Аркалыкская ТЭЦ предназначалась для электро- и теплоснабжения пос. Аркалык и Тургайскнх бокситовых рудников. В 1957 г. началось ее строительство, в 1963 г. вошли в строй действующих паровых котла типа БМ-35 Белгородского котельного завода производительностью по 35 т пара в час на параметры пара 39 кгс/см2 и 450°С (табл. 98) и 2 паровые турбины типа АР-4-3 и АР-2,5-6 Калужского турбинного завода на параметры пара 35 кгс/см2 и 435°С электрической мощностью соответственно 4 и 2,5 МВт, тепловой — 22 и 19 Гкал/ч.
В 1964 г. был введен в эксплуатацию третий паровой котел, подобный первым двум.
Таблица 98. Характеристика котельных агрегатов Аркалыкской ТЭЦ
Стлнц. № | Типоразмер котла, завод-изготовитель | Год | Производительность, т/ч | Параметры пара | КПД котла брутто/ | Время наработки на 1 01.86 г., ч | ||
изготов | начала работы | Давле | Температура, °С | |||||
1 | БМ-35, Белгородский завод | 1963 | 1964 | 35 | 39 | 450 |
| 133 522 |
2 | БМ-35 » | 1962 | 1963 | 35 | 39 | 450 | 90,0 | 137 128 |
3 | БМ-35 » | 1959 | 1963 | 35 | 39 | 450 |
| 140748 |
4 | ПТВМ-30, Дорогобужский завод | 1971 | 1971 | 30* | — | — |
| 22 903 |
5 | ПТВМ-30 » | 1972 | 1972 | 30* | — | — |
| 19 941 |
6 | ПТВМ-100, Белгородский завод | 1975 | 1975 | 100* | — | — |
| 24 762 |
7 | ПТВМ-100 » | 1977 | 1977 | 100* | — | — |
| 20203 |
8 | ПТВМ-100 » | 1981 | 1984 | 100* | — | — |
| 408 |
* Гкал/ч.
С ростом тепловых нагрузок г. Аркалыка станция была расширена пятью водогрейными котлами суммарной установленной мощностью 360 Гкал/ч.
В настоящее время суммарная электрическая мощность ТЭЦ составляет 6,5 МВт, тепловая — 401 Гкал/ч, в том числе из отборов турбин — 41 Гкал/ч.
Основной вид топлива на станции — мазут. Техническое водоснабжение — оборотное. Охлаждение циркуляционной воды на масло- и воздухоохладители производится в брызгальных бассейнах. Источниками технического водоснабжения ТЭЦ являются Аджарское водохранилище и вода из выработанных карьеров. Потребность воды питьевого качества обеспечивается из горводопровода.
На станции установлены 3 дымовые трубы: № 1 высотой 45 м в настоящее время вышла из строя; № 2 и 3 высотой по 80 м. К ним подключены соответственно паровые и водогрейные котлы № 1—6 и № 7,8.
Станция — основной источник теплоснабжения г. Аркалыка с тепловыми нагрузками по горячей воде более 300 Гкал/ч и по пару с давлением 13 кгс/см2 около 80 т/ч. Основные потребители — Тургайское бокситовое рудоуправление, предприятия треста «Тургайалюминий» и коммунально-бытовое хозяйство г. Аркалыка. С 1971 г. станция работает параллельно с Кустанайской энергосистемой.
За последние 16 лет вся производимая на ТЭЦ электроэнергия вырабатывается на тепловом потреблении. Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии снизился с 192,2 до 172,6 г/кВт-ч, на отпуск теплоэнергии — с 191,9 до 164,9 кг/Гкал. Низкими являются собственные нужды станции (табл. 99). В то же время удельная численность промышленно-производственного персонала — одна из наиболее высоких на электростанциях Минэнерго Казахской ССР (28 чел.) [75].
Перспективы развития электростанции следующие. Согласно «Схеме теплоснабжения г. Аркалыка», развитие ТЭЦ заканчивается с вводом пятого водогрейного котла (КВГМ-100). За 1985 г. предусматривался демонтаж турбин и перевод станции в котельную, так как значительная часть оборудования и сооружений ТЭЦ морально устарела и физически изношена. Однако демонтаж турбоагрегатов существенно снизит надежность и экономичность электроснабжения наиболее ответственных потребителей энергоузла и собственных нужд станции ввиду частой потери мощности из-за аварий и отключений на протяженной линии электропередач, связывающей станцию и город с энергосистемой.
На основании материалов обследования станции САО ВНИППэнергопром выполнил обоснование по ее техническому перевооружению [48].
Таблица 99. Технико-экономические показатели работы Аркалыкской ТЭЦ
* С учетом энергопоезда.
Предлагаются: реконструкция основного оборудования станции с целью повышения надежности и экономичности работы котлов, повышение эффективности их использования за счет повышения производительности паровых котлов с 35 до 40— 45 т в час; доведение производительности водогрейных котлов № 6 и 7 до номинальной; совершенствование управления водогрейными котлами; расширение химводоочистки для подпитки паровых котлов и теплосети; капитальный ремонт основных зданий и сооружений; строительство новой 120-метровой трубы и подключение к ней всех котлов и другие работы. Для проведения реконструкции предлагается установить на станции новый замещаемый паровой котел типа Е-50-40 ГМ.
Сметная стоимость технического перевооружения и реконструкции ТЭЦ— 12,4 млн. руб. [48].
