Энергетика Северного и Центрального Казахстана - Павлодарская энергосистема

Районное управление энергетического хозяйства «Павлодарэнерго», образованное в 1966 г., объединяет 12 предприятий, 3 из которых (Ермаковская ГРЭС, Ермаковское предприятие электрических сетей, ПРИ «Севказэнергоремонт») являются самостоятельными. Остальные — ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Павлодарское предприятие электрических сетей, специализированная автобаза, «Павлодарэнергоспецремонт», энергонадзор, учебный комбинат — входят в энергосистему как производственные единицы с централизованным бухгалтерским учетом, планированием и материально- техническим снабжением.
Павлодарская энергосистема включает 2 энергоузла — Павлодарский, в который входят все потребители правобережья области, и Ермаковский, охватывающий потребителей левобережья Иртыша за исключением Экибастузского и Баянаульского административных районов. На I января 1987 г энергосистема обслуживает территорию 88 тыс. км² с населением 724,1 тыс. чел., или 78,5% всего населения области.
Установленная мощность электростанций Павлодарской энергосистемы в 1986 г. достигла 3360 МВт, выработка электроэнергии 19,4 млрд. кВт-ч, что составляет 22,6% по мощности и 25% по выработке электроэнергии всеми электростанциями Минэнерго Казахской ССР (табл. 100).
За время функционирования энергосистемы мощность ее электростанций на базе дешевых углей Экибастуза росла быстрыми темпами. С 1967 по 1986 г. установленная мощность электростанций увеличилась в 10,5 раза, выработка электроэнергии — в 11,7 раза при росте потребления электроэнергии в 9 раз (см. табл. 100). В 1981 г. Экибастузский энергоузел со своими электростанциями выделился в отдельное энергоуправление.
Павлодарская энергосистема является электроизбыточной. Более 45% вырабатываемой в системе электроэнергии передается в смежные энергосистемы Казахстана и Сибири [60].
Максимальная нагрузка потребителей энергосистемы брутто л 1986 г. составила 1497 МВт, в том числе по Павлодарскому энергоузлу — 826. Основные потребители — тракторный, алюминиевый, нефтеперерабатывающий заводы и химкомбинат. В Ермаковском энергоузле только один ферросплавный завод занимал в максимуме нагрузки узла около 80%. В последнее время в связи с общей более стабильной работой ТЭС ОЭС Казахстана значительно сократилось число принудительных ограничении потребителей электроэнергии.
Технико-экономические показатели работы электростанций Павлодарской энергосистемы представлены в табл. 100.
За время работы энергосистемы средние удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС практически не снизились и колеблются от 321 до 347 г/кВт-ч. Несколько снизились удельные расходы топлива на отпуск тепла, расходы электроэнергии на собственные нужды и себестоимость производимой электроэнергии.
Павлодарская энергосистема имеет достаточно прочные связи по ЛЭП с другими энергосистемами Казахстана и сопредельными районами РСФСР. На напряжение 500 кВ энергосистема имеет связи по ЛЭП с Экибастузом, Рубцовском, Омском, на 220 кВ — с Экибастузом, Семипалатинском.
С 1967 по 1986 г. протяженность линий электропередач энергосистемы возросла в 2,3 раза и достигла 20 689 км (табл. 101), причем на напряжение 110—500 кВ протяженность линий электропередач возросла в 2,6 раза и достигла 2799 км.
В Павлодарскую энергосистему входят 4 паротурбинные электростанции суммарной установленной мощностью 3360 МВт, общая характеристика которых приведена ниже.

Павлодарская ТЭЦ-1

Павлодарская ТЭЦ-1 расположена в юго-восточной части г. Павлодара на правобережной террасе р. Иртыш в непосредственной близости от Павлодарского алюминиевого завода (ПАЗ). Станция предназначена для обеспечения технологическим паром давлением 8—12 кгс/см², теплом и электроэнергией алюминиевого завода, комбината панельного домостроения, а также и других предприятий Южного промышленного узла и жилых районов города.
Проектное задание на строительство Павлодарской ТЭЦ-1 разработано Киевским отделением института Теплоэлектропроект в 1955 г. [61]. Станция запроектирована на мощность 300 МВт с шестью турбогенераторами типа ВПТ-50 и шестью котлоагрегатами паропроизводительностью по 420 т/ч.
Длительность сооружения ТЭЦ до пуска первого турбоагрегата определена в 21 месяц. Удельные капиталовложения в ТЭЦ— 210 руб/кВт.

Таблица 101. Протяженность линий электропередач Павлодарской энергосистемы, км

Строительство станции началось в 1960 г., затянулось, и первый агрегат дал потребителям электроэнергию только в 1964 г.
Первая очередь строительства ТЭЦ-1 установленной мощностью 1270 МВт (включала 2 котла типа БКЗ-320-140, 3 котла
БКЗ-420-140, 2 турбины ПТ-50-130/13, которые позднее были реконструированы в ПТ-60-130/13, 2 турбины Р-50-130/13 и одна турбина Т-50-130) была введена в эксплуатацию за период 1964— 1969 гг. (табл. 102, 103).
Согласно проекту второй очереди строительства, в 1975— 1983 гг. на станции были введены в эксплуатацию 2 паровых котла типа БКЗ-420-130 и одна турбина типа ПТ-80/100-130/13. Установленная электрическая мощность станции после завершения строительства двух очередей достигла 350 МВт, тепловая отборов турбин — 920 Гкал/ч.

Таблица 102. Характеристика котельных агрегатов Павлодарской ТЭЦ-1

Таблица 103. Характеристика турбоагрегатов Павлодарской ТЭЦ-1

* С ухудшенным вакуумом.

Котлоагрегаты типа БКЗ-320-130 П-образной компоновки с естественной циркуляцией на параметры пара 140 кгс/см² и 570°С оборудованы 2 индивидуальными пылесистемами с шаровыми барабанными мельницами типа ШБМ-375/550 с промбункерами. Котлы типа Б КЗ-420-130 — Т-образной компоновки, оборудованы четырьмя молотковыми мельницами типа МЛАТ-2000/2600 с прямым вдуванием пыли. Паровые турбины станц. № 1-5 установлены с генераторами типа ТВФ 60 2, №6—
с генератором типа ТВФ-120 2.
Отпуск электроэнергии с шин основным потребителям осуществляется по трем линиям электропередач на напряжение 36 кВ, в энергосистему — по двум двухцепным ЛЭП на 110 кВ.
Пар отборов турбин и противодавления используется на технологические цели алюминиевого завода, комбината панельного домостроения, вводов железобетонных изделии и теплоснабжение города.
Система технического водоснабжения выполнена по оборотной схеме с охлаждением воды в двух башенных испарительных градирнях площадью орошения по 1600 м². Источник технического водоснабжения — р. Иртыш, вода из которой через водоводы алюминиевого завода подается на площадку ТЭЦ. Основным топливом на ТЭЦ принят Экибастузский уголь марки СС с зольностью на рабочую массу 37,2%, теплотворной способностью 4190 ккал/кг, растопочным — мазут марки ΛΛ100 На станцию поступает уголь с зольностью 42,8% и теплотворной способностью 3600 ккал/кг, емкость угольного склада — 225 тыс. т [62].
Уголь поступает на станцию по железной дороге. Разгрузка из вагонов осуществляется двумя трехопорными вагоноопрокидывателями. Расчетная производительность топливоподачи на склад — 900 т/ч, в главный корпус — 450. Склад топлива обслуживается грейферным краном-перегружателем производительностью 650 т/ч.
На станции установлены 2 дымовые трубы высотой пр 150 м. Система золоулавливания на всех котлах одноступенчатая —трубы Вентури с каплеуловителями. Система гндрозолоудаления— гидравлическая, совместная, оборотная, с помощью багерных насосов.
Оборудование первых двух очередей размещено в 5-пролетном главном корпусе. Пролет машинного зала — 39 м, котельного отделения — 33. По условиям генерального плана электростанции возможно дальнейшее расширение главного корпуса и вспомогательных зданий и сооружений [62].
Павлодарская ТЭЦ-1—один из основных источников тепла Павлодара. Достигнутый отпуск тепла в 1986 г. составил 5,77 млн. Гкал, т. е. около 50% отпущенного всей энергосистемой тепла. Выработка электроэнергии достигла 2,09 млрд. кВт-ч, в том числе 68% на тепловом потреблении (табл. 104).
Технико-экономические показатели работы Павлодарской ТЭЦ-1 можно считать неплохими (см. табл. 104). Низкими являются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла, расход электроэнергии на собственные нужды, а также удельный вес сжигаемого на станции мазута.
Таблица 104. Технико-экономические показатели работы Павлодарской ТЭЦ-1

Эти показатели обеспечиваются переводом турбин № 1, 5, 6 на работу с ухудшенным вакуумом и высоким удельным весом выработки электроэнергии на тепловом потреблении, экономичностью работы основного оборудования, благоприятным размещением станции относительно потребителей и другими факторами.
Недостатком в работе ТЭЦ-1 является значительный разрыв между установленной и располагаемой мощностью электростанции. По данным «Сибтехэнерго» [64], ограничение по станции составляет 43 МВт в зимний период и 166 в летний. Среднегодовое ограничение оценивается в 77,4 МВт. Основные причины ограничений установленной мощности следующие:

1. снижение параметров острого пара до 120 кгс/см² и 515°С из-за ненадежности гибов труб котельных агрегатов дает ограничение мощности около 23 МВт;
2. из-за несоответствия качества топлива проектному при максимальных паровых нагрузках зимой снижается паропроизводительность котлов и ограничение мощности достигает 7 МВт (с 1986 г. на станцию поставляются угли II группы с зольностью 42,8% вместо I группы с зольностью 37,2%);
3. вследствие недостатка теплопотребления на турбинах типа Р ограничение мощности оценивается в 6,7 МВт;
4. работа турбин № 1, 5 и 6 в отопительный период с ухудшенным вакуумом ограничивает мощность на 13 МВт;
5. недостаточная охлаждающая способность испарительных градирен приводит к ограничению мощности от 42 до 166 ЛАВт.

Отдельные ограничения мощности могут быть и будут ликвидированы в ближайшие годы.
Перспективы развития Павлодарской ТЭЦ-1 следующие.
Основной прирост тепловых нагрузок в зоне теплоснабжения ТЭЦ-1 произойдет за счет жилищно-коммунального сектора (порядка 340 Гкал/ч к 1995 г.) (63]. Расширение ТЭЦ-1 связано с необходимостью строительства новых общестанционных сооружений, а именно—для дополнительных котлов потребуются строительство новой дымовой трубы, расширение топливоподачи и химводоочистки, что потребует значительных дополнительных капиталовложений.
Существенным ограничивающим расширение ТЭЦ фактором являются экологические условия.
Для частичного покрытия прироста тепловых нагрузок и ликвидации ограничений мощности из-за снижения паропроизводительности котлов «Схемой» (63] предусматривается расширение ТЭЦ-1 одним энергетическим котлом типа БКЗ-420-140-5 и одной турбиной типа Т-110/120-130 станц. № 8, расширение химводоочистки, сооружение новой дымовой трубы высотой 240 м, на которую кроме нового котла намечено подключить все 7 существующих котлов. Исходя из необходимости уменьшения загрязнения окружающей среды система золоулавливания предусматривается двухступенчатой: первая ступень — мокрые золоуловители и вторая — электрофильтры.
После расширений ТЭЦ третьей очередью станция сможет покрывать тепловые нагрузки по горячей воде в размере 953 Гкал/ч и по пару — 774 т/ч. Дальнейшее расширение станции потребует сооружения нового угольного склада, топливоподачи, реконструкции золоотвала. Причем расширение станции будет возможно при условии более глубокого подавления оксидов азота и серы на существующих котлах.
В соответствии с приказом Минэнерго СССР по техническому перевооружению предусматривается продление сроков эксплуатации турбинного оборудования ТЭЦ-1 путем замены основных узлов и деталей, отработавших свой ресурс времени. Намечается провести реконструкцию турбин ПТ-60-130 в ПТ-80-130, а также заменить физически изношенное вспомогательное оборудование.