12.2. Экономичность электростанций.

На рис. 12.5 показана экономичность оборудования конденсационных электростанций России. Числа над столбцами дают значения удельного расхода условного топлива, значения в скобках — КПД нетто, значения в рамках — осредненные значения удельного расхода для суммарного количества энергоблоков каждого типа. Последний столбец получен осреднением для ТЭС всей России. Точнее, они получены делением расчетного суммарного количества условного топлива на суммарное количество электроэнергии, отпущенного всеми ТЭС, которое затрачено для этой цели.

А

Рис. 12. 5. Экономичность конденсационных электростанций России:

1- газомазутные энергоблоки; 2- пылеугольные энергоблоки.

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 больше доля электроэнергии, выработанной на тепловом потреблении. Тем не менее, если способ разделения экономии топлива не изменяется из года в год, то получаемые расчетные значения правильно отражают тенденцию, 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), который составляет 26,9 %.

Оценку технического уровня ТЭС проведем сравнением КПД (рис. 12.7). 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 болышее отличие возникает при сравнении с парогазовыми технологиями. Первый в России введенный в эксплуатацию парогазовый блок ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга в конденсационном режиме имеет КПД на уровне 50 %.

Рис. 12.7. Сравнение экономичности энергоблоков ТЭС России и Запада:

1 — средний КПД по ТЭС России; 2 — КПД газомазутного энергоблока 800 МВт Нижневартовской ГРЭС; 3 — средний КПД пылеугольных энергоблоков 500 МВт Рефтинской ГРЭС; 4 — средний КПД зарубежных пылеугольных энергоблоков нового поколения на повышенные параметры пара; 5 — КПД ПГУ-450Т Северо-западной ТЭЦ при работе в конденсационном режиме; 6 — «стандартная» западная ПГУ утилизационного типа; 7 _ перспективные западные ПГУ

Таблица 12.6

Годы выпуска головных образцов паровых турбин

Турбина	Год выпуска
Т-100-130 К-300-240 К-200-130 К-800-240 на 90 атм. (8,8 МПа) Т-250-240 К-1200-240	1961 1961 1958 1970(1975, 1982) 1945—1950 1972 1978

«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.

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 (см. рис. 12.6) были изготовлены на рубеже 50— 60-х годов прошлого столетия. 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.

Другой причиной низкого технического уровня является физическое старение из-за его длительной работы. Хотя при капитальных ремонтах происходит полное восстановление работоспособности оборудования, в процессе длительной работы возникает больший или мёньший 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 — 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.