Стартовая >> Архив >> Энергетика Северного и Центрального Казахстана

Карагандинская ТЭЦ-1 - Энергетика Северного и Центрального Казахстана

Оглавление
Энергетика Северного и Центрального Казахстана
Топливно-энергетические ресурсы
Экибастузское месторождение
Майкюбенский буроугольный бассейн
Тургайский буроугольный бассейн
Другие месторождения
Водные ресурсы Центрального Казахстана
Водные ресурсы Кустанайской и Тургайской области
Водные ресурсы Северо-Казахстанской области
Водные ресурсы Кокчетавской области
Водные ресурсы Целиноградской области
Водные ресурсы Павлодарской области
Водные ресурсы Казахстана - итоги
Водноэнергетические ресурсы
Нетрадиционные возобновляемые источники энергии
Вторичные энергетические ресурсы
Джезказганский горно-металлургический комбинат
ПНПЗ, ПО Карбид, Павлодарский тракторный завод
Развитие производительных сил и энергетической базы
Современное состояние энергопотребления
Производство и потребление теплоэнергии
Топливопотребление
Электрификация промышленности
Электрификация железнодорожного транспорта
Электрификация сельского хозяйства
Электрификация коммунально-бытового хозяйства
Перспективы энергопотребления
Современное состояние генерирующих мощностей и энергосистем
Карагандинская энергосистема
Карагандинская ГРЭС-1
Карагандинская ТЭЦ-1
Карагандинская ТЭЦ-2
Карагандинская ТЭЦ-3
Тентекская ТЭЦ
Балхашская ГЭЦ
Джезказганская ТЭЦ
Карагандинская ГРЭС-2
ТЭЦ-ПВС КМК
Кустанайская энергосистема
Рудненская ТЭЦ
Кустанайская ТЭЦ
Аркалыкская ТЭЦ
Павлодарская энергосистема
Павлодарская ТЭЦ-2
Павлодарская ТЭЦ-3
Ермаковская ГРЭС
Целинная энергосистема
Петропавловская ТЭЦ-2
Целиноградская ТЭЦ-2
Целиноградская ТЭЦ-1
Экибастузская энергосистема
Экибастузская ГРЭС-1
Электрические сети и энергосистемы
Теплоснабжение
Состояние и перспективы развития водного хозяйства
Канал Иртыш-Караганда
Джезказганская ветка канала Иртыш—Караганда
Канал Нура—Ишим
Целиноградская ветка канала Иртыш—Караганда
Сельскохозяйственное водоснабжение Северного и Центрального Казахстана
Перспективы развития электро- и теплогенерирующих мощностей и схема теплоснабжения
Перспективы развития теплоснабжения
Развитие конденсационных электростанций
Перспективы развития электросетей
Перспективы схем теплоснабжения

Карагандинская ТЭЦ-1 — станция на средние параметры пара электрической мощностью 36 МВт, тепловой — 460 Гкал/ч, в том числе отборов турбин—160 Гкал/ч, эксплуатируется с 1960 г. Ввод в эксплуатацию последнего котлоагрегата — водогрейного котла № 9 — осуществлен в 1969 г.
На ТЭЦ установлено 6 паровых котлов типа БКЗ-50-39Ф Барнаульского котельного завода производительностью по 50 т/ч на параметры пара 40 кгс/см2 и 450°С,   3 водогрейных котла типа
ПТВП-100 Бийского котельного завода, 5 паровых турбин—одна типа ПТ-12-35 Брянского завода и 4 турбины типа ПР-6-1 Калужского турбинного завода (табл. 67а, 68).
В соответствии с проектным заданием ТЭЦ-1 проектировалась и сооружалась в технологическом комплексе шахт № 22 и 37 с максимальным кооперированием вспомогательных сооружений. Поэтому площадка станции, расположенная на территории шахты, чрезвычайно стеснена. Водогрейная котельная расположена на отдельной площадке между главным корпусом и тепловым пунктом.
Согласно проекту, топливом для ТЭЦ-1 служат отходы сухого обогащения карагандинских углей марки ПЖ, полученные непосредственно из бункеров обогатительной фабрики шахгы № 37. Для пиковой котельной ТЭЦ, оборудованной водогрейными котлами типа ПТВП-100, в качестве топлива установлены карагандинские каменные угли — отсев, промпродукт, шлам, поставляемые с шахт № 22, 37, 38.
В настоящее время на Карагандинской ТЭЦ-1 на паровых и водогрейных котлах сжигаются в основном отходы карагандинских каменных углей марки КСШ и промпродукт. Динамика изменения качества поставляемого на станцию топлива следующая [89]:

 

1970 г.

1975 г.

1980 г.

1983 г

низшая теплота сгорания, ккал/кг

5362

5407

5005

4860

зольность, %

26,6

26,1

29,5

33,0

влажность, %

7,3

6,8

7,0

7,5

Низкое качество топлива требует реконструкции комплекса сооружений по приему, подготовке и подаче топлива в бункера паровых котлов, а также реконструкции пылесистем.
Технико-экономические показатели работы ТЭЦ-1 за период с 1965 по 1986 г. представлены в табл. 69.

Таблица 67а. Характеристика котельных агрегатов Карагандинской ТЭЦ-1


Станц.

Типоразмер котла, завод-изготовитель

Год

Произво-
дительность, т/ ч

Параметры пара

КПД котла брутто %
нетто

Время наработки на 1.01.87 г., ч

изготов
ления

начала работы

Давле
ние,
кгс/см2

Температура, °С

1

БКЗ-50-39Ф,

Барнаульский

 

 

 

 

 

 

 

 

 

котельный завод

1958

1960

50

40

450

Нет данных

117839

2

БКЗ-50-39Ф,

»

1958

1960

50

40

450

 

127908

3

БКЗ-50-39Ф,

»

1961

1962

50

40

450

 

102120

4

БКЗ-50-39Ф,

»

1962

1965

50

40

450

 

99290

5

БКЗ-50-39Ф,

»

1963

1963

50

40

450

 

И1331

6

БКЗ-50-39Ф,

»

1963

1964

50

40

450

 

87521

7

ПТВП-100,

Вийский котельный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

завод

1965

1967

100*

 

20364**

8

ПТВП-100,

»

1968

1968

100*

 

24789**

9

ПТВП-100,

»

1969

1969

100*

 

22298**

* Гкал/ч.
** На 1.01.86 г.
Таблица 68 Характеристика турбоагрегатов Карагандинской ТЭЦ-1


СтанЦ. №

Типоразмер турбины и завод- изготовитель

Год

Номинальная мощность

Параметры пара

Время наработки 1 на 1.01.87 г., ч

изготов
ления

начала работы

электрическая, МВт

тепловая, Г кал/ч

Давле
ние,
кгс/см2

Температура, °С

1

ПТ-12-35, Брянский завод

1958

1960

12

68

35

435

135 126

2

ПР-6-1, ктз

1961

1962

6

23

35

435

98 031

3

ПР-6-1, » »

1961

1962

6

23

35

435

94 949

4

ПР-6-1, » »

1965

1966

6

23

35

435

90 254

5

ПР-6-1, » »

1965

1965

6

23

35

435

96 918

Станция характеризуется стопроцентной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении низкими удельными расходами топлива на отпуск электроэнергии и высокими на отпуск тепла, относительно небольшими расходами электроэнергии на собственные нужды.
Таблица 69. Технико-экономические показатели работы Карагандинской ТЭЦ-1


Показатели

1965 г.

1970 г.

1975 г.

1980 г.

1985 г.

1986 г.

Установленная мощность

 

 

 

 

 

 

электрическая, МВт

35

36

36

36

36

36

тепловая, Гкал/ч

120

460

460

460

460

460

В т. ч. отборов турбин

120

156

160

160

160

160

Располагаемая электрическая мощность, МВт

32

36

31

32

32

32

Выработка электроэнергии (всего), млн. кВт ч

85,3

131,6

132,0

111,2

143,2

139, <

В т. ч. на тепловом потреблении

55,7

131,6

132,0

111,2

143,2

139, <

Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал

380,8

726,2

1234,9

1075,4

1321,2 1341,<

В т. ч. отработанным паром

327,3

594,8

687,4

544,5

718,4

642, (

Использование установленной мощности, ч/год:

 

 

 

 

 

 

электрической

2437

3656

3667

3089

3978

3886

тепловой отборов турбин

2728

3813

4296

3403

4490

4013

Удельный расход условного топлива на отпуск:

 

 

 

 

 

 

электроэнергии, г/кВт ч

328,4

187,1

183,85

184,6

181,5

181,,

тепла, кг/Гкал

194,9

186,6

191,3

192,63

196,3

197,1

Расход электроэнергии на собственные нужды на:

 

 

 

2,1

2,2

2,

производство электроэнергии, %

4,67

1,57

1,83

отпуск тепла, кВт ч/Гкал

25,45

31,9

29,3

34,32

35,8

34,

Структура потребляемого топлива, %:

 

 

 

 

 

 

уголь

96,4

100

92,5

91,3

93

94,

мазут

3,6

7,5

8,7

7

5.

Удельная численность, ППП, чел/мВт

12,1

12,2

12,2

12,8

12,8

12,

Использование установленной мощности электрической и тепловой отборов турбин составляет около 4000 ч/год. В 1986 г. выработка электроэнергии на станции достигла 140 млн. кВт-ч, отпуск тепла — 3,9 млн. Гкал, удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии — г/кВт-ч, тепла— 197,6 кг/Гкал. Удельный вес сжигаемого на станции мазута колеблется от 3,2 до 8,7%. В целом основное оборудование станции морально и физически устарело, размещается в крайне стесненных условиях, не обеспечивающих нормальные условия эксплуатации.

В соответствии с технико-экономическими расчетами по реконструкции и техническому перевооружению САО ВПИПИэнергопром [88, 89] на перспективу рекомендует:
— демонтаж турбоагрегатов ТЭЦ с переводом ее на работу в режим отопительной котельной;

  1. сохранение в работе шести котлов БКЗ-50 с переводом их на пониженные параметры пара;
  2. расширение водогрейной котельной четырьмя паровыми котлами низкого давления типа Е-160-14.



 
« Энергетика Казахстана   Эффективность выбора мероприятий по снижению потерь энергии »
электрические сети