Стартовая >> Архив >> Энергетика Северного и Центрального Казахстана

Рудненская ТЭЦ - 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

Согласно проектному заданию [43], выполненному в 1953 г. Центрэнергочерметом, станция предназначалась для снабжения электрической и тепловой энергией железорудного предприятия в составе Соколовского и Сарбайского рудников, рудообогатительной фабрики, ремонтного завода, жилого поселка во время строительства и в первый период эксплуатации. Заявленная электрическая нагрузка первой очереди предприятия составляла 40 МВт, отопительная— 100 Гкал/ч. Топливом на станции намечался челябинский уголь марки БР.
Размещение станции предполагалось на территории промплощадки пудообогатительной фабрики, расположенной между Соколовским и Сарбайским месторождениями руды, в 4—5 км от р. Тобол на расстоянии 40 км к юго-западу от Кустаная. Техническое водоснабжение — прямоточное на базе водохранилища, сооружаемого на р. Тобол.

Таблица 92. Протяженность линий электропередач Кустанайской энергосистемы, км

Рабочий проект первой очереди ТЭЦ Соколовско-Сарбайского горнообогатительного комбината в составе двух паровых турбин по 25 МВт и трех паровых котлов производительностью по 170 т пара в час на высокие параметры пара был закончен в 1957 г., и началось строительство станции [44]. Станция строилась на средства Минчермета СССР и была передана на баланс Минэнерго КазССР в июле 1961 г. В 1961 г. первая турбина и 2 энергетических котла были пущены в работу. Вторая турбина и третий паровой котел вошли в строй действующих соответственно в 1962 и 1963 гг.
Рудненская ТЭЦ размещена на площадке в комплексе предприятий Соколовско-Сарбайского горнообогатительного комбината в 2 км на север от г. Рудного.

С запада к площадке ТЭЦ примыкает база ССМУ, юго-восточнее размещается ремонтно-механический завод. Севернее площадки ТЭЦ расположены фабрики окомкования в комплексе сухого обогащения, дробильно-обогатительная и фабрика доменных и мартеновских руд.
Рудненская ТЭЦ — станция высокого давления, находится в эксплуатации с августа 1961 г., работает параллельно с Уральской энергосистемой. Основными потребителями электрической и тепловой энергии являются г. Рудный, Соколовско-Сарбайский горно-обогатительный комбинат, тресты «Железобетонстройдеталь», «Соколоврудстрой» и другие промышленные предприятия промузла.
На станции установлены 2 энергетических котла типа ТП-170 станц. № 1 и 2 Таганрогского котельного завода. Котлы вертикально-водотрубные, барабанные, с естественной циркуляцией, пылеугольными топками на параметры папа 100 кгс/см2 и 510СС, производительностью после реконструкции — по 190 т/ч (табл. 93).
Котлоагрегаты станц. № 3 и 4 — типа соответственно БКЗ-160- 100Ф и БКЗ-220-100-4 Барнаульского котельного завода производительностью 180 и 220 т пара в час на параметры 100 кгс/см2 и 510°С.
Паровые турбины № 1 и 2 — типа ВТ-25-4 Брянского машиностроительного завода, конденсационные, имеют по одному регулируемому отопительному отбору с номинальным отбором пара 100 т/ч. Начальные параметры пара — 90 кгс/см и 500 С, электрическая мощность — 27,5 МВт, тепловая — 64,4 Гкал/ч (табл. 94).
Паровая турбина № 3 типа ПР-25-90/10/0,9, изготовленная Уральским турбомоторным заводом, имеет максимальный расход пара из производственного отбора 100, из противодавления — 95 т/ч, начальные параметры пара — 90 кгс/см2 и 500:С. Турбина работает с генератором ТВС-30 мощностью 30 тыс. кВт, напряжением 6300 В, с водородным охлаждением. Максимальная тепловая мощность турбины— 112 Гкал/ч.
К 1964 г. электрическая мощность станции достигла 75 МВт, тепловая турбин — 203 Гкал/ч.
С целью увеличения электрической и тепловой мощности станции были реконструированы все паровые котлы и турбины и проведено расширение ТЭЦ водогрейными котлами.
Мощность паровых котлов станц. № 1 и 2 была увеличена со 170 до 190 т/ч, котла № 3 — со 160 до 180 т/ч. Реконструированы турбины № 1 (в 1981 г.) и № 2 (в 1978 г.) с увеличением их электрической мощности с 25 до 50 МВт, тепловой — с 54 до 97,6 Гкал/ч и заменой турбогенераторов.
Турбина № 3 реконструирована в 1980 г. Электрическая мощность ее увеличена с 25 до 34 МВт, тепловая — с 84 до 109,8 Гкал/ч (см. табл. 94).
Для покрытия пиковых тепловых нагрузок за период с 1964 по 1976 г. на станции установлено 5 водогрейных котлов типа ПТВМ-100 Бийского, Дорогобужского и Белгородского котельных заводов.

 

Таблица 93. Характеристика котельных агрегатов Рудненской ТЭЦ

* Гкал/ч.
Таблица 94. Характеристика турбоагрегатов Рудненской ТЭЦ


Станц. №

Типоразмер турбины, завод-изготовитель

Год

Номинальная мощность

Параметры пара

Время наработки на 1.12.85 г., ч

изготов
ления

начала работы

электрическая, МВт

тепловая,
Г кал/ч

Давление,
кгс/см2

Температура, °С

1

Т-50-90 (ВТ-25-4), Брянский завод

1956

1961

50

97,6

90

500

170 927

2

Т-50-90 (ВТ-25-4) »

1956

1962

50

97,6

90

500

172 947

3

ПР-34-90/10/0,9 (ПР 25-90/10/09), УТМЗ

1963

1954

34

109,8

90

500

142 760

Турбины станц. № 1 и 2 типа Т-50-90 после реконструкции позволяют работать как на ухудшенном вакууме — с подогревом сетевой воды в конденсаторах турбин, так и по схеме охлаждения конденсаторов циркуляционной водой, охлаждаемой в градирне. После реконструкции электрическая мощность станции возросла до 134 МВт, тепловая достигла 805 Гкал/ч, в том числе отборов турбин — 305.
Основное топливо на энергетических котлах станции — Экибастузский каменный уголь и карагандинский промпродукт, растопочное топливо — мазут. Для водогрейных котлов основное топливо — топочный мазут. Предусмотрена также возможность сжигания избытков природного газа как на водогрейных, так и на энергетических котлах.
Для охлаждения циркуляционной воды установлена пленочная градирня с площадью орошения 1600 м2. Подпитка циркуляционной воды осуществляется из р. Тобол.
На станции сооружены 3 дымовые трубы, на первую высотой 90 м работает один котел ТП-170, на вторую высотой 180 м — остальные энергетические котлы, третья труба высотой 120 м—для водогрейных котлов.
Электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 35 и 6 кВ. Станция работает в базисном режиме параллельно с Уральской энергосистемой и ОЭС Казахстана и имеет сравнительно равномерный суточный график электрической нагрузки. Средняя нагрузка ТЭЦ в 1985 г. колебалась зимой от 80 до 120 МВт, летом — от 15 до 40.
Станция — основной источник теплоснабжения промышленных и бытовых потребителей г. Рудного. ТЭЦ отпускает тепло по двум автономным схемам — на город и промышленную зону. В обоих случаях горячее водоснабжение осуществляется по схеме открытого водоразбора. Тепло на технические нужды отпускается из регулируемого производственного отбора турбины ПР-34-90/20/0,9 с параметрами пара 6—12 кгс/см2 и 260—290°С. В период ремонта турбины тепло подается от РОУ-100/8-13 ата.
За период эксплуатации станции (с 1961 по 1985 г.) производство электроэнергии увеличилось в 8,3, отпуск тепла — в 33 раза, достигнув соответственно 536,7 млн. кВт-ч и 1,85 млн. Гкал. Причем на конец рассматриваемого периода выработка электроэнергии на тепловом потреблении составила 72%, отпуск тепла отработанным паром — 63%.
Существенно улучшились технико-экономические показатели работы станции: удельный расход топлива на отпуск электроэнергии уменьшился с 619 до 289 г/кВт-ч, на отпуск тепла — со 189 до 175,7 кг/Гкал. Расход электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии достиг 6,56%, на отпуск тепла — 45 кВт-ч/Гкал (табл. 95).
В структуре потребляемого топлива в 1986 г. удельный вес экибастузского угля составил 54,4%, мазута—1,2, природного газа — 44,4%.
В соответствии со «Схемой теплоснабжения г. Рудного» на уровне 1990 г. предусматривается установка пятого энергетического котла типа БКЗ-220-100 и до 2000 г. предполагается проведение работ по техническому перевооружению и продлению срока эксплуатации оборудования путем замены узлов и деталей, отработавших свой ресурс.
Таблица 95. Технико-экономические показатели работы Рудненской ТЭЦ


Показатели

1961 г,

1965 г.

1970 г.

1975 г.

1980 г.

1985 г.

1986 г.

Установленная мощность: электрическая, МВт

25

75

80

80

102,5

134

134

тепловая, Гкал/ч

54

392

592

592

735.6

805

805

В т. ч. отборов турбин

54

192

192

192

235,6

305

305

Выработка электроэнергии, млн. кВт-ч

64,6

474,9

473,2

435

400,6

536,7

592,0

В т. ч. на тепловом потреблении

18,0

246,0

256,5

297,7

296,9

389,2

421,1

Отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал

55,2

679,9

1291

1548,8

1641,2

1850,1

1940,8

В т. ч. отработанная паром

55,2

656,2

832,3

1038,1

911,7

1172,4

1185,6

Использование установленной мощности, ч/год: электрической

2584

6332

5915

5438

3903

4005

4412

тепловой отборов турбин

1022

3418

4491

5407

3870

3844

3887

Удельный расход топлива на отпуск:
электроэнергии, г/кВт-ч

619

355,4

309,6

294,2

289,4

289

289,2

тепла, кг/Гкал

189

185,4

176,6

171,8

174,1

175,7

176,0

Расход электроэнергии на собственные нужды на:
производство электроэнергии, %

14,0

7,75

7,58

7,0

7,2

6,56

6,6

отпуск тепла, кВт-ч/Гкал

60,1

41,46

36,89

36,0

42,4

44,8

44,6

Структура потребляемого топлива, % уголь

88,7

93,4

83,6

56,9

56,5

| 39

54,4

мазут

13,9

41,9

38,7

57

44,4

газ

11,3

6,6

2,5

1,2

4,8

4,0

1,2

Удельная численность ППП, чел /МВт

3,98

8,12

4,93

4,08

4,31



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