ТЭЦ—ПВС КМК. Параллельно с электростанциями «Карагандаэнерго» в энергосистеме работает блок-станция Карагандинского металлургического комбината — теплоэлектроцентраль с паровоздушной станцией (ТЭЦ—ПВС). Комплекс построен по проектам Ленинградского и Ростовского отделения института Теплоэлектропроект.
Первые агрегаты ТЭЦ в составе двух котлов типа ТП-13 паропроизводительностью по 220 т/ч на высокие параметры пара и одной турбины типа ВПТ-25-4 мощностью 25 МВт (в дальнейшем реконструированную в ПТ-30-90/10) были введены в эксплуатацию в 1959 г. Паровоздушная станция при ТЭЦ в составе двух турбовоздуходувок введена в эксплуатацию в 1960 г. Последующий ввод в эксплуатацию зданий, сооружений и основного оборудования осуществлялся в несколько этапов и продолжался до 1971 г. На станции было установлено 8 паровых котлов суммарной паропроизводительностью 1760 т/ч на высокие параметры пара; 6 паровых турбин типа ПТ и Р общей электрической мощностью 180 МВт, тепловой отборов турбин 537 Гкал/ч (табл. 89); 7 компрессоров суммарной воздухопроизводительностью 32 955 м3/мин, 6 турбоприводов с паровыми турбинами общей мощностью 136 МВт и один электропривод компрессора на 6 МВт.
ТЭЦ—ПВС размещается на территории Карагандинского металлургического комбината, является мощным его энергоцехом, обеспечивающим металлургическое производство электроэнергией, горячей водой, производственным паром на давление 8, 35 и 90 кгс/см2, сжатым воздухом для доменных печей, химически очищенной водой для открытого водоразбора, а также горячей водой на отопление и горячее водоснабжение восточной зоны г. Темиртау.
Котлы типа ТП-13, изготовленные Таганрогским котельным заводом, высокого давления, однобарабанные, вертикально-водотрубные, П-образной компоновки, с естественной циркуляцией, имеют паропроизводительность 220 т/ч на параметры пара 100 кгс/см2, 540°С, рассчитаны на сжигание промпродукта карагандинских углей как в чистом виде, так и в смеси с доменным газом (табл. 90). На котлах установлено 6 комбинированных пылегазовых горелок для одновременного сжигания пыли твердого топлива и коксового газа. Кроме этого, в горелках установлены мазутные форсунки, используемые для растопки или подсветки пылевого факела при отсутствии коксового газа. С фронта котлов установлено по 4 щелевых горелки для сжигания доменного газа.
Таблица 90. Технико-экономические показатели работы ТЭЦ—ПВС
Котлы № 7 и 8 оборудованы шестью турбулентными комбинированными пылегазовыми горелками для сжигания трех видов топлива: промпродукта карагандинских углей, доменного и коксового газа. На них установлено по 2 системы пылеприготовления с шаровыми барабанными мельницами типа ШБМ-287/410, на каждом котле — по 4 центробежных мокропрутковых золоуловителя типа МП-ВТИ. Удаление золы и шлака — гидравлическое. Смыв золы производится непрерывно, шлака — периодически. Гидрозоловая пульпа по самотечным каналам поступает в заводскую багерную насосную. Гидрозолоудаление рассчитано на сжигание в котлах 100% твердого топлива. На станции установлены 3 дымовые трубы: № 1 и 2 высотой 100 м и № 3—250 м.
В машинном отделении имеется 6 турбоагрегатов на параметры пара 90 кгс/см2 и 535°С (см. табл. 91). Турбины № 1 на станции не было. Турбина № 2 типа Р-6-90/31 (ВР-6-3) Уральского турбомоторного завода одноцилиндровая, мощностью 6 МВт, противодавление— 31 кгс/см2, расход свежего пара на турбину —98 т/ч.
Турбина № 3 типа ПТ-30-90/10 (ВПТ-24-4) одноцилиндровая, одновальная, теплофикационная, с конденсацией, с двумя регулируемыми отборами пара на давление 10 и 1,2 кгс/см2.
Турбины № 4 и 5 типа ПТ-60-90/13 (ВПТ-50-2) мощностью 60 МВт — двухцилиндровые, одновальные, теплофикационные, с конденсацией, с двумя регулируемыми отборами пара на 13 и 1,2 кгс/см2. Турбина № 6 типа Р-12-90/31М — одноцилиндровая, одновальная, с противодавлением на 31 кгс/см2, мощностью 12 МВт. Номинальный расход пара на турбину — 142 т/ч. Турбина № 7 типа Р-12-35/5М мощностью 12 МВт, на параметры пара перед турбиной 35 кгс/см2 и 435°С, противодавление 10 кгс/см2, предназначалась для работы на паре от котлов-утилизаторов. Однако пар от этих котлов используется для других целей комбината, поэтому турбина практически не работает.
В качестве топлива для котлов ТЭЦ используется промпродукт обогащения карагандинских углей углеобогатительной фабрики № 1 комбината, коксовый и доменный газы, а также карагандинский уголь.
Схема технического водоснабжения станции оборотная с водохранилищем-охладителем, в качестве которого служит Самаркандское водохранилище. Вода подается от обшей насосной комбината, а затем сливается в самотечные сливные каналы.
Технико-экономические показатели работы ТЭЦ—ПВС показаны в табл. 90. На станции имеет место значительный разрыв между установленной и располагаемой мощностью в связи с необеспеченностью в основном паровой мощностью. В 1986 г. разрыв мощности составил 110 МВт, т. е. более 60% установленной электрической мощности не могло работать. Отсюда низкое число часов использования установленной мощности ТЭЦ. Выработка электроэнергии в 1986 г. составила 609 млн. кВт-ч, в том числе только 30% производится на тепловом потреблении. Отпуск тепловой энергии достиг млн. Гкал, и примерно 50% его отпускается отработанным паром. Произведено сжатого воздуха 162-109 м3 при давлении 2,4 кгс/см2. Высокими являются удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии и тепла. Хотя имеется тенденция к снижению их величины, в 1986 г. они составили 358,3 г/кВт-ч и кг/Гкал. Удельный вес сжигаемого на станции угля колеблется от 40 до 60%, мазута 2—4%, остальное составляет доменный и коксовый газ.
Основное и вспомогательное оборудование станции эксплуатируется уже 20—28 лет и морально и физически устарело. В ближайшие годы потребуется его замена или полный восстановительный ремонт.
