Поверхностные подогреватели: Наиболее распространенный тип, особенно в каскадных схемах. Здесь греющий пар и подогреваемая вода разделены теплообменной поверхностью (трубками). Это обеспечивает отсутствие смешивания сред и сохранение чистоты конденсата. Дренаж (конденсат греющего пара) из таких подогревателей обычно каскадно сливается в нижестоящие по давлению подогреватели или, в случае ПНД, перекачивается в линию основного конденсата.
• Смешивающие подогреватели: В этих аппаратах греющий пар и подогреваемая вода напрямую контактируют и смешиваются. Их преимущества:
  • Дешевле и надежнее в изготовлении и эксплуатации, так как отсутствуют теплообменные трубки, подверженные накипеобразованию и протечкам.
  • Энергетически выгоднее: Позволяют подогреть воду до температуры насыщения греющего пара (t_ВГ = t_НГ, i_ВГ = i’_Г), что является термодинамически идеальным процессом.

  Несмотря на очевидные плюсы, их применение ограничено необходимостью использования дренажных насосов для каждого подогревателя, что усложняет схему.

• Каскадная схема: Дренажи из вышестоящих по давлению подогревателей сливаются последовательно в нижестоящие, а затем в деаэратор или конденсатор. Это упрощает схему дренирования, но увеличивает потери эксергии.

Для отечественных мощных энергоблоков рекомендована комбинированная система регенерации, где первые ступени (низкого давления) используют смешивающие ПНД, а ступени высокого давления — поверхностные ПВД. Это позволяет сочетать преимущества обоих типов подогревателей.

Типовая тепловая схема конденсационной ПТУ включает следующий основной набор оборудования, обеспечивающего технологический процесс выработки электроэнергии:

• Парогенератор (котел): Производит перегретый пар.
• Многоцилиндровая турбина: Состоит из нескольких цилиндров (ЦВД — цилиндр высокого давления, ЦСД — цилиндр среднего давления, ЦНД — цилиндр низкого давления), в которых пар последовательно расширяется.
• Конденсатор: Охлаждает и конденсирует отработавший пар.
• Конденсатный насос: Перекачивает конденсат из конденсатора.
• Система регенеративных подогревателей: Включает подогреватели низкого давления (ПНД), подогревающие конденсат перед деаэратором, и подогреватели высокого давления (ПВД), подогревающие питательную воду после деаэратора.
• Деаэратор: Удаляет растворенные в воде газы (кислород, углекислый газ), предотвращая коррозию оборудования.
• Питательный насос: Подает питательную воду высокого давления в парогенератор.
• Турбопривод питательного насоса: Часто используется для привода питательного насоса, повышая общую эффективность схемы.
• Смеситель: Используется в смешивающих подогревателях или как элемент деаэратора.

Пример потоков сред в типовой схеме: Конденсат из конденсатора сначала прокачивается конденсатным насосом через ПНД, затем поступает в деаэратор. После деаэратора питательная вода подается питательным насосом через ПВД и далее в парогенератор. Дренажи из ПВД обычно сливаются каскадно в деаэратор, а дренажи из ПНД — в конденсатор или перекачиваются дренажным насосом в линию основного конденсата.

Построение h-S диаграммы и определение параметров пара в турбине

Построение процесса расширения пара в h-S диаграмме — это не просто графическое упражнение, а фундаментальный этап, предшествующий тепловому расчету турбоустановки. Эта диаграмма служит визуальным и расчетным инструментом для определения ключевых термодинамических параметров пара (энтальпии, температуры, давления, степени сухости) в каждой значимой точке тепловой схемы. Эти параметры впоследствии станут основой для расчета массовых расходов и определения эффективности установки.

Этапы построения h-S диаграммы

Процесс построения h-S диаграммы для расширения пара в турбине начинается с четкой последовательности действий:

1. Определение начальной точки пара (точка 0): На диаграмме h-S (энтальпия-энтропия) первым делом наносится точка, соответствующая заданным начальным параметрам свежего пара, поступающего в турбину. Этими параметрами обычно являются давление (P₀) и температура (T₀) или давление и степень сухости. Эта точка является отправной для всего последующего процесса расширения.
2. Нанесение изобар отборов: На диаграмму наносятся линии постоянного давления (изобары), соответствующие давлениям пара в камерах регулируемых и нерегулируемых отборов турбины, а также конечному давлению в конденсаторе (P_к). Эти изобары являются своего рода «дорожными знаками» на пути пара через турбину.
3. Изоэнтальпийный процесс дросселирования: Перед входом в турбину пар проходит через стопорные и регулирующие клапаны. Этот процесс считается изоэнтальпийным (h = const), то есть энтальпия пара остается неизменной, в то время как давление снижается. На h-S диаграмме это изображается горизонтальной линией, идущей вправо до давления перед турбиной (P’₀). Точка на этой изобаре с той же энтальпией h₀ будет являться точкой 0′.

Расширение пара в турбине: изоэнтропийный и действительный процессы

В идеальном случае расширение пара в турбине представляется как изоэнтропийный процесс (S = const), то есть без потерь энтропии. На h-S диаграмме это вертикальная линия, идущая вниз от начальной точки 0′ до конечного давления в конденсаторе. Такой процесс используется как теоретический эталон для определения максимально возможного теплоперепада (адиабатного или располагаемого теплоперепада H₀).

Однако в реальной турбине из-за трения, вихреобразования, утечек и других необратимых процессов происходит увеличение энтропии пара. Таким образом, действительный процесс расширения пара всегда отклоняется от изоэнтропийного. Для учета этих внутренних потерь вводится понятие внутреннего относительного КПД (η_i) соответствующей части турбины (ЦВД, ЦСД, ЦНД). Этот КПД показывает, какая часть располагаемого теплоперепада фактически преобразована в полезную механическую работу. Для современных паровых турбин значения η_i могут достигать 0,85-0,92.

Энтальпия пара после действительного расширения в определенной части турбины (например, после ЦВД) определяется по следующей формуле:

h3 = h'0 - ηiЦВД ⋅ (h'0 - hA)

Где:

• h₃ — энтальпия пара после действительного расширения в ЦВД.
• h’₀ — энтальпия пара перед ЦВД (после дросселирования).
• η_iЦВД — внутренний относительный КПД цилиндра высокого давления.
• h_A — энтальпия пара после изоэнтропийного расширения до давления P₃ (давление в отборе после ЦВД), определенная по h-S диаграмме.

Определение параметров пара в отборах и после промежуточного перегрева

Определение параметров пара в отборах турбины критически важно для расчета регенеративной системы. Точки, характеризующие состояние пара в нерегулируемых отборах, находятся на h-S диаграмме как пересечение изобар, соответствующих давлениям в отборах, с линией действительного процесса расширения пара. От этих точек затем можно считать энтальпии, температуры и степени сухости.

Для турбин с промежуточным перегревом пара (многие мощные энергоблоки используют эту схему для повышения экономичности), после выхода из ЦВД пар направляется во вторичный пароперегреватель котла, где нагревается при постоянном давлении до начальной температуры (или близкой к ней). На h-S диаграмме этот процесс изображается изобарой, идущей вверх в область перегретого пара. Конечная точка этого процесса (например, точка перед ЦСД или ЦНД) характеризует состояние пара перед дальнейшим расширением и является новой отправной точкой для построения линии расширения в следующих цилиндрах турбины.

Последовательное нанесение всех этих точек и линий на h-S диаграмму позволяет получить полную картину термодинамических изменений, происходящих с паром внутри турбины, и служит основой для всех последующих тепловых расчетов. Более подробная информация о значении регенерации и её влиянии на КПД приведена в разделе Термодинамические циклы: идеальный и реальный цикл Ренкина с регенерацией.

Расчет параметров пара и воды в регенеративных подогревателях и деаэраторе

Система регенеративного подогрева питательной воды, включающая подогреватели низкого давления (ПНД), деаэратор и подогреватели высокого давления (ПВД), является сложным, но жизненно важным узлом тепловой схемы ПТУ. Её грамотный расчет — это гарантия высокой экономичности всей установки.

Расчет подогревателей низкого (ПНД) и высокого (ПВД) давления

Подогреватели питательной воды (ПНД и ПВД) — это теплообменные аппараты, которые используют пар из отборов турбины для предварительного нагрева питательной воды, направляемой в парогенератор. Это значительно снижает нагрузку на котел и повышает общий термический КПД установки.

По конструктивным особенностям подогреватели делятся на:

• Поверхностные: Наиболее распространены, особенно в мощных ПТУ. Греющий пар и подогреваемая вода разделены стенкой (обычно трубками), что исключает их смешивание. Для повышения эффективности в ПВД часто предусматриваются:
  • Пароохладители (ПО): Секции, где пар перед конденсацией дополнительно охлаждается основным конденсатом, отдавая часть тепла.
  • Охладители дренажа (ОД): Секции, где конденсат греющего пара (дренаж) перед сливом дополнительно охлаждается основным конденсатом.
• Смешивающие: В них пар и вода напрямую контактируют. Как уже упоминалось, они более эффективны термодинамически, так как позволяют довести температуру воды до температуры насыщения греющего пара. Однако их применение ограничено из-за необходимости откачки дренажа (который теперь представляет собой весь поток воды) после каждого подогревателя, что усложняет схему.

Оптимальные температуры питательной воды за последним ПВД являются ключевым параметром, влияющим на экономичность. Они зависят от начальных параметров пара и мощности энергоблока:

• Для электростанций со средними параметрами пара (например, 12,8 МПа, 540°С) температура питательной воды за последним ПВД находится в пределах 150-170°С.
• Для мощных энергоблоков с высокими параметрами пара (23,5 МПа, 540°С) эта температура может достигать 225-275°С, а для турбоустановок ТЭЦ — 230-250°С и 265°С соответственно.

Схемы дренирования конденсата греющего пара из подогревателей также играют важную роль в тепловой схеме:

• ПВД: Дренаж из ПВД, как правило, осуществляется каскадно (самотеком) в деаэратор. Это объясняется высоким давлением и температурой дренажа, что позволяет использовать его тепловую энергию в деаэраторе и избежать потерь.
• ПНД: Дренаж из ПНД может осуществляться каскадно в конденсатор (для нижних ступеней) или с перекачкой дренажным насосом в линию основного конденсата (для верхних ступеней ПНД). Выбор схемы зависит от давления в подогревателе и экономической целесообразности.

Расчет деаэратора

Деаэратор — это важнейший элемент тепловой схемы, главной задачей которого является удаление из питательной воды растворенных в ней газов (кислорода и углекислого газа). Наличие этих газов приводит к интенсивной коррозии пароводяного тракта котла, турбины и трубопроводов. Деаэрация воды производится путем её нагрева паром до температуры насыщения, при которой растворимость газов минимальна.

Деаэраторы бывают:

• Постоянного давления: В них поддерживается фиксированное давление (обычно 0,6-0,7 МПа), что обеспечивает стабильный режим деаэрации. Греющий пар для таких деаэраторов обычно подается из отбора турбины параллельно с первым ПВД после деаэратора.
• Скользящего давления: Давление в деаэраторе изменяется в зависимости от нагрузки турбины, что может быть энергетически более выгодным при переменных режимах работы.

Оптимальное давление в деаэраторе, как уже было сказано, обычно поддерживается на уровне 0,6-0,7 МПа для обеспечения эффективного удаления газов, что соответствует температуре насыщения около 158-164°С.

Тепловой расчет теплообменных аппаратов

Тепловой расчет любого теплообменного аппарата, включая ПНД, ПВД и деаэратор, основывается на двух фундаментальных уравнениях:

1. Уравнение теплового баланса: Оно выражает закон сохранения энергии и гласит, что теплота, отданная одним теплоносителем, равна теплоте, полученной другим теплоносителем (пренебрегая потерями в окружающую среду).
   Для поверхностных подогревателей:
   Q = G1 ⋅ (i1н - i1к) = G2 ⋅ (i2к - i2н)
   Где:
   • Q — количество переданной теплоты (Вт или Дж/с).
   • G₁, G₂ — массовые расходы горячего и холодного теплоносителей (кг/с).
   • i_1н, i_1к — начальная и конечная энтальпия горячего теплоносителя (Дж/кг).
   • i_2н, i_2к — начальная и конечная энтальпия холодного теплоносителя (Дж/кг).

   Для подогревателей, где не происходит фазовых превращений и теплоемкость относительно постоянна, можно использовать упрощенную формулу:
   Q = G1c1(t1н - t1к) = G2c2(t2к - t2н)
   Где:

   • c₁, c₂ — удельные изобарные теплоемкости горячего и холодного теплоносителей (Дж/(кг·°С)).
   • t_1н, t_1к, t_2н, t_2к — начальные и конечные температуры горячего и холодного теплоносителей (°С).
2. Уравнение теплопередачи: Оно связывает количество переданной теплоты с площадью поверхности теплообмена, коэффициентом теплопередачи и средней разностью температур между теплоносителями.
   Q = K ⋅ Δtср ⋅ F
   Где:
   • K — коэффициент теплопередачи (Вт/(м²·К)).
   • Δt_ср — средняя логарифмическая (или арифметическая) разность температур между теплоносителями (°С или К).
   • F — площадь поверхности теплообмена (м²).

Для выполнения этих расчетов критически важно иметь точные данные о теплофизических свойствах рабочих сред (воды и водяного пара) на всех этапах цикла. Это включает плотность, вязкость, теплоемкость, теплопроводность, температуру кипения и скрытую теплоту испарения/конденсации. Эти данные обычно берутся из специализированных таблиц (например, таблиц Ривкина и Александрова) или по h-S диаграмме.

Задача теплового расчета теплообменных аппаратов заключается в определении оптимальных параметров (например, температурных напоров, расходов греющего пара) и, при проектировании, необходимой поверхности теплопередачи и конструктивных размеров аппарата.

Составление и решение уравнений материального и теплового баланса ПТУ

Расчет тепловой схемы паротурбинной установки — это не просто набор разрозненных вычислений, а системный подход, основанный на законах сохранения массы и энергии. Главная задача этого расчета — определить все потоки пара, конденсата и воды, циркулирующие в схеме, что необходимо для выбора оборудования и, самое главное, для оценки показателей тепловой экономичности всей установки.

Общие принципы материального и теплового баланса

В основе любого теплового расчета лежат два фундаментальных принципа:

1. Закон сохранения массы (материальный баланс): В стационарном режиме работы установки масса рабочего тела, поступающего в любой элемент схемы, должна быть равна массе рабочего тела, выходящего из него. Это означает, что в любой точке системы нет ни накопления, ни исчезновения массы.
   Для любого элемента тепловой схемы уравнение материального баланса выражается как:
   Σ Gвх = Σ Gвых
   Где:
   • G_вх — массовый расход среды на входе в элемент (кг/с).
   • G_вых — массовый расход среды на выходе из элемента (кг/с).
2. Закон сохранения энергии (тепловой баланс): Аналогично массе, энергия, поступающая в любой элемент схемы, должна быть равна энергии, выходящей из него, с учетом работы, совершаемой или потребляемой, а также тепловых потерь в окружающую среду (которыми при принципиальных расчетах часто пренебрегают).
   Для любого элемента тепловой схемы уравнение теплового баланса выражается как:
   Σ (Gвх ⋅ iвх) + Qподв = Σ (Gвых ⋅ iвых) + N + Qотв
   Где:
   • i_вх, i_вых — энтальпия среды на входе и выходе (Дж/кг).
   • Q_подв — подводимая теплота (например, в котле).
   • N — совершенная или потребленная работа (например, в турбине или насосе).
   • Q_отв — отводимая теплота (например, в конденсаторе или потери).

Алгоритм составления и решения балансовых уравнений

Тепловой расчет принципиальной тепловой схемы включает составление и решение системы уравнений материального и теплового балансов для каждого основного элемента схемы. Последовательность действий обычно следующая:

1. Определение начальных параметров: Исходя из заданных условий (мощность турбины, начальные параметры пара, параметры в конденсаторе, число отборов и т.д.), определяются параметры свежего пара и пара в конденсаторе.
2. Построение h-S диаграммы: Как было описано ранее, строится h-S диаграмма для определения энтальпий пара в турбине, включая отборы.
3. Расчет конденсатора: Определяется количество теплоты, отводимой в конденсаторе, и расход охлаждающей воды.
4. Расчет системы регенерации (ПНД, ПВД, деаэратор): Этот этап является наиболее итеративным и требует особого внимания. Расчет обычно ведется от конденсатора к котлу (от низкого давления к высокому).
   • Для смешивающих подогревателей: Уравнения теплового баланса строятся на основе того, что сумма теплоты, подводимой к подогревателю с греющим паром и основным конденсатом, равна сумме теплоты, отводимой из подогревателя с подогретой водой.
     Gосн.конд.вх ⋅ iосн.конд.вх + Gотбора ⋅ iотбора = (Gосн.конд.вх + Gотбора) ⋅ iосн.конд.вых
   • Для поверхностных подогревателей: Теплота, отдаваемая греющими потоками (паром отбора и его дренажом), равна теплоте, получаемой подогреваемой водой (основным конденсатом).
     Gотбора ⋅ (iотбора - iдренаж.вых) = Gосн.конд.вх ⋅ (iосн.конд.вых - iосн.конд.вх)
     Здесь необходимо также учесть дренажи из вышестоящих подогревателей, если они сливаются в данный аппарат.
   • Деаэратор: Аналогично, составляется тепловой баланс, учитывающий приток воды из ПНД, дренажи из ПВД, а также греющий пар из отбора турбины.
5. Расчет питательных насосов: Определяется работа, потребляемая насосами, и изменение энтальпии воды.
6. Расчет турбины: Определяются расходы пара по отсекам и полная мощность турбины.

Расходы пара на подогреватели являются ключевыми неизвестными в этой системе уравнений. Они определяются именно из уравнений теплового и материального баланса для каждого подогревателя, последовательно решая систему уравнений.

Общий массовый баланс пара и конденсата составляется по окончании всех расчетов. Он служит важной проверкой правильности полученных результатов. Сумма всех потоков пара, поступающих в турбину, должна быть равна сумме всех потоков, выходящих из схемы (например, в конденсатор, на отборы, на различные собственные нужды), с учетом всех внутренних циркуляций. Небольшие расхождения могут быть допустимы, но значительные указывают на ошибки в расчетах.

Пример для первого ПНД (ПНД-1): расход пара G_ПН1 находится из уравнений теплового и материального баланса. Зная массовый расход основного конденсата G_к, энтальпию конденсата на входе в ПНД-1 (i_к.вх) и на выходе (i_к.вых), а также энтальпию греющего пара (i_ПН1) и его дренажа (i’_ПН1), можно составить уравнение теплового баланса:

GПН1 ⋅ (iПН1 - i'ПН1) = Gк ⋅ (iк.вых - iк.вх)

Отсюда легко выразить G_ПН1. Аналогичные уравнения составляются для каждого подогревателя, деаэратора и других элементов, образуя сложную систему, которая решается итерационно или методом последовательных приближений.

Определение расходов пара и проверка теплового расчета

Определение точных расходов пара на турбину и по ее отсекам является центральной задачей теплового расчета, поскольку от этих величин напрямую зависят выбор оборудования, его размеры, а также основные показатели экономичности всей паротурбинной установки.

Расчет расходов пара на турбину и по ее отсекам

Полный расход пара на турбину (D₀), поступающий из парогенератора, определяется исходя из требуемой электрической мощности установки и совокупности всех теплоперепадов, реализованных в турбине с учетом регенерации. Формула для определения расхода пара может выглядеть следующим образом:

D0 = Nэ / [ηм ⋅ ηг ⋅ (Σ (Gi/D0) ⋅ Hi ⋅ (1 - Kнед.i))]

Где:

• N_э — электрическая мощность турбоустановки.
• η_м — механический КПД турбины.
• η_г — КПД генератора.
• G_i/D₀ — относительный расход пара в i-м отсеке турбины.
• H_i — действительный теплоперепад в i-м отсеке турбины.
• K_нед.i — коэффициент недовыработки мощности паром i-го регенеративного отбора. Этот коэффициент учитывает снижение выработки мощности из-за отбора пара для нужд регенерации и может быть рассчитан по формуле, включающей энтальпии пара до и после отбора, а также энтальпию конденсата, возвращаемого в цикл.

Важно отметить, что даже незначительные изменения в работе отдельных элементов могут существенно повлиять на общую мощность. Например, для турбины К-300-240 при изменении давления в конденсаторе на ±1 кПа (~0,01 кгс/см²) средняя поправка к мощности составляет ±3340 кВт. Это подчеркивает необходимость точного контроля и оптимизации параметров работы конденсационной установки.

Для чисто конденсационной турбины или теплофикационной турбины, работающей в чисто конденсационном режиме, конденсационный пропуск пара равен расходу пара в конденсатор при отключенных всех отборах и системах охлаждения патрубков. Эта величина определяет минимальный расход пара, который может быть направлен в конденсатор. Для станции мощностью 20000 кВт при среднем удельном расходе пара 4,5 кг/(кВт·ч) потребность в охлаждающей воде составляет примерно 4-5 тыс. м³/ч, что демонстрирует масштаб систем водоснабжения конденсаторов.

Удельный расход пара и коэффициент холостого хода

Для оценки эффективности работы турбины часто используют удельный расход пара (d), который определяется как отношение общего расхода пара на турбину к вырабатываемой мощности:

d = D0 / Nэ

Еще одним важным показателем, особенно при анализе работы турбины на переменных нагрузках, является коэффициент холостого хода. Он характеризует минимальный расход пара, необходимый для поддержания вращения турбины без выработки полезной мощности. Для конденсационных турбин коэффициент холостого хода обычно составляет от 5% до 10% номинального расхода пара. Это означает, что даже при нулевой полезной мощности турбина потребляет значительное количество пара, что обусловлено необходимостью преодоления механических потерь, потерь на вентиляцию и поддержание вакуума.

Более точный метод определения расхода пара на турбину с развитой системой регенеративного подогрева питательной воды включает оценку абсолютного внутреннего КПД турбоустановки (η_ip) и определение приведенного используемого теплоперепада. Эти методы учитывают сложную взаимосвязь между отборами пара, регенерацией и выработкой мощности.

Методы проверки правильности теплового расчета

После выполнения всех расче��ов критически важно провести проверку для подтверждения их корректности. Существует несколько способов верификации:

1. Общий массовый баланс: Как упоминалось ранее, сумма всех массовых потоков, входящих в систему, должна быть равна сумме всех выходящих потоков. Это базовая проверка для всей тепловой схемы.
2. Проверка по уравнению мощности: Фактическая мощность, рассчитанная на основе действительных теплоперепадов в каждом отсеке турбины и расходов пара через эти отсеки, должна с высокой точностью соответствовать заданной мощности турбоустановки.
   Nэ.расч = ηм ⋅ ηг ⋅ Σ (Gi ⋅ Hi)
   Где N_э.расч — расчетная электрическая мощность, а суммирование производится по всем отсекам турбины.
3. Тепловой баланс в целом по установке: Сумма подведенного тепла (в котле) должна быть равна сумме отданного тепла (в конденсаторе, с отборами, с потерями) и выработанной электрической мощности.
4. Сравнение с типовыми данными: Результаты расчета можно сравнить с характеристиками аналогичных турбин или типовыми тепловыми схемами, чтобы убедиться в их реалистичности.

Допустимая погрешность расчета при проверке не должна превышать 0,5% от электрической мощности. Превышение этого значения указывает на наличие существенных ошибок, требующих перепроверки всех этапов расчета. Тщательная верификация гарантирует достоверность полученных результатов и их пригодность для дальнейшего анализа и проектирования.

Показатели экономичности и технико-экономические показатели работы ПТУ

Оценка эффективности работы паротурбинной установки выходит далеко за рамки простого подсчета выработанной электроэнергии. Она требует комплексного анализа ряда показателей тепловой экономичности и технико-экономических характеристик, которые позволяют всесторонне оценить, насколько эффективно установка преобразует энергию топлива в полезную работу и электричество. Эти показатели являются ключевыми при проектировании, эксплуатации и модернизации тепловых электростанций.

Основные показатели тепловой экономичности

Для конденсационной турбоустановки, включающей турбину с конденсатором и электрогенератор, наиболее важными показателями являются:

1. Номинальная мощность: Это наибольшая мощность, которую турбина может длительно развивать при заданных проектных параметрах пара (давлении, температуре) и давлении в конденсаторе, без превышения допустимых нагрузок на ее элементы.
2. Экономическая мощность: Это мощность, при которой турбина работает с наибольшей экономичностью, то есть с наименьшим удельным расходом топлива на единицу выработанной электроэнергии. Часто экономическая мощность несколько ниже номинальной, так как при максимальных нагрузках могут возрастать потери.
3. Номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды: Это температура питательной воды за последним подогревателем высокого давления (ПВД). Этот параметр критически важен, поскольку он определяет температуру воды, поступающей в котел. Оптимальный выбор этой температуры значительно влияет на термический КПД цикла.
   • Для турбоустановок ТЭЦ с начальными параметрами 12,8 МПа, 540°С оптимальная температура находится в пределах 230-250°С.
   • Для более мощных энергоблоков с начальными параметрами 23,5 МПа, 540°С оптимальная температура может достигать 265°С.
4. Абсолютный электрический КПД ПТУ (η_ЭПТУ): Этот показатель характеризует эффективность преобразования тепловой энергии, подведенной к рабочему телу, в электрическую энергию, выработанную на клеммах генератора. Он учитывает все тепловые и механические потери в турбине, генераторе и системе регенерации.
5. Абсолютный электрический КПД паросиловой установки (η_ЭПСУ): Это более широкий показатель, включающий не только ПТУ, но и парогенератор (котел). Он отражает эффективность преобразования теплоты сжигаемого топлива в электрическую энергию.
6. Внутренний относительный КПД турбины (η_i): Как уже упоминалось, этот КПД отражает совершенство проточной части турбины. Он определяется как отношение действительного (использованного) теплоперепада пара в турбине (H_i) к располагаемому (адиабатному) теплоперепаду (H₀):
   ηi = Hi / H0
   Высокий внутренний относительный КПД указывает на минимальные потери энергии в самой турбине.

Расчет этих показателей тепловой экономичности является заключительным этапом расчета принципиальной тепловой схемы. На основании детализированного массового и теплового баланса определяются величины основных потоков тепла, что позволяет количественно оценить общую эффективность станции.

Критерии оптимизации тепловых схем

Выбор оптимальной тепловой схемы и ее параметров — это многокритериальная задача, где необходимо найти баланс между различными целями. Традиционным и наиболее очевидным критерием оптимизации является относительная экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла (для ТЭЦ) или при чисто конденсационном режиме. Однако современные подходы расширяют этот список:

1. Минимизация капитальных затрат: При проектировании новой станции или модернизации существующей важно найти баланс между начальными инвестициями в оборудование и его последующей эксплуатационной экономичностью. Более сложная и эффективная схема может требовать больших капитальных вложений.
2. Максимальный рост электрического и эксергетического КПД: Эксергетический КПД является более строгим показателем, чем термический, так как учитывает качество (потенциал полезной работы) энергии. Оптимизация по эксергетическому КПД направлена на минимизацию потерь, связанных с необратимостью процессов.
3. Снижение эксплуатационных расходов: Этот критерий включает в себя затраты на топливо, персонал, ремонт, обслуживание, потребление воды и электроэнергии на собственные нужды. Более простая и надежная схема может иметь более низкие эксплуатационные расходы, даже если ее термический КПД немного ниже.
4. Экологические показатели: В условиях ужесточения экологических норм важным критерием становится снижение выбросов парниковых газов и других загрязняющих веществ, что напрямую связано с эффективностью использования топлива.
5. Гибкость и маневренность: Современные энергосистемы требуют от блоков способности быстро изменять нагрузку, что также может быть критерием оптимизации тепловой схемы.

Оптимизация по этим критериям требует глубокого анализа и часто использования сложного математического моделирования для нахождения наилучшего решения. В следующем разделе мы подробнее рассмотрим численное моделирование как инструмент оптимизации, позволяющее учитывать эти критерии.

Современные особенности и оптимизация тепловых схем мощных энергоблоков

Развитие теплоэнергетики не стоит на месте, и современные мощные энергоблоки постоянно совершенствуются для достижения максимальной эффективности и экономичности. Проектирование и эксплуатация таких установок требуют учета новейших подходов и технологий.

Актуальные направления совершенствования тепловых схем

Повышение эффективности паротурбинных ТЭС — это непрерывный процесс, в котором выделяются несколько ключевых направлений:

1. Повышение начальных параметров пара: Это один из самых действенных способов увеличения термического КПД цикла. Чем выше давление и температура свежего пара, тем больше располагаемый теплоперепад в турбине. В современных мощных ПТУ применяются сверхкритические параметры пара: давление p₁ = (23,5 ÷ 24) МПа и температура t₁ = (535 ÷ 565) °С. Эти параметры требуют использования специальных жаропрочных сталей и особых конструктивных решений для элементов котла и турбины.
2. Создание оборудования с более высокими показателями тепловой экономичности: Сюда относится разработка турбин с улучшенными проточными частями (повышенный внутренний КПД), более эффективных конденсаторов, регенеративных подогревателей и вспомогательного оборудования.
3. Оптимизация режимов работы действующих ТЭС: Даже для существующих установок существуют резервы повышения эффективности за счет тонкой настройки режимов работы, например, оптимизации вакуума в конденсаторе в зависимости от температуры охлаждающей воды, регулирования давления в деаэраторе и распределения нагрузок между агрегатами.

Численное моделирование как инструмент оптимизации

В последние десятилетия численное моделирование стало незаменимым инструментом для анализа и оптимизации тепловых схем. Оно позволяет детально изучить поведение системы в различных режимах, оценить влияние отдельных параметров и найти оптимальные конфигурации без дорогостоящих натурных экспериментов.

• Потенциал повышения КПД: Численное моделирование позволяет оценить потенциал повышения эффективности ТЭС, в частности, за счет оптимизации конфигурации регенеративной системы. Согласно исследованиям, такая оптимизация может привести к увеличению КПД на 0,5-1,5%.
• Использование программных комплексов: Для математического моделирования и оптимизации тепловых схем ПТУ используются специализированные программные комплексы. Например, широко применяются платформы на базе Matlab/Simulink, которые позволяют создавать гибкие модели, учитывающие детальные термодинамические свойства воды и пара, а также динамические режимы работы. Также разрабатываются собственные программные продукты, адаптированные под конкретные задачи и особенности оборудования.

Оптимизация при проектировании и перспективные схемы

При проектировании тепловых схем мощных энергоблоков принимаются критически важные решения, влияющие на всю последующую эксплуатацию:

1. Выбор разделительного давления (давления пара в тракте промежуточного перегрева): Промежуточный перегрев является эффективным способом повышения КПД. Оптимальное давление промежуточного перегрева пара на конденсационных электростанциях обычно составляет 2,5-4,0 МПа. Это давление определяется компромиссом между термической эффективностью и конструктивной сложностью.
2. Способ деаэрации питательной воды и давление в деаэраторе: Как уже обсуждалось, выбор типа деаэратора (постоянного или скользящего давления) и его рабочего давления оказывает значительное влияние на общую схему и экономичность.
3. Число регенеративных подогревателей: Увеличение числа ступеней регенеративного подогрева повышает термический КПД, но также усложняет схему и увеличивает капитальные затраты. На тепловых электростанциях число ступеней обычно ограничивают 6-9, находя оптимальный баланс.

Перспективные схемы: Одним из наиболее интересных и инновационных направлений является разработка и оптимизация бездеаэраторных тепловых схем паротурбинных установок с теплообменными аппаратами смешивающего типа. Эти схемы предлагают ряд преимуществ:

• Упрощение тепловой схемы: Исключение традиционного деаэратора убирает один из крупных и сложных элементов.
• Снижение капитальных затрат: Меньше оборудования, меньше трубопроводов, меньше фундаментов.
• Потенциальное повышение тепловой экономичности: Устранение потерь, связанных с деаэратором, а также термодинамические преимущества смешивающих подогревателей могут привести к общему росту КПД. Однако такие схемы требуют новых подходов к водоподготовке и защите от коррозии.

При оптимизации двухконтурных конденсационных ПТУ утилизационного типа (например, в составе парогазовых установок), максимальный КПД цикла по выработке электроэнергии достигается при оптимальном давлении пара контура высокого давления, которое обычно находится в диапазоне 8-12 МПа. Это демонстрирует, что оптимизация тепловых схем — это не статичная задача, а динамичный процесс, постоянно адаптирующийся к новым технологиям и требованиям.

Заключение

Путешествие по миру тепловой схемы конденсационной паротурбинной установки раскрыло перед нами сложность и взаимосвязанность ее элементов. От фундаментальных принципов цикла Ренкина и критической роли конденсатора в создании глубокого вакуума до тонкостей расчета регенеративных подогревателей и современных методов оптимизации — каждый аспект играет свою роль в достижении высокой эффективности. Мы увидели, как повышение давления в конденсаторе всего на 1% может привести к увеличению удельного расхода тепла на 0,9-1,5%, и как применение регенерации увеличивает КПД установки на 10-12%, подтверждая значимость детального анализа и точного расчета.

Наше руководство предоставило исчерпывающую методологию для выполнения тепловых расчетов, начиная с построения h-S диаграммы и заканчивая верификацией результатов. Мы акцентировали внимание не только на «как сделать», но и на «почему это важно», раскрывая термодинамическую подоплеку каждого процесса и влияние каждого элемента на общую экономичность. Понимание работы паровых эжекторов и жидкостно-кольцевых насосов, выбор между поверхностными и смешивающими подогревателями, а также учет оптимальных температур подогрева питательной воды — все эти детали формируют общую картину эффективной тепловой схемы.

Для будущих инженеров-теплоэнергетиков эти знания станут прочным фундаментом. Способность грамотно составлять и решать уравнения материального и теплового баланса, определять расходы пара, оценивать показатели экономичности и, главное, применять современные подходы к оптимизации с помощью численного моделирования — это ключевые компетенции, которые позволят им не только выполнять академические задачи, но и вносить вклад в развитие энергетической отрасли.

Перспективы развития теплоэнергетики тесно связаны с дальнейшей оптимизацией ПТУ, внедрением бездеаэраторных схем, повышением начальных параметров пара и развитием технологий цифрового моделирования. Глубокое понимание этих процессов, подкрепленное практическими навыками расчета, обеспечит успешное решение задач, стоящих перед энергетикой будущего. Полученные знания не просто помогут сдать курсовую работу, но станут ключом к созданию более эффективных, экономичных и экологичных энергетических систем.

Список использованной литературы

1. Похорилер В.Л. Расчет тепловой схемы конденсационной паротурбинной установки для тепловой Электростанции: методические указания к курсовому проекту и дипломному проектированию. Свердловск: УПИ, 1991. 47 с.
2. Александрова А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник рек. Гос. Службой стандартных справочных данных. ГСССД. Москва: Издательство МЭИ, 1999. 168 с.
3. Расчет показателей работы электростанций: Методические указания к курсовой работе (проекту) по дисциплине «Тепловые и атомные электрические станции». URL: https://www.tpu.ru/f/147178 (дата обращения: 21.10.2025).
4. ТЭП паровых турбин: важнейшие показатели работы паровых турбин. URL: https://mcsys.energy/blog/tehp-parovyh-turbin/ (дата обращения: 21.10.2025).
5. Оптимизация бездеаэраторной тепловой схемы паротурбинной установки с теплообменными аппаратами смешивающего типа. URL: https://www.elibrary.ru/item.asp?id=30182782 (дата обращения: 21.10.2025).
6. Ранкина цикл. URL: https://old.bigenc.ru/technology/text/3493414 (дата обращения: 21.10.2025).
7. Расчёт экономических показателей паротурбинной установки. URL: https://www.studmed.ru/view/raschet-ekonomicheskih-pokazateley-paroturbinnoy-ustanovki_966f362145e.html (дата обращения: 21.10.2025).
8. Построение процесса расширения пара в турбине // Турбины тепловых и атомных электростанций: методическое пособие. URL: https://kstu.ru/files/docs/turbiny_teplovyh_i_atomnyh_elektrostanciy_metodicheskoe_posobie.doc (дата обращения: 21.10.2025).
9. Расчет проточной части паровой турбины. Казанский государственный энергетический университет. URL: https://kgeu.ru/upload/iblock/c38/c38b29f04ee6e9915e7681335c0529d3.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
10. Паротурбинные установки тепловых и атомных электростанций. Часть 1. Тепловые схемы. Конструкция. URL: https://elib.sutd.ru/dl/resourses/2020/20200508-Паротурбинные%20установки%20ТЭС%20и%20АЭС.%20Часть%201.%20Тепловые%20схемы.%20Конструкция..pdf (дата обращения: 21.10.2025).
11. Определение расхода пара при переменной нагрузке для турбин без отборов и с отборами. URL: https://guu.ru/files/ref/2019/exams/ЭС.doc (дата обращения: 21.10.2025).
12. Конденсационные установки паровых турбин: схемы, конструкции, эксплуатация оборудования. URL: https://isu.ivanovo.ac.ru/upload/medialibrary/d01/k_ustanovki_PT.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
13. МУ 34-70-122-85 Методические указания по эксплуатации конденсационных установок паровых турбин электростанций. URL: https://ohrana-truda.ru/upload/iblock/93d/mu_34_70_122_85.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
14. Определение расхода пара через ЦНД турбины Т-250/300-240 при работе на тепло. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/opredelenie-rashoda-para-cherez-tsnd-turbiny-t-250-300-240-pri-rabote-na-teplofikatsionnom-rezhime/viewer (дата обращения: 21.10.2025).
15. Создание программного продукта для построения HS диаграммы и исследования процесса расширения пара в турбине. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sozdanie-programmnogo-produkta-dlya-postroeniya-hs-diagrammy-i-issledovaniya-protsessa-rasshireniya-para-v-turbine/viewer (дата обращения: 21.10.2025).
16. Расчет тепловой схемы ПТУ. URL: https://elib.sutd.ru/dl/resourses/2021/20210317-Паротурбинные%20установки%20ТЭС%20и%20АЭС.%20Практикум%20по%20расчету%20тепловых%20схем%20ПТУ.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
17. Расчет теплообменных аппаратов: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. URL: https://www.elib.latg.lv/lib/d/data/files/1045_2729.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
18. Обзор тепловых схем турбоустановок. МЭИ. URL: https://mpei.ru/Science/Publishing/Documents/turbomachines/Turbine_thermal_schemes.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
19. Расчет пластинчатых теплообменников. URL: https://elar.urfu.ru/bitstream/10995/1046/1/urgu0271s.pdf (дата обращения: 21.10.2025).
20. Показатели тепловой экономичности конденсационной турбоустановки. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/pokazateli-teplovoy-ekonomichnosti-kondensatsionnoy-turboustanovki/viewer (дата обращения: 21.10.2025).
21. Выбор принципиальной тепловой схемы и оптимизация номинальных параметров паросиловой части бинарных ПГУ. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vybor-printsipialnoy-teplovoy-shemy-i-optimizatsiya-nominalnyh-parametrov-parosilovoy-chasti-binarnyh-pgu/viewer (дата обращения: 21.10.2025).
22. Совершенствование тепловых схем и режимов работы паротурбинных ТЭС на основе численного моделирования. URL: https://www.dissercat.com/content/sovershenstvovanie-teplovykh-skhem-i-rezhimov-raboty-paroturbinnykh-tes-na-osnove-chislennogo-mode (дата обращения: 21.10.2025).
23. Исследование и оптимизация теплонасосных установок в структуре схем ПГУ-ТЭЦ. URL: https://www.dissercat.com/content/issledovanie-i-optimizatsiya-teplonasosnykh-ustanovok-v-strukture-skhem-pgu-tets (дата обращения: 21.10.2025).
24. Паровые и газовые турбины. МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет». URL: https://portal.tpu.ru/SHARED/s/SHTEIN/turbomachines/Tab/4.pdf (дата обращения: 21.10.2025).