Энергетика Северного и Центрального Казахстана - Экибастузская ГРЭС-1

Технический проект ГРЭС  разработан Новосибирским отделением института Теплоэлектропроект в соответствии с заданием на проектирование, утвержденным Минэнерго СССР от 25 июня 1968 г. Строительство станции началось в 1975 г., в апреле 1980 г. пущен первый энергоблок. В конце 1984 г. введен в эксплуатацию последний, восьмой блок, и установленная мощность станции достигла 4000 МВт.
ЭГРЭС-1—первая электростанция Экибастузского топливно- энергетического комплекса, предназначается для обеспечения растущих потребностей в электроэнергии Северного и Центрального Казахстана, а также для передачи электроэнергии на Урал и в Сибирь.
На Экибастузской ГРЭС-1 установлены 8 моноэнергоблоков мощностью по 500 тыс. кВт в составе котлоагрегата Подольского машиностроительного завода типа Пп-1650-255 (станц. № 1,2— П-57-3, № 3—8П-57-ЗМ), турбины типа К-500-240-2 Харьковского турбогенераторного и Ленинградского металлического заводов, генераторы № 1—4 типа ТГВ-500-2 и № 5—8—ТВВ-500-2 (табл. 129, 130). Котельный агрегат П-57-3 однокорпусный, прямоточный, Т-образной компоновки, паропроизводительностью 1650 т/ч на параметры пара 255 кгс/см² и 545/545°С с промежуточным перегревом пара, запроектированный для сжигания экибастузского угля.
На станции установлены 3 турбоагрегата К-500-240-2 ХТГЗ и 5 турбоагрегатов ЛМЗ, однотипные турбины представляют собой одновальные четырехцилиндровые агрегаты с четырьмя выхлопами и двумя конденсаторами.
Турбина имеет промежуточный перегрев пара на давление кгс/см², 9 нерегулируемых отборов для регенерации и подачи отборного пара на деаэратор и турбопривод питательного насоса. Кроме этого, из нерегулируемых отборов возможен отпуск пара на собственные нужды станции — на калориферы котлов (до 35 т/ч) и теплофикационную установку (до 25 Гкал/ч).

Таблица 129 Характеристика котельных агрегатов Экибастузской ГРЭС-1

Таблица 130 Характеристика турбоагрегатов Экибастузской ГРЭС-1

При расходе свежего пара на турбину 1650 т/ч для гарантийного режима при температуре охлаждающей воды 15оС, выключенной теплофикации и калориферах мощность турбины — 534,7 МВт [79].
Площадка для строительства ГРЭС расположена на северном берегу оз. Женгельды в 16 км от г. Экибастуза. В качестве топлива для станции выделен уголь пласта № 3 Иртышского разреза 5/6 Экибастузского месторождения с зольностью 39%, теплотворной способностью 3900 ккал/кг.
Система топливоподачи ГРЭС состоит из двух самостоятельных топливных хозяйств, включающих разгрузочное устройство с двумя вагоноопрокидывателями, четырехблочное дробильное устройство, ленточные конвейеры с узлами пересыпки, склад топлива с недельным запасом.
Каждое топливное хозяйство рассчитано на подачу 50% объема потребляемого топлива и имеет отдельный ввод в главный корпус. Пылеприготовление—индивидуальное. На каждый котел установлено 8 пылесистем с прямым вдуванием, работающим под давлением. Каждая пылесистема включает молотковую мельницу типа ММТ-2600/2550/590, пылевой сепаратор СПУ-ММТ-4000-1700, скрепковый питатель угля СПУ-900-7000 и работает на 3 горелки котла. Все котлы подключены к двум дымовым трубам высотой 300 и 320 м.
Очистка дымовых газов от летучей золы предусмотрена двухступенчатой, комбинированными улавливающими установками: первая ступень — 4 скруббера типа ЦС-ВТИ, вторая ступень — два 4-польных электрофильтра типа ЭГЗ-4-265-04 высотой 12,5 м. Общий проектный КПД золоочистки — 99,5% [79].
Система шлакоудаления— гидравлическая, совместная, прямоточная: шлаковая пульпа из котлов и золовая из скрубберов с помощью эрлифтов поднимается в каналы ГЗУ электрофильтров на отметку 21,8 м, оттуда по двум трубопроводам самотеком поступает в 2 магистральных золопровода диаметром 1200 мм и транспортируется в золоотвалы.
Золоотвал (емкостью 3 млрд. м³) размещается в котловине горько-соленого оз. Карасор на расстоянии 22 км от станции. Для борьбы с пилением золоотвала предусматривается замыв отработанной части пляжа грунтом с помощью земснаряда.
Схема технического водоснабжения принята оборотной с наливным водохранилищем, созданным путем заполнения котловины горько-соленого оз. Женгельды. Площадь зеркала водохранилища— 18.9 км², объем — 86 млн. м³. Источником воды является канал Иртыш—Караганда. Химводоочистка принята по схеме трехступенчатого полного химического обессоливания с предварительным известкованием, производительность—380 т/ч.
Компоновка главного корпуса имеет следующие особенности. Здание главного корпуса 3-пролетное, закрытое. Размеры пролетов маш. зала — 51 м, котельного отделения со встроенной деаэраторной этажеркой — 51 м, помещение топливоподачи— 15 м, скрубберный пролет — 24 м, помещение ТММ — 24 м. Длина ячеек блока — 60 м.

Общая длина главного корпуса— 549 м (46 осей) [78]. Расположение турбогенераторов в машинном зале поперечное, оси котлов и турбин блока совпадают. Блочные щиты управления на каждые 2 блока имеют центральное расположение по отношению к обслуживающим блокам.
Проектные технико-экономические показатели ГРЭС-1 следующие [78, 791:

1. установленная мощность— 4000 МВт
2. использование установленной мощности— 6800 ч/год
3. удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии         —336 г/кВт-ч
4. расход электроэнергии на собственные нужды —4,69%
5. удельная численность ППП (всего)—0,401 чел/МВт в т. ч. эксплуатационного —0,168 чел/МВт
6. удельные капиталовложения—120,15 руб/кВт
7. годовой расход топлива— 15,621 млн. т н. т.

Как отмечалось выше, строительство станции началось в 1975 г. Первые 2 энергоблока планировалось ввести в эксплуатацию в 1979 г., однако из-за крайне медленных темпов строительства, обусловленных хроническим дефицитом рабочей силы и большой текучестью кадров вследствие отсутствия жилья, первый энергоблок был введен в промышленную эксплуатацию 31 марта 1980 г. Первый блок монтировался в общей сложности 14 месяцев, второй — 10, третий — 8, четвертый — 7, т. е. в 2 раза быстрее, чем первый блок [80]. Последний, восьмой энергоблок пущен в работу в 1984 г.
Технико-экономические показатели работы Экибастузской ГРЭС-1 представлены в табл. 131.
На конец 1986 г. располагаемая мощность ГРЭС-1 составила 3550 МВт, а выработка электроэнергии достигла 21,26 млрд. кВт-ч. Доля Экибастузской ГРЭС-1 в балансе выработки электроэнергии ТЭС Минэнерго СССР составила 28,9%. Однако плановое задание по выработке электроэнергии недовыполнено на 0,6 млрд. кВт-ч (см. табл. 131).
Основными причинами невыполнения плана явились [75]: неудовлетворительная работа золоулавливающих установок, что привело к интенсивному износу проточной части тягодутьевых машин; перепростой в среднем ремонте энергоблока № 4, в текущем ремонте энергоблока № 5, аварийный ремонт энергоблока № 3; низкое качество ремонта вспомогательного оборудования; невозможность передачи электроэнергии в «Целинэнерго» и «Кустанайэнерго» из-за ограничений пропускной способности линии электропередач.
Показатели топливоиспользования в 1986 г. были существенно лучше, чем в прошлые годы. Однако перерасход удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии составил 12,2 г/кВт-ч по сравнению с нормативным. Высокими являются расход электроэнергии па собственные нужды станции и численность промышленно-производственного персонала.
Таблица 131. Технико-экономические показатели работы Экибастузской ГРЭС-1

Таким образом, технико-экономические показатели работы электростанции пока еще существенно хуже проектных.
Необходимо отметить, что за все эти годы на станции наблюдались существенный разрыв между установленной и располагаемой мощностью и недовыработка электроэнергии, значительный перерасход топлива и расход электроэнергии на собственные нужды. Это обусловлено ненадежной работой и высокой аварийностью основного и вспомогательного оборудования из-за низкого качества  его изготовления, монтажных и ремонтных работ, высокой текучести рабочих кадров, недостаточно высокого уровня квалификации эксплуатационного персонала, более высокой по сравнению с проектной зольностью сжигаемого на станции топлива. Поэтому главная задача в работе ЭГРЭС — повышение надежности и экономичности работы станции.
В целом по электростанциям Северного и Центрального Казахстана необходимо отметить следующее.
За последние 20 лет в электроэнергетике региона значительно вырос технический уровень производства электроэнергии. Увеличилась единичная мощность агрегатов и станции в целом, в структуре основного оборудования ТЭС значительно повысился удельный вес наиболее экономичных котло- и турбоагрегатов на параметры пара 130 и 240 кгс/см². За период с 1970 по 1985 г. средняя мощность паротурбинных электростанций увеличилась со 162 до 482 МВт, причем 87% установленной мощности ТЭС размещается на электростанциях с единичной мощностью свыше 300 МВт.
На конец 1985 г. на 22 электростанциях региона находилось в эксплуатации 148 паровых котлов общей паропроизводительностью 48 930 т/ч и 105 паровых турбин суммарной электрической мощностью 10 592,5 МВт. Средняя производительность котлоагрегата составила 331 т/ч, средняя мощность турбины— 101 МВт. За период с 1970 по 1985 г. средняя единичная мощность турбоагрегатов возросла в 2,3 раза.
Котлоагрегаты на повышенные и сверхкритические параметры пара (140 и 250 кгс/см²) занимают 65,2%, на высокие (100 кгс/см²) — 29,2% и на средние — 5,6% от суммарной паропроизводительности.
Турбины единичной мощностью 300 МВт и выше составляют 60,5%, от 100 до 200 МВт— 13,4 и менее 25 МВт— 1,8% от суммарной мощности. Основная мощность турбин (78,1%) имеет начальные параметры пара на 130 и 240 кгс/см², и только 2,3% общей мощности имеет средние параметры пара.
Конденсационные турбины занимают по мощности 65,6%, по количеству — 22,9%, турбины типа Т — 16,5 и 23,8, типа ПТ и П — 13,6 и 24,8 и типа Р — 4,3 и 27,6% от всего количества.
Свыше 26 лет в эксплуатации находятся 18 турбоагрегатов суммарной мощностью 544 МВт, и более 71% мощности турбин эксплуатируется менее 16 лет.
Рост единичной мощности основного энергетического оборудования и станций в целом, повышение начальных параметров пара позволили существенно улучшить технико-экономические показатели производства тепла и электроэнергии. За период с 1970 по 1985 г. на электростанциях региона, находящихся в подчинении Минэнерго КазССР, удельный расход топлива на отпуск электроэнергии снизился на 44 г/кВт-ч (с 403,8 до 359,5 г/кВт-ч), а на отпуск тепла от ТЭЦ уменьшился с 185 до 181,4 кг/Гкал (см. табл. 60). Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций на производство электроэнергии снизился с 8,14 до 6,34%.
Однако необходимо учесть, что удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии в регионе существенно выше, чем по республике в целом. Например, в 1985 г. удельный расход топлива на отпуск электроэнергии был на 10,2       г/кВт-ч, а на отпуск тепла на 2,1 кг/Гкал выше, чем в среднем
по республике. Это объясняется меньшим удельным весом выработки электроэнергии на тепловом потреблении в регионе, высоким удельным весом сжигаемого на станциях твердого топлива, в основном высокозольного экибастузского и борлинского угля. Кроме этого, на ряде ТЭС региона имеет место значительный перерасход топлива на отпуск электроэнергии по сравнению с нормативным (в 1985 г. на Джезказганской ТЭЦ — 89,18 г/кВт-ч, Карагандинской ГРЭС-1 — 114,5, Петропавловской ТЭЦ-2 — 41,17, Балхашской ТЭЦ — 39,78 [54]) из-за неудовлетворительного технического состояния и плохой работы оборудования станции.