Вопрос 43: Экономичность электростанций

Экономичность оборудования конденсационных электростанций России в виде диаграммы представлена на рис. 12.5. Над столбцами указаны значения удельного расхода условного топлива, в скобках - КПД нетто, в рамках --- осредненные значения удельного расхода для суммарного количества энергоблоков каждого типа. Последний столбец получен осреднением значений для всех ТЭС России. Точнее, эти значения получены делением расчетного суммарного количества условного топлива на суммарное количество электроэнергии, отпущенное всеми ТЭС.

Поскольку расход топлива при выработке электрической и тепловой энергии на ТЭЦ распределяется между ними условно, то сам удельный расход является условной величиной ещё в большей степени, чем доля электроэнергии, выработанной на тепловом потреблении. Тем не менее, если способ разделения расхода топлива не изменяется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно отражают тенденцию, изменения эффективности но не позволяют сравнить точно с другими странами, где доля теплофикации другая (или ее нет совсем). Из рис. 12.5 видно, что экономичность энергоблоков, спроектированных даже на одинаковые параметры (1200, 800 и 300 МВт), зависит от мощности: чем больше мощность, тем выше КПД. Недопустимо низким является КПД конденсационных ТЭС на начальное давление 90 атм (8,8 МПа), он составляет всего 26,9 %. Оценку технического уровня ТЭС проведем сравнением КПД (рис. 12.6). Лучшие пылеугольные энергоблоки ТЭС западных стран имеют КПД на уровне 45 %. Даже если учесть некоторую некорректность сравнения средних показателей группы энергоблоков России и лучших западных ТЭЦ, разница в КПД составит не менее 5 % (абс.), что дает разницу в расходе топлива в 10...12 %.

Еще болышие различия возникают при сравнении с парогазовыми технологиями. Первый введенный в эксплуатацию в России парогазовый блок ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге в конденсационном режиме имеет КПД на уровне 50 %. «Стандартная» ПГУ, вводимая на Западе, имеет КПД на уровне 56 %, и в ближайшем будущем он достигнет 60 %. Таким образом, сегодня технический уровень оборудования, установленного на ТЭС России, существенно ниже современного, и последствия этого выражаются, прежде всего, в значительном пережоге топлива и соответственно в ухудшенных экономических показателях ТЭС. Первой и главной причиной технического отставания является моральное старение работающего оборудования. Достаточно увидеть, что головные образцы паровых турбин типов Т-100-12,8, К-200-12,8, составляющие основу генерирующих теплоэнергетических мощностей, были изготовлены на рубеже 50---60-х годов прошлого столетия (см. табл. 12.6). Их проектирование началось сразу же после Великой Отечественной войны. Уровень проектирования и изготовления в те годы, естественно, значительно отличался от современного. Хотя ряд турбин этого типа модернизирован, их технический уровень в принципе не может соответствовать современному. Второй причиной низкого технического уровня оборудования является физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудования, в процессе длительной работы возникает больший или меньший износ элементов турбины и вспомогательного оборудования. Возникает все больше отказов элементов энергетического оборудования, ухудшаются характеристики их надежности. В конечном счете это приводит к уменьшению абсолютного КПД ТЭС и ТЭЦ в зависимости от срока службы на 1...2 % (абс.).   Третья причина --- это устаревшая структура генерирующих мощностей с преобладанием установок относительно малой мощности на относительно низкие параметры пара с большим расходом топлива на собственные нужды, отсутствие современных парогазовых технологий, использующих природный газ и твердое топливо, преобладание доли базовых мощностей, затрудняющих рациональное покрытие переменной части графика нагрузок.