1.1.7. Показатели общей экономичности.

Основными показателями экономичности электростанции являются удельные капитальные затраты по сооружению электростанции, себестоимость электрической и тепловой энергии и удельные приведенные затраты. Если К_ст – полная стоимость электростанции, а N_э – электрическая мощность брутто, то так называемая установленная мощность, то удельные капиталовложения, выраженные в руб/кВт, будет определяться следующим соотношением:

k_ст = К_ст/N_э.

Эту величину принято называть стоимостью 1 кВт установленной мощности. Стоимость 1 кВт установленной мощности существенно зависит от типа электростанции, параметров пара и теплоносителя, единичной мощности парового котла, парогенератора, турбогенератора, и всех других рабочих механизмов станции, а также от общей мощности электростанции. Для электростанций одного и того же типа и параметров увеличение единичной мощности основных агрегатов и мощности электростанции в целом приводит к уменьшению стоимости 1 кВт установленной мощности.

Себестоимость электроэнергии в (грн/кВт·час), отпускаемая с шин электростанции определяется выражением:

С_э = U_год/Э^н_год

В технико-экономических расчётах годовые издержки разделяют на:

- издержки на топливо;

- издержки, связанные с амортизационными отчислениями для полного возмещения основных капиталовложений, на текущий и капитальный ремонт и модернизацию оборудования;

- издержки на эксплуатационные расходы (заработная плата обслуживающего персонала электростанции, социальное страхование);

- издержки на вспомогательные материалы;

- издержки на услуги вспомогательных производств;

- прочие общественные расходы.

1.1.8. Влияние начальных параметров пара на тепловую экономичность станции.

Под начальными параметрами понимают температуру и давление. Влияние начальной температуры пара можно определить по следующим формулам:

где Δq_к – потери в конденсаторе;

to	300	400	500	600
ηt	39.5	41	42.5	44.2

Итак, с ростом температуры КПД станции увеличивается. Но t_o=545ºС – это предельная начальная температура, которая обусловлена жаростойкостью материалов. Чтобы увеличить КПД станции нужно переходить на другие стали. А для приемлемого срока эксплуатации турбины, влажность пара должна быть w=10-12% в последних ступенях турбины, чтобы свести влияние эрозии лопаток турбины к минимуму.

Влияние начального давления пара можно определить по следующим формулам:

где q₁ – затраты для получения пара.

Имеющийся теплоперепад с ростом давления сначала увеличивается, а затем уменьшается.

Таким образом, термический КПД с ростом начального давления увеличивается до тех пор, пока относительное уменьшение имеющегося теплоперепада не превышает относительное уменьшение затрат теплоты на получение 1 кг пара.

Также вводится понятие сопряженных параметров пара, которые обеспечивают оптимальное значение влажности и максимальные значения η_0i, η_t. Эти параметры можно найти в справочниках. Максимальный КПД при Р₀=13 МПа, t₀=545ºС. Для унификации оборудования вводится понятие стандартных параметров пара (в числителе - параметры на выходе из котла, в знаменателе – на входе в турбину):

Давление Температура

4,0/3,5; 440/435;

10/9; 540/535;

14/13; 545/540;

Рассмотрим влияние конечного давления пара на экономичность ТЭС. Но сначала дадим определение: конечное давление пара – это давление на выходе из турбины, которое равно давлению в конденсаторе. А давление в конденсаторе, обычно обозначаемое через Р_к, – это давление насыщения. А величину влияния конечного давления пара на экономичность ТЭС можно определить по следующим формулам:

Т₂=Т_к ;

Уменьшение температуры в конденсаторе приводит к увеличению η_t^к.

С уменьшением давления в конденсаторе η_t цикла Ренкина увеличивается.

Рк, кПа	100	50	10	3	1
η, %	30	36	40	44	46

Уравнение теплового баланса конденсатора:

где: G_цв – расход циркуляционной воды, температуры воды в конденсаторе, на выходе и на входе соответственно;

_{Введём величину} - кратность циркуляции. Тогда

Р_к ~3-4 кПа, на ТЭЦ Р_к =10 кПа. Тогда величина недогрева δt=3-6ºC.

Рассмотрим теперь влияние промежуточного перегрева пара на эффективность ТЭС. Промежуточный перегрев пара на ТЭС используется, потому что он приводит к уменьшению влажности пара в последних ступенях турбины и, следовательно, к увеличению относительного внутреннего КПД. Промежуточный перегрев пара приводит также к увеличению термического КПД.

где: Т_ср – средняя температура подвода теплоты.

С уменьшением давления перегретого пара затраты уменьшаются (Δq_ПП увеличивается).

Затраты теплоты пара на перегрев пара в промежуточный пароперегревателе с уменьшением давления пара увеличиваются, а располагаемый теплоперепад с уменьшением давления пара в промежуточном пароперегревателе от начального к конечному сначала увеличивается, затем, начиная с какого-то давления, падает. Промежуточный перегрев обеспечивает максимальный термический КПД. Увеличение имеющегося теплоперепада даёт больше затрат теплоты на промежуточный перегрев пара.

При этом удельный расход пара ;

(3-4 кг/кВт);

Отсюда - d^ПП<d.

Рассмотрим теперь влияние регенеративного подогрева питательной воды на эффективность станции. Схема включения регенеративного нагревателя питательной воды показана на рисунке 1.3. Расчёты показывают, что такая схема увеличивает термический КПД на 13-20%.

Рис. 1.3. Схема включения регенеративного подогрева питательной воды

у – коэффициент недовыработки эл. энергии регенеративным потоком пара.

где: i =1 - n, n – число отборов.

А_р – энергетический коэффициент регенеративного отбора (отношение работы регенеративного потока пара к работе потока пара, идущего через конденсатор).

А_П,Т – коэффициент производственных теплофикационных отборов.

При давлении Р₀ до 10 МПа число отборов n=4-5, Р₀ до 24 МПа n=8-10,

А_р↑, α↑, i_р↓.

- условие, определяющее давления в отборах.

- теплопадение между соседними регенеративными отборами,

- недогрев питательной воды в каждом регенеративном подогревателе.

Конечная температура регенеративного подогрева питательной воды, соответствующая максимальному КПД и наименьшему расходу топлива называется теоретически наивыгоднейшей температурой регенеративного подогрева. Определение этой температуры - очень сложный процесс.

На ТЭС обычно используются смешивающие и поверхностные типы регенеративных подогревателей. В смешивающих подогревателях подогрев происходит за счет конденсации пара. Их достоинство состоит в том, что в них величина недогрева минимальна. А их недостаток состоит в том, что их применение ограничено, т.к. давление смешиваемых веществ должно быть одинаковым. В поверхностных подогревателях подогрев происходит за счет развитой поверхности. Они нашли широкое применение из-за того, что величина недогрева δt для ПВД >3ºС, для ПНД ~3ºС. Для увеличения экономичности за счет недогрева теплообменные аппараты выполняют с охлаждением пара и охлаждением дренажа, но за счет этого увеличивается стоимость аппарата.

Тепло дренажа используется для подогрева конденсата, поступающего в аппарат. В части регенеративного подогрева питательной воды, находящейся под действием питательных насосов используются подогреватели с коллекторной системой. Отличается надежной работой и малой чувствительностью к колебаниям нагрузки. Реализуется при условии , когда обеспечивается невскипание воды в трубках (т.е. не возникают кавитация и гидроудары).