Стартовая >> Архив >> Энергетика Северного и Центрального Казахстана

Перспективы схем теплоснабжения - 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

Как отмечено выше, вся добыча углей в республике падает на Северный и Центральный Казахстан. В Карагандинском бассейне в основном добываются коксующиеся угли. Здесь на 1.01.86 г. действовали 29 шахт, а добыча угля в 1985 г. составила 42 млн. т, из них 31 — коксующиеся угли. По данным планирующих и проектных организаций, объем добычи карагандинского угля в перспективе на 15—20 лет сохраняется на уровне 1985 г.
Коксующиеся угли этого бассейна используются для получения коксового концентрата на металлургических заводах Казахстана и Урала. Значительное количество коксующихся и энергетических (которые в основном добываются попутно с коксующимися) углей обогащается на обогатительных фабриках Караганды, при этом производятся коксующиеся и энергетические концентраты, а также отходы углеобогащения (промпродукт и шлам), являющиеся хорошим энергетическим топливом. Карагандинский необогащенный энергетический уголь, энергетический концентрат, промпродукт и шлам используются как энергетическое топливо с общим выходом 12—13 млн. т у. т. в 1990 г. и 11 млн. т на рубеже XXI в. Из этого объема отсевы, промпродукт и шлам составят 8—9 млн. т у. т.
На Куу-Чекинском разрезе добывается высокозольный (41 — 44 %) энергетический уголь; в обозримой перспективе, по данным специализированных проектных и научных организаций, объем его добычи не увеличится по сравнению с 1985 г., т. е. составит 2,8 млн. т н. т.
На Борлинском месторождении к концу XII пятилетки будет введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс производительностью 5 млн. т в год, а в XIII пятилетке, по данным Карагандагипрошахта, этот источник войдет в хозяйственный оборот на полную проектную мощность, т. е. годовой объем добычи угля составит 10 млн. т. Этот уголь также высокозольный (45—46%).
Выше отмечено, что проектная производительность Экибастузского месторождения составляет 150 млн. т угля в год. В 1983— 1987 гг. планирующими, проектными и научно-исследовательскими организациями уточнены технические возможности по добыче угля этого источника по уровням: на I расчетном уровне — 93—97, на II — 120—130 млн. т н. т. На Майкюбенском бассейне пока действует лишь небольшой карьер, где уголь добывается в объеме 100— 200 тыс. т в год и используется для нужд комбината «Майкаинзолото» и других близрасположенных потребителей. Согласно решениям XXVII съезда КПСС усиленно проводятся работы по широкомасштабному освоению этого бассейна. Первоочередным для освоения считается Шоптыкольский разрез с годовой производственной мощностью 20 млн. т.
Майкюбенский уголь со средней зольностью 23—26%, выходом летучих 40—48% и теплотворной способностью на рабочее топливо 4200 ккал/кг является хорошим энергетическим топливом. Его добыча к концу XIII пятилетки составит 6, а к концу XX в.— 10 млн. т и. т. Высокое качество майкюбенского угля позволяет рекомендовать его для использования в промышленных печах, технологических установках, индивидуальных отопительных печах коммунально бытового и сельского хозяйства, котельных.
Интенсивно осваивается Шубаркольское месторождение высококачественных углей. Согласно распоряжению Совета Министров СССР от 7 мая 1985 г., в 1990 г. объем добычи шубаркольского угля составит 2, а к II расчетному уровню — 9 млн. т в год. Шубаркольский уголь с зольностью 13,5% и калорийностью 4918 ккал/кг также имеет сферу использования высококачественного топлива.
Согласно Постановлению ЦК КПСС и Совета Министров СССР ст 23 сентября 1981 г., в ближайшее время планируется освоение Турганского бассейна. На его Приозерном месторождении создается ра жедочно-эксплуатационный разрез мощностью 0,5 млн. т в год. Необходимый объем добычи тургайского угля ко II расчетному уровню должен быть 5—10 млн. т.
Таким образом, общин объем добычи угля в Северном и Центральном Казахстане увеличится ко II расчетному уровню в 1,5— 1,6 раза по сравнению с 1985 г. Из этого объема 70—71% составляют высокозольные, высоковлажные и соответственно низкокалорийные угли, их целесообразно сжигать в крупных тепловых электростанциях (табл. 146).

Для производства моторного топлива работает Павлодарский нефтеперерабатывающий завод, который наряду со светлыми нефтепродуктами выпускает мазут. По данным специализированных организаций, в связи с переходом на глубокую переработку нефти выход мазута по этому заводу ко II расчетному уровню снизится на 25% по сравнению с 1985 г.
Рассмотрим перспективную схему топливоснабжения отдельных отраслей народного хозяйства.
Таблица 146. Объемы добычи и качественные характеристики углей

Тепловые электростанции.

Согласно данным главы 3, на территории Северного и Центрального Казахстана сосредоточено более 77% генерирующих мощностей тепловых электростанций республики. В структуре топливопотребления ТЭС этого региона более 90% падает на уголь, в том числе 79,3% — на Экибастузский.
В настоящее время в Северном и Центральном Казахстане на экибастузском угле работает 11 тепловых электростанций суммарной мощностью 9,4 млн. кВт. Все они рассчитаны для сжигания экибастузского угля с зольностью 40%· Среди этих станций наиболее крупные: Экибастузская ГРЭС-1 мощностью 4 млн. кВт, Ермаковская ГРЭС-2, 4, Карагандинская ГРЭС-2—658, Павлодарская ТЭЦ-3—500, Петропавловская ТЭЦ-2—380, Павлодарская ТЭП-1—350, Карагандинская ТЭЦ-3—330, Целиноградская ТЭЦ-2—240 тыс. кВт и др. Па экибастузском угле строится Экибастузская ГРЭС-2 мощностью 4 млн. кВт. Будут построены Экибастузская ГРЭС-3 и, возможно, ГРЭС-4 мощностью по 4 млн. кВт и ряд ТЭЦ, все они предположительно будут работать на этом угле. Наряду с этими на угле Экибастуза работают 7 ТЭС Урала (Рефтинская, Троицкая, Верхне-Тагильская ГРЭС и др.) и 2 ТЭЦ Омска. По наметкам Госплана СССР [7], объем вывоза этого топлива на Урал и в Западную Сибирь составит 20,7 млн. т у. т. в 1990 г., 17,5 млн. в 2000 г. против 23,3 млн. в 1985 г.
Согласно постановлению ЦК КПСС н Совета Министров СССР «О создании Экибастузского топливно-энергетического комплекса и строительстве линии электропередачи постоянного тока напряжением 1500 киловольт Экибастуз—Центр» от 24.03.77 г. № 243, с 1983 г. предусмотрен переход на валовую выемку экибастузского угля. Во исполнение этого постановления утвержден ГОСТ-8779-79, в котором предусмотрено потребителям поставлять 2 группы углей: первая с зольностью до 43% (в среднем 40%, вторая — до 55% (в среднем 48%). По данным ВНИИКТЭПа при Госплане СССР [8] и Карагандагипрошахт, удельный вес этих углей в общем объеме добычи составит, %:

Угли I группы считаются целесообразными для сжигания на существующих тепловых электростанциях и новых ТЭЦ, II — для Экибастузской ГРЭС-2, ГРЭС-3, ГРЭС-4 и Южно-Казахстанской ГРЭС.
Постановлением Совета Министров СССР от 24 марта 1977 г. № 244 «О мерах по дальнейшему развертыванию работ, связанных с созданием Экибастузского топливно-энергетического комплекса» предусмотрено строительство Экибастузской ГРЭС-2 для сжигания экибастузского угля II группы начиная с 1983 г., а затем Южно- Казахстанской ГРЭС, Экибастузской ГРЭС-3 и ГРЭС-4. Предполагалось внести необходимые изменения в конструкцию паровых котлов для энергоблоков этих ГРЭС, исходя из результатов опытного сжигания на Троицкой ГРЭС экибастузского угля II группы.
К сожалению, Экибастузская ГРЭС-2 будет введена в эксплуатацию на проектную мощность только к концу XII пятилетки, а Южно-Казахстанская ГРЭС и Экибастузская ГРЭС-3 будут построены в XIII и XIV пятилетках. Ввиду этого Экибастузский уголь II группы вынужденно распределяют между действующими электростанциями, па которых сжигание этого топлива сопряжено с определенным и техническими трудностями.
Постановлениями Совета Министров СССР (от 7.06.82 г. № 496, от 13.07.83 г. № 523 и от 19.06 84 г. № 624) электростанциям Минэнерго СССР предусмотрена поставка экибастузского угля II группы в 1983 г. в объеме 7 млн. т, в 1984 г.— 7 и в 1985 г.—10.
В перспективе баланс экибастузского угля в целом и по его группам ожидается напряженным. По условиям топливообеспечения народного хозяйства, в том числе тепловых электростанций республики, на базе экибастузского угля можно ввести на I расчетном уровне в эксплуатацию 2,5 млн. кВт, а на II расчетном уровне— 7,5 млн. кВт мощности на Экибастузской ГРЭС-2, ГРЭС-3 и Южно-Казахстанской ГРЭС. Наряду с этим ожидается дефицит экибастузского угля I группы (табл. 147) для существующих ТЭС и новых ТЭЦ.

Таблица 147. Баланс экибастузского угля

Сжигание высокозольных экибастузских углей на действующих ТЭС ведет к снижению энергетических мощностей. Только по этой причине выдаваемая электрическая мощность на Ермаковской ГРЭС снизилась на 300 МВт, на Павлодарской ТЭЦ-3 — на 100, а разрыв между установленной и располагаемой тепловыми мощностями на Павлодарских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 составляет 580 Гкал/ч.
Работа ТЭС на низкосортных углях приводит к увеличению расхода мазута для подсветки.
Проведенные нами исследования показали, что в перспективе 10—15 лет объем добычи экибастузского угля II группы превысит потребности в топливе по уровням Экибастузской ГРЭС-2 и Южно-Казахстанской ГРЭС, а в дальнейшем — Экибастузской ГРЭС-3. Следовательно, этот уголь и будет поставляться дальше для неприспособленных для этого действующих ТЭС.
Использование экибастузских углей повышенной зольности на ТЭС порождает целый комплекс технических и технико-экономических проблем. Так, следует определить, каким электростанциям в первую очередь поставлять Экибастузский уголь повышенной зольности, чтобы получить минимум народнохозяйственных затрат на схему топливоснабжения ТЭС республики, включая ряд станций Урала и Западной Сибири. Важным показателем для определения такой схемы топливоснабжения являются минимальные дополнительные затраты на переориентацию ТЭС на экибастузские угли повышенной зольности.
При переводе существующих ТЭС на Экибастузский уголь II группы должны быть реконструированы топливное хозяйство, системы пылеприготовления, золоулавливания и золошлакоудаления, а также котлы. Возможен вариант строительства новых котельных агрегатов со всеми соответственными дополнительными объектами и оборудованием вместо реконструкции вышеуказанных узлов.
Третьим вариантом является обогащение экибастузского угля II группы в объеме, достаточном (включая угли I группы) для удовлетворения потребности существующих ТЭС и новых ТЭЦ Казахстана, Урала и Западной Сибири, ориентированных на это топливо.
До настоящего времени не найдено эффективных методов обогащения экибастузского угля. При сжигании экибастузского угля II группы без реконструкции узлов действующих электростанций для достижения оптимальных показателей существующих ТЭС требуется значительный объем мазута, что следует рассматривать существенным негативным последствием. Ввиду этого при выполнении оптимизационных расчетов использованы экономические показатели переориентации ТЭС на экибастузские угли II группы.
Результаты наших исследований показали, что экибастузские угли II группы целесообразно поставлять из числа существующих станции, в первую очередь — для ТЭС Павлодар-Экибастузского территориально-производственного комплекса, что дает минимум народнохозяйственных затрат на схему топливоснабжения ТЭС всей республики при учете экономических показателей на переориентацию ТЭС.
Выше отмечено, что добыча борлинского угля уже в XIII пятилетке составит 10 млн. т н. т., а часть куу-чекинского и карагандинского угле и (включая отходы углеобогащения) будут вытеснены из топливной баланса Алма-Атинской энергосистемы среднеазиатским природным газом [3]. Высвобожденные объемы углей должны быть использованы на ТЭС Северного и Центрального Казахстана.
Проведенные нами оптимизационные расчеты по схеме топливоснабжения ТЭС показали, что борлинские и куу-чекинские угли нужно использовать на тепловых электростанциях «Карагандаэнерго». Тургайский уголь целесообразно сжигать на предполагаемой к сооружению Тургайской ГРЭС. Газомазутное топливо и в перспективе будет поставляться на Рудненскую. Кустананскую и Аркалыкскую ТЭЦ, где сооружены котлы для сжигания газа и мазута.

В других энергоузлах рассматриваемого региона на ТЭС эффективно использовать экибастузские угли I группы.
При уменьшении объема вывоза экибастузского угля на Урал и в Западную Сибирь к 2000 г. до 4,3 млн. т у. т. появляется возможность ускоренного развития ГРЭС ЭТЭКа по условиям топливо- обеспечения и соответственно использованию экибастузского угля II группы в приспособленных для этого станциях.
Результаты исследований показали, что в перспективе на 10— 15 лет шубаркольские и майкюбенские угли ввиду недостаточности их ресурсов нецелесообразно использовать на ТЭС Северного и Центрального Казахстана.

Котельные.

Ввиду дальнейшего развития малых городов и рабочих поселков, автономных промышленных потребителей, удаленных от территории влияния ТЭЦ, а также в связи с недостаточным развитием теплофикационных станций в крупных городах региона все большее развитие получают промышленно-производственные и отопительные котельные. Удельный вес котельных в централизованном теплоснабжении отдельных областей в 1985 г. составил, %:
Карагандинская и Джезказганская45,7
Кокчетавская 100,0
Кустанайская 61,0
Павлодарская 19,0
Северо-Казахстанская 34,3
Тургайская 24,0
Целиноградская 53,0
Из этих данных видно, что в крупных городах, где сооружены мощные ТЭЦ, удельный вес котельных в централизованном теплоснабжении невысок (Павлодарская область—19%, Северо-Казахстанская— 34,3, Карагандинская и Джезказганская — 45,7%). Большой удельный вес ТЭЦ в теплоснабжении Тургайской области объясняется небольшой тепловой нагрузкой г. Аркалыка и отсутствием здесь крупных теплоемких производств. Несмотря на это, общее количество котельных в регионе в 1985 г. выросло в 1,4— 1,5 раза по сравнению с 1980 г.
По отчетным данным, в 1985 г. на территории областей Северного и Центрального Казахстана действовало 13 842 котельных, из них 13,8 тыс.— мощностью менее 20 Гкал/ч. Удельный вес котельных по типам и мощности, а также средняя производительность составили следующую величину:

Более 92% мощности надает на долю мелких котельных, их средняя мощность составляет 1,1 Гкал/ч, удельный расход топлива на отпуск тепла выше на 8,9 кг/Гкал, чем у котельных производительностью свыше 20 Гкал/ч. Такие мелкие котельные в 1985 г. отпустили на сторону 85% тепла всех котельных региона. Мелкие котельные в большинстве случаев оборудуются слоевой топкой, где эффективно можно сжигать сортовой (в крайнем случае высококачественный) уголь, природный газ и мазут.
В п. 2.2 показано, что в 1985 г. около 70% потребности котельных рассматриваемого региона в топливе покрывается углями, более 17% — мазутом и около 9% — природным газом. Из-за недостаточности выделяемых объемов высококачественных топлив для этой установки в Павлодарскую, Целиноградскую, Карагандинскую и Джезказганскую области наряду с другими видами топлива поставлялись высокозольные экибастузские, борлинские и куучекинекме угли. Природный газ используется только котельными Кустанайской области.
Согласно Энергетической программе СССР [7], в перспективе всемерно будут сокращены выделяемые объемы нефтепродуктов в качестве котельно-печного топлива, объем поставки этого топлива для котельных Северного и Центрального Казахстана также будет сокращен.
В настоящее время высококачественные угли добываются на предприятиях Кузнецкого и Карагандинского бассейнов. По данным планирующих и научно-исследовательских институтов, в обозримой перспективе баланс кузнецкого угля ожидается довольно напряженным, а объем добычи карагандинского энергетического угля не увеличится по сравнению с уровнем 1985 г. Несмотря на это, определенные объемы этих топлив, видимо, будут поставляться для котельных рассматриваемого региона.
В связи с предполагаемой промышленной добычей майкюбенского и шубаркольского углей котельные Северного и Центрального Казахстана следует ориентировать на майкюбенские, шубаркольскне, кузнецкие и карагандинские угли. Расчетные затраты этих углей в местах потребления приведены в табл. 148.
Как видно, для котельных Карагандинской области эффективным топливом являются карагандинские и шубаркольские, для Джезказганской — шубаркольские угли.
В Целиноградской, Кокчетавской, Павлодарской, Северо-Казахстанской и Тургайской областях по расчетным затратам в местах потребления равноэкономичны майкюбенские и кузнецкие угли. При недостаточности их ресурсов сюда следует поставлять шубаркольский уголь. Котельные Кустанайской области следует ориентировать на среднеазиатский газ, майкюбенский и шубаркольский уголь.

Коммунально-бытовое хозяйство.

В северном и центральном регионах республики в 1985 г. проживало 38,6% населения Казахской ССР, из них 61,5% — городские и 38,5% — сельские жители.

По данным ЦСУ Казахской ССР, городской жилищный фонд з расчете на одного жителя составил 13,5 м2. Для отопления и горячего водоснабжения на одного городского жителя от централизованных теплоисточников в 1985 г. отпущено 3,7 Гкал/год. В перспективе городское население будет обеспечено теплом в основном за счет котельных и ТЭЦ.

Таблица 148. Затраты на добычу и транспорт углей по городам региона, руб/т у. т.


Город

Карагандинский

Майкюбенский

Кузнецкий

Шубаркольский

Караганда

15,0

15,7

16,0

15,6

Джезказ
ган

18,7

18,4

18,2

13,5

Целино
град

17,4

15,5

16,7

18,2

Кокчетав

19,8

18,4

18,3

20,7

Павлодар

17,8

14,7 1

14,2

18,6

Петропав
ловск

21,0

19,8

19,3

20,3

Кустанай

20,8

19,6

19,7

21,9

Балхаш

19,8

19,7

17,3

19,5

Аркалык

25,4

18,9

18,5

26,8

Доля сельского населения в отдельных областях Северного Казахстана неодинакова, % к общей численности (1985 г.): Джезказганская область—16,4, Карагандинская—13,6, Кокчетавская — 62,7, Кустанайская — 49,8, Павлодарская — 36,3, Северо- Казахстанская— 55,4, Тургайская — 66,1, Целиноградская — 38,5.
В сельской местности Северного Казахстана подавляющее большинство населения живет в одноэтажных индивидуальных домах. Ввиду низкой тепловой нагрузки на единицу территории населенного пункта сельские дома чаще отапливаются от индивидуальных печей и в редких случаях — от мелких котельных. В таких установках твердое топливо сжигается в слое. Индивидуальные отопительные печи и мелкие котельные со слоевой системой сжигания нормально работают лишь на малозольном угле (так называемое сортовое топливо). Согласно [9], такой уголь должен обладать определенными свойствами: в первую очередь иметь равномерный по крупности состав.
По данным [7], размер кусков топлива оказывает большое влияние на горение. При сжигании угля крупностью от 10 до 40— 50 мм процесс проходит легко, воздух идет через слой с меньшим сопротивлением. Мелкое топливо создает большое сопротивление движению воздуха через слой, кроме того, частицы легко поднимаются из слоя воздушно-газовыми струями, увеличивая потери от механической неполноты сгорания.
При сжигании рядового топлива в топках с колосниковыми решетками часть кусков менее 6 мм не может задержаться на решетке и проваливается в зольник через щели между колосниками, эти потери составляют до 12,7% сжигаемого топлива [9]. Анализ данных [9, 10, 11] показал, что при содержании мелочи в угле от 2 до 30% КПД слоевых топок уменьшается на 0,2%, а от 30 до 54% — на 0,5 на 1% содержания мелочи.

Таблица 149. Расчетные затраты углей в местах потребления с учетом коэффициента полезного действия
установок, руб/т у. т.

Зольность топлива также влияет на экономичность процесса горения. По данным [10], при сжигании высокозольного угля е золой и шлаком безвозвратно теряются недогоревшие частицы. Золовые отложения засоряют и загрязняют поверхности нагрева, что приводит к худшему охлаждению газов. В результате увеличиваются потери тепла с уходящими газами и механическим недожогом. При зольности угля от 5 до 20% КПД слоевых топок уменьшается на 0,35%, а свыше 20% — на 0,6 на 1% золы [9—11].
Па основе таких данных нами определены затраты в местах потребления рядовых углей с учетом КПД установок (табл. 149). Видно, что для индивидуальных установок коммунально-бытового хозяйства среди рядовых углей эффективны в Караганде шубаркольскнй и карагандинский, в Балхаше и Джезказгане—шубаркольский и кузнецкий, в других областях Северного и Центрального Казахстана — майкюбенский и кузнецкий угли.
Индивидуальные отопительные установки Кустанайской области выгодно ориентировать на природный газ (в тех районах, где проходит газопровод) и майкюбенские уголь.
По данным [2|, использование сортовых углей в установках со слоевой системой сжигания даст 10—15% экономического эффекта по сравнению с рядовыми. Ввиду этого для установок со слоевой системой сжигания необходимы только сортовые майкюбенские, шубаркольские и карагандинские угли. В связи с этим в перспективе наряду с созданием разрезов необходимо соорудить углеперерабатывающие предприятия на Шубарколе и Майкюбе.
Для промышленных печей и технологических установок цветной и черной металлургии, промстройматериалов и других отраслей целесообразно использовать природный газ, мазут и сортовые (высококачественные) угли. Однако трубопроводы для подачи газа сооружены только в Кустанайской области. Подача природного газа в другие области Северного Казахстана Министерством газовой промышленности не предусматривается, хотя это оказалось бы эффективным.
Объем потребления мазута в качестве котельно-печного топлива в перспективе будет всемерно сокращен. В связи с этим для промышленных печей и технологических установок Джезказганской, Карагандинской, Целиноградской, Павлодарской, Кокчетавской, Тургайской и Северо-Казахстанской областей целесообразно использование карагандинского, шубаркольского, майкюбенского и кузнецкого углей. Эффективность отдельных видов углей для этих установок по областям Северного Казахстана такая же, как для коммунально-бытового хозяйства.



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