Эксергетический анализ теплового цикла Магаданской ТЭЦ

Вопросы рационального использования топливно-энергетических ресурсов всегда являются актуальными. В условиях ежегодного роста цен на топливо и, как следствие, на тепловую и электрическую энергии целесообразно применять методы, снижающие удельные расходы топлива на их производство. Одним из таких методов является рациональное использование тепла отработавшего пара турбины.

Исходя из теории термодинамических систем следует, что наиболее эффективным с точки зрения использования любого вида топлива для производства тепловой и электрической энергий является режим комбинированной выработки. На большинстве паротурбинных ТЭЦ, работающих по циклу Ренкина, тепло отработавшего пара утилизируется в конденсаторе, отдавая его воде циркуляционного контура. Однако в таком режиме работы остаточное тепло пара неизбежно сбрасывается в окружающую среду, что снижает эффективность использования топлива на станции. Использование теплоты сбрасываемого пара на подогрев сетевой воды за счет изменения вакуума в конденсаторе позволит увеличить количество отпускаемого тепла со станции, сэкономить топливо и снизить стоимость единицы тепловой энергии [1, 2].

Вопрос технической реализации работы паровых турбин в режиме ухудшенного вакуума рассмотрен многими авторами [3–6]. Отмечено, что перевод турбины в режим ухудшенного вакуума возможно осуществить силами ремонтных организаций без привлечения турбинных заводов. Серьезным недостатком при работе турбины в режиме ухудшенного вакуума является повышение температуры пара в выходном патрубке и на заднем подшипнике турбины (особенно если корпус этого подшипника является составной частью выходного патрубка), что может привести к недопустимой вибрации турбины. При переводе на режим работы с ухудшенным вакуумом реконструируется проточная часть турбины, в частности, удаляются последние ступени из части низкого давления, организуется система защиты от перегрева элементов последней ступени, остающейся в работе, изменяется тепловая схема и уплотнительная система, организуется подвод сетевой воды к конденсатору.

Ухудшенный вакуум в конденсаторе турбины может поддерживаться в отопительный сезон за счет подвода в конденсатор сетевой воды. Стоит отметить, что при всей простоте этой схемы существенным ее недостатком является высокая чувствительность к авариям в тепловых сетях. При резком уменьшении расхода сетевой (охлаждающей) воды происходит аварийный останов турбины, что может привести к лавинообразным отключениям в энергосистеме. Ухудшенный вакуум в конденсаторе турбины может поддерживаться и за счет подвода в конденсатор циркуляционной воды. Переключение с сетевого на циркуляционный контур и обратно производится без останова турбоустановки. Этот вариант является более надежным, однако существует риск попадания циркуляционной воды в сетевую.

Для оценки целесообразности перевода турбин в режим работы с ухудшенным вакуумом рассмотрим работу турбоустановок Магаданской ТЭЦ, на которых реализована схема использования тепла отработавшего пара турбины.

Магаданская ТЭЦ является единственным источником теплоснабжения города Магадана с установленной электрической мощностью 96 МВт (из которых 21 МВт вырабатывает дизельная электростанция) и присоединенной тепловой нагрузкой 475 Гкал/час. Основным оборудованием станции являются три турбоагрегата марки ПТ-25/30–8,8/1,0 ст. № 6, ПТ-25–90/10М ст. № 7, ПТ-25/30–8,8/1,0 ст. № 8 (табл. 1, рис. 1) и вырабатывающие для них пар котлоагрегаты БКЗ-160–100 ст. № 5 и БКЗ-220–100 ст. № 6, 7. В качестве основного топлива используется уголь Талдинского месторождения.

Номинальную паспортную нагрузку 25 МВт турбина с регулируемыми отборами выдает на двух режимах работы – при расходе острого пара 159 и 103 т/ч (табл. 2.). Согласно паспорту – 894 –

Таблица 1. Параметры и технические характеристики турбины при номинальной паспортной нагрузке

Table 1. Parameters and technical specifications of the turbine at rated load

Параметр, размерность	Значение
Номинальная мощность, кВт	25000
Номинальное число оборотов, об./мин	3000
Номинальное давление пара перед стопорными клапанами, МПа	8,82
Номинальное давление пара перед стопорными клапанами, °C	535
Номинальное давление пара производственного отбора, МПа	0,882
Номинальное давление пара теплофикационного отбора, МПа	0,02
Расчетная температура охлаждающей воды, °C	20
Номинальная температура регенеративного подогрева питательной воды, °C	215

Рис. 1. Тепловая схема турбоагрегата

Fig. 1. Thermal diagram of the turbine турбины, максимальную нагрузку 30 МВт она кратковременно может выдавать при подаче максимально допустимого расхода пара в количестве 182 т/ч. При работе в режиме ухудшенного вакуума при таких же расходах острого пара на турбину, согласно диаграмме режимов, каждая турбина Магаданской ТЭЦ выдает номинальную мощность 25 МВт (табл. 3). При таком режиме работы изменяются расходы пара на теплофикационный отбор и производственный отбор на пиковые подогреватели в связи с изменением тепловой схемы турбины.

На Магаданской ТЭЦ, в рамках перевода паровых турбин в режим работы с ухудшенным вакуумом, организовано полное использование тепла отработавшего пара. В качестве охлаждающей воды для конденсатора турбины ст. № 7 используется обратная сетевая вода, поступающая из тепловой магистрали г. Магадана. Расчетный температурный график 130/70 °С, расход сетевой воды 1500 т/ч. Для подпитки тепловой сети 800 тонн холодной воды в час с температу- – 895 –

Таблица 2. Режимы работы турбины на номинальной паспортной нагрузке

Table 2. Operating modes of the turbine at nominal steam parameters and with normal vacuum

Наименование параметра, размерность	Режим
	номинальный	паспортный	максимальный
Электрическая мощность, кВт	25000	25000	30000
Расход острого пара на турбину, т/ч	159	103	182
Расход пара в производственный отбор на пиковые подогреватели, т/ч	70	0	70
Расход пара в теплофикационный отбор, т/ч	50	0	59

Таблица 3. Характеристики работы турбин при ухудшенном вакууме

Table 3. Turbine operating modes parameters in the reduced vacuum mode

Параметр, размерность Характеристики ПТ-25–90/10М ст. № 7 ПТ-25/30–8,8/1,0 ст. № 6, ПТ-25/30–8,8/1,0 ст. № 8 Электрическая мощность, кВт 25000 25000 Расход острого пара на турбину, т/ч 159 182 Расход пара в производственный отбор на пиковые подогреватели, т/ч 70 78 Расход пара в теплофикационный отбор, т/ч 15 50 рой 5 °С последовательно направляется на подогрев в конденсаторы турбин № 6, 8. Конденсаторы турбин являются первой ступенью нагрева как сетевой, так и подпиточной воды.

Для оценки эффективности перевода турбин Магаданской ТЭЦ в режим работы с ухудшенным вакуумом произведен эксергетический анализ цикла с полным использованием тепла отработавшего пара.

Методология

С целью определения потерь теплоты на тепловой электрической станции (ТЭС) составляют тепловой баланс, используя метод тепловых потоков. Коэффициент полезного действия (%) цикла станции в этом случае определяется по формуле:

П, ^кЛП^По^ЧЛПЛП,’ (1)

где ηку – КПД котельной установки, %; ηтр – КПД, учитывающий потери теплоты в трубопроводах, %; η0i – внутренний относительный КПД турбины, в%; ηм – механический КПД турбины, %; ηг – КПД генератора, %; ηt – термический КПД цикла Ренкина, %.

Приведенные выше КПД, отражая тепловой баланс, не показывают распределение потерь эксергии. Например, суммарные эксергетические потери в котле значительно больше потерь в конденсаторе, а тепловые потери в конденсаторе значительно больше балансовых тепловых потерь в котле.

Особенность метода тепловых потоков состоит в том, что при расчете не учитываются качество теплоты и некоторые потери, например от неизоэнтропийности расширения пара в турбине. Это происходит вследствие того, что метод тепловых потоков в полной мере учитывает положение первого начала термодинамики и частично основные принципы второго начала [7–11].

Методы, в которых задействованы основные положения классической термодинамики, основаны на том, что эффективность любого реального процесса оценивается по степени его отклонения от обратимости процесса. К их числу относятся метод потоков эксергии и метод вычитания эксергетических потерь (энтропийный метод). Первый из них разработали Ж. Гюи и А. Стодола [3], в который ввели понятие эксергии Wп потока рабочего тела:

Wn=Gx[(i1-i2)-T2x(s1-s2)], (2)

где G – масса рабочего тела в кг; i 1 – начальная энтальпия рабочего тела в кДж/кг; i 2 – конечная энтальпия рабочего тела в кДж/кг; Т₂ – конечная температура рабочего тела в К; s₁ – начальная энтропия рабочего тела в кДж/кг; s 2 – конечная энтропия рабочего тела в кДж/кг.

Р. Клаузиус [9] является основоположником второго метода, при использовании которого исключается необходимость отслеживания всех потоков эксергии, так как метод основывается на том, что из первичной эксергии теплоты, поступившей в установку, вычитаются эксергети-ческие потери П, определяемые по формуле:

где T₀ – температура окружающей среды, ^o К; Q^BbK расход в единицу времени i-го потока на выходе из узла, кг/с; – энтропия i-го потока на выходе из узла, кДж/кг; – расход в единицу времени i-го потока на входе в узел, кг/с; S’ – энтропия i-го потока на входе в узел, кДж/кг; Q 0 – теплота, передающаяся окружающей среде, кДж/кг. В общем случае n ≠m.

Эксергетический баланс в методе вычитания эксергетических потерь высчитывается по балансовому уравнению:

^вък ^BX ^j,                                                          (4)

i=0

где Wвых – эксергия теплоты на выходе из установки, кДж; Wвх – эксергия теплоты на входе в установку, кДж; E^ – суммарные эксергетические потери во всех узлах установки, кДж.

i=0

Эксергия теплоты на входе в установку определяется по формулe:

W^x(l-|j,                                   (5)

где q – количество теплоты на входе в установку, переданное от источника, кДж; T 1 – температура источника, от которого получена теплота q, K; T₀ – температура окружающей среды, K.

В основе энтропийного метода лежит эксергия теплоты и сумма эксергетических потерь. Очевидно, что в эксергетическом балансе по энтропийному методу учитываются лишь поте-– 897 – ри, связанные с необратимостью процессов, протекающих в установке. Для количественной оценки каждого необратимого процесса по отношению к эксергии входа вводится абсолютный коэффициент эксергетической потери Ωi i-го узла:

,

Ввиду аддитивности энтропии полный коэффициент эксергетических потерь рассчитывается по следующей формуле:

Эксергетический анализ

Для оценки эффективности работы Магаданской ТЭЦ применим энтропийный метод расчета, учитывающий потери эксергии в цикле. Потери эксергии в технических системах могут быть разделены на две группы с точки зрения их распределения:

• 1.    Внутренние потери, связанные с необратимостью процессов, протекающих внутри системы. Например, при химической реакции горения топлива в топке котла, дросселировании пара в паропроводах, при тепломассообмене и др.

• 2.    Внешние потери, связанные с условиями сопряжения системы с окружающей средой и находящимися в ней источниками и приемниками энергии. К внешним потерям относятся те, которые связаны, например, с разницей температур нагреваемого или охлаждаемого объекта и температуры рабочего тела (с дымовыми газами), с несовершенством тепловой изоляции и др.

Произведен сравнительный анализ эксергетических балансов цикла Магаданской ТЭЦ, в режиме работы с ухудшенным вакуумом и нормативным паспортным значением вакуума. Расчеты проводились применительно к 1 кг топлива с низшей теплотой сгорания Qh = 22892 кДж/кг. Температура окружающей среды T0 принята 303 K, т.е. равна температуре холодного воздуха на входе в котлоагрегаты. Также в расчетах учтено, что ^Wbx=Qh .

Эксергетические потери в котельной установке, в коллекторе и трубопроводах острого пара будут одинаковыми при двух рассматриваемых режимах работы турбины.

Основные эксергетические потери в котельной установке возникают при химической реакции горения П1 к.у. и в процессе теплопередачи тепловой энергии от газов рабочему телу (воде) П2 к.у.. Рассчитаем составляющие потерь эксергии в котельной установке:

= 22892x(1-0,904) = 2198 кДж/кг,

^2 к.у.

= То х И х (Snn - SnB) = 303 х 8,096 х (б,739 - 2,456) = 10507 кДж / кг, (9)

где ηк.у. – средний КПД котельной установки, %; И – испарительная способность 1 кг топлива, кг/кг; Sп.п. – энтропия перегретого пара, кДж/кг; Sп.в. – энтропия питательной воды, кДж/кг.

Испарительная способность 1 кг топлива И определяется по формуле:

РнХПку 22892x0,904         ,

И = 2     =--------£---= g 098 кг / кг, кп.-Д.в. 3479-923,4

где iп.п. – энтальпия пара, кДж/кг; iп.в. – энтальпия питательной воды, кДж/кг. Суммарные эксергетические потери в котельной установке составят:

Пку =п1ку +П2ку =2198 + 10507 = 12705 кДж/кг.(11)

Коэффициент эксергетической потери в котельной установке составит:

П12705

-^Х1ОО =----Х100 = 55,5 %.

Ор22892

Эксергетические потери в коллекторе и трубопроводах острого пара, соединяющих котлы с турбоагрегатами, составят:

П1Р = и х [Т0х (So - So) + io - 1о ] = 8,098 X [303х (6,782 - 6,739) + 3479 - 3477] =

= 121,7 кДж/кг                                                         , (13)

где Sq – энтропия пара на входе в турбину, кДж/кг; S ₀ – энтропия пара на выходе из котлов, кДж/кг; i₀ – энтальпия пара на выходе из котлов, кДж/кг; io – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг.

Рассчитаем коэффициент эксергетической потери в коллекторе и трубопроводах острого пара:

П        121 7

Q =^хЮ0 =--—хЮО = 0,532 %.

’ Qp       22892

Ниже представлен пример расчетов эксергетических потерь в режиме работы турбины при номинальном паспортном значении вакуума. В табл. 4 для сравнения приведены результаты расчетов работы турбины на нагрузке 25 МВт при двух режимах работы – в режиме работы с ухудшенным вакуумом и нормативным паспортным значением вакуума.

Определим эксергетические потери в паровой турбине:

П,=ТохИх a^xS^+Xa.x^-S, = 303x8,098х[0,501 + 6,66-_                     i=l                 _

-6,782] = 930 кДж/кг                                            ,    (15)

где α конд – доля пара на входе в конденсатор; S отр – энтропия пара на входе в конденсатор, кДж/

п кг; Ea/Sx – произведение доли пара и его энтропии в i-ом отборе, кДж/кг. i=l

Коэффициент эксергетических потерь в паровой турбине:

П 930

Q - тхЮ0- хЮ0-4,063 %(16)

QP22892

Эксергетические потери в конденсаторе вычисляются по формуле:

П =Иха xFtx(s -S ) + i -i ] = 8,098x0,0626 х конд            конд 0 у конд отр / отр конд I ’’

X [303 X (0,437-8,004) + 2439 -125,8] = 10,34кДж/кг         ,(17)

где S конд – энтропия конденсата в конденсаторе, кДж/кг; i отр – энтальпия отработавшего пара на входе в конденсатор, кДж/кг; i конд – энтальпия конденсата в конденсаторе, кДж/кг.

Коэффициент эксергетических потерь в конденсаторе рассчитывается по формуле:

Q =!J=x100 = -^x100 = 0,045 %.

конд Q| 22892

В связи с полным использованием тепла отработавшего пара на подогрев сетевой воды в режиме ухудшенного вакуума эксергетические потери в конденсаторе Пконд и коэффициент эксергетических потерь Ωконд будут равны нулю.

Эксергетические потери в регенеративной системе (подогревателях) из-за неизоэнтропий-ности процесса сжатия найдем по следующей формуле:

X [2,456 x o, 936 - 0,027 -1,676] = 1462 кДж / кг

где – расход питательной воды после ПВД, кг/с; D 0 – расход пара на турбину, кг/с. Значение коэффициента эксергетических потерь в регенеративной системе:

q =!кх100 = -^-хЮ0 = 6,387 %

p Q| 22892

В эксергетическом анализе учтены потери механической энергии Пмех и потери в генераторе Пг, значения которых приняты на основании паспортных значений КПД генератора и механического КПД турбины. Коэффициент эксергетической потери от механических потерь и потерь в генераторе равен:

мех и г

ГТ            578 7

^^Х100 =--—Xюо = 2,528 %.

Q|        22892

Для сравнения эффективности работы цикла Магаданской ТЭЦ с эксергетической точки зрения на основании результатов расчета (табл. 4), на рис. 2 и 3 представлены диаграммы распределения баланса эксергий с учетом работы турбины при номинальном паспортном режиме и в режиме ухудшенного вакуума. Потери эксергии в цикле от входа питательной воды в котел до входа пара в турбину на сравниваемых режимах равны и составили 55,52 %. Значительную долю в потерях, а это 45,9 из 55,52 %, составляют потери в котле из-за необратимости процессов теплообмена между горячими газами и водой, которые зависят от разности температур между греющим и нагреваемым теплоносителями. Вторую часть потерь эксергии в размере 9,618 % составляют потери в котле, перешедшие к окружающей среде.

В сравниваемых режимах потери эксергии в коллекторе и трубопроводах острого пара (рис. 2, 3) рассчитаны с учетом того, что на выходе из котла острый пар имеет параметры t = 540 °С и Р = 9,806 МПа, а на входе в турбину t = 535 °С и Р = 8,82 МПа, поэтому одинаковы и составили 0,532 %.

Изменение режима работы турбины с номинального паспортного значения вакуума на режим при ухудшенном вакууме повлияло на потери эксергии в турбине. Потери эксергии, рав-

Таблица 4. Результаты расчетов эксергетических потерь

Table 4. Results of exergy loss calculations

Параметр, обозначение, размерность	Номинальный паспортный режим	Ухудшенный вакуум
Низшая теплота сгорания топлива Qh , кДж/кг	22892
Температура окружающей среды Т 0 , о К	303
Потери в котельной установке
Энтальпия питательной воды на входе в котел iп.в., кДж/кг	923,6
Энтропия питательной воды на входе в котел Sп.в., кДж/кг	2,456
Энтальпия перегретого пара на выходе с котла iп.п., кДж/кг	3479
Энтропия перегретого пара на выходе с котла Sп.в., кДж/кг	6,739
Испарительная способность топлива И, кг/кг	8,098
Эксергетические потери в котле, перешедшие к окружающей среде, П 1 к.у. , кДж/кг	2198
Эксергетические потери из-за необратимости теплообмена между горячими газами и водой П 2 к.у. , кДж/кг	10507
Сумма эксергетических потерь Пк.у., кДж/кг	12705
Коэффициент эксергетических потерь котельных установок ^ку , %	55,5
Потери в коллекторе и трубопроводах острого пара
Энтальпия перегретого пара на входе в паровые турбины i0, кДж/кг	3477
Энтропия перегретого пара на входе в паровые турбины SQ, кДж/кг	6,782
Эксергетические потери в паропроводе Птр, кДж/кг	121,7
Коэффициент эксергетических потерь в паропроводе Ωтр, %	0,532
Потери в паровой турбине
Доля пара на ПВД-5 α5	0,058	0,055
Энтропия пара ПВД-5 S 5, кДж/кг	6,95	6,95
Доля пара на ПВД-4 α4	0,022	0,021
Энтропия пара ПВД-4 S 4 , кДж/кг	6,979	6,979
Доля пара на ПНД-3 α 3	0,069	0,066
Энтропия пара ПНД-3 S 3 , кДж/кг	7,11	7,109
Доля пара на ПНД-2 α 2	0,019	0,018
Энтропия пара ПНД-2 S 2 , кДж/кг	7,183	7,183
Доля пара на ПВД-1 α 1	0,039	0,037
Энтропия пара ПВД-1 S 1, кДж/кг	7,352	7,352
Доля пара П-отбора αп	0,429	0,441
Энтропия пара П-отбора Sп, кДж/кг	7,005	7,005
Доля пара Т-отбора αт	0,245	0,224
Энтропия пара Т-отбора Sт, кДж/кг	7,304	7,304
Доля пара на деаэратор αд	0,053	0,066
Энтропия пара на деаэратор Sд, кДж/кг	7,005	7,005
Доля пара на эжектор отсоса αэо	0,003	0,003
Энтропия пара на эжектор отсоса Sэо, кДж/кг	6,782	6,782
Доля пара в конденсатор αк	0,063	0,069

Таблица 4. Продолжение

Table 4. Continued

Параметр, обозначение, размерность Номинальный паспортный режим Ухудшенный вакуум Энтропия пара в конденсатор Sк, кДж/кг 8,004 7,533 Эксрегетические потери в турбине Пт, кДж/кг 930 825,4 Коэффициент эксергетических потерь в турбине Ωт, % 4,063 3,606 Потери в конденсаторе Энтальпия основного конденсата iконд, кДж/кг 125,8 - Энтропия основного конденсата Sконд, кДж/кг 0,437 - Эксергетические потери в конденсаторе Пконд, кДж/кг 10,34 0 Коэффициент эксергетических потерь в конденсаторе Ωконд, % 0,045 0 Потери в регенеративной системе Эксергетические потери в регенеративной системе от неизоэнтропийности сжатия Прег, кДж/кг 1462 1343 Коэффициент эксергетических потерь в регенеративной системе от неизоэнтропийности сжатия Ωрег, % 6,387 5,867 Механические потери и потери в генераторе Механические потери и потери в генераторе Пмех и г, кДж/кг 578,7 604,3 Механические потери и потери в генераторе Ωмех и г, % 2,528 2,64 Итого Коэффициент суммарных потерь эксергии Ω, % 69,05 68,17 Эксергетический КПД цикла ηе, % 30,95 31,83 ные 3,606 % (рис. 2, 3), в турбине на режиме работы с ухудшенным вакуумом ниже на 0,457 % по сравнению с потерями эксергии в турбине, работающей на номинальном паспортном режиме. Снижение потерь объясняется уменьшением энтропии уходящего в конденсатор пара, так как вакуум в конденсаторе выше номинального паспортного значения.

Эксергетические потери в конденсаторе 0,045 % фиксируются только при номинальной паспортной нагрузке турбины и составляют незначительную долю от общего значения потерь (рис. 2, 3). Использование тепла отработавшего пара на подогрев сетевой воды в конденсаторе турбины (режим работы турбины с ухудшенным вакуумом) приводит к нулевым эксергетиче-ским потерям в нем.

Потери эксергии в регенеративной системе из-за неизоэнтропийности процесса сжатия при работе турбины в режиме с ухудшенным вакуумом (рис. 2, 3) на 0,508 % меньшие, чем при работе на номинальной паспортной нагрузке. Связано это с увеличением расхода пара, соответственно, с 70 до 78 т/ч, направляемого в регулируемые промышленные отборы на пиковые подогреватели (из-за необходимости поддержания максимально допустимого расход пара в конденсатор), что, в свою очередь, повысило общий уровень эксергии потока на входе в питательный насос.

Значения механических потерь и потерь в генераторе практически одинаковые на двух сравниваемых режимах работы турбины и составляют 2,528 и 2,64 % (табл. 4).

Рис. 2. Эксергетический баланс при работе турбины на номинальной паспортной нагрузке

• Fig. 2.    Exergy balance during turbine operation at rated load

Рис. 3. Эксергетический баланс в режиме работы турбины с ухудшенным вакуумом

• Fig. 3.    Exergy balance in the operation mode of a turbine with a reduced vacuum

По результатам сравнительного анализа можно сделать вывод, что повышение эксергети-ческого КПД цикла с 30,95 до 31,83 % происходит в режиме работы турбины с ухудшенным вакуумом за счет снижения эксергетических потерь в турбоагрегате, уменьшения потерь в регенеративной системе и отсутствия потерь эксергии в конденсаторе.

Заключение

Магаданская ТЭЦ является единственным теплоисточником, обеспечивающим город Магадан тепловой энергией. Перевод турбин в режим работы с ухудшенным вакуумом позволил увеличить отпуск теплоты со станции, но привел к усложнению поддержания графиков электрических нагрузок с турбин.

При переводе турбоустановок в режим работы с ухудшенным вакуумом для поддержания максимальных электрических нагрузок на турбине необходимо увеличивать расход пара на регулируемые отборы. Мощность турбины зависит от вакуума в конденсаторе, на который влияет температурный график работы системы теплоснабжения города. Максимальный расход пара в конденсатор турбины с ухудшенным вакуумом также контролируется с целью обеспечения надежной работы турбины. Совокупность этих условий усложняет выполнение графиков электрических нагрузок, так как работа турбины переориентирована преимущественно на отпуск тепловой нагрузки.

В представленной работе выполнен эксергетический анализ работы цикла Магаданской ТЭЦ на основании данных, полученных энтропийным методом расчета, учитывающим потери эксергии в турбине при работе в режиме с ухудшенным вакуумом и при номинальном паспортном режиме работы. Получаемая электрическая мощность с турбины 25 МВт. Установлено, что переход в режим работы с ухудшенным вакуумом с полным использованием тепла отработавшего пара на подогрев сетевой воды является эксергетически эффективным за счет снижения потерь в турбоагрегате, регенеративной системе и отсутствия потерь в конденсаторе. Эксплуатация турбин Магаданской ТЭЦ в таком режиме позволила увеличить эксергетический КПД до 31,83 %, что на 0,894 % больше, чем при номинальном паспортном режиме работы.