Для развития конденсационных электростанций в Северном н Центральном Казахстане имеются все предпосылки, главная — это большие запасы энергетических углей открытой добычи.
Основным топливом для электростанции региона на перспективу 15—20 лет является каменный уголь Экибастузского месторождения, добываемым открытым способом, его добыча в 1985 г. составила 80,5 млн. т н. т. На этом топливе работает 20 электростанций Центрального и Северного Казахстана, Урала и Западной Сибири суммарной мощностью около 15 млн. кВт. На его основе формируется Экибастузский топливно-энергетический комплекс (ЭТЭК).
Научно-исследовательскими и проектными институтами установлено, что мощные конденсационные электростанции на высококачественном топливе целесообразно размещать в районах потребления электроэнергии с обеспечением ее потребителей в радиусе 350—450 км [103]. Мощные ГРЭС, использующие дешевые низкокачественные угли открытых разработок, экономически выгоднее размещать в районах добычи топлива и передавать электроэнергию от них потребителям по линиям электропередач. Последнее в полной мере можно отнести к развитию ЭТЭКа.
В соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 24.03.77 г. «О создании Экибастузского топливно- энергетического комплекса» предусматривалось строительство мощных угольных разрезов в Экибастузском и Майкюбенском бассейнах с объемом общей годовой добычи на уровне 1990 г. 170 млн. т н. т. (150 млн. т н. т. экибастузского угля). На базе дешевых углей этих бассейнов намечено построить 5 тепловых электростанций общей мощностью 20 млн. кВт, линию электропередач постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз—Центр для передачи 42 млрд. кВт-ч электроэнергии в европейскую часть СССР, сооружение ВЛ—500 и 1150 кВ для выдачи электроэнергии на Урал, в Западную Сибирь, Среднюю Азию. Намечаемый объем добычи экибастузского и майкюбенского углей обеспечит дешевым топливом электростанции общей мощностью 36—38 млн. кВт с годовой выработкой электроэнергии 220 млрд. кВт-ч [117]. Таковы основные показатели ЭТЭКа, которые закладывались для реализации.
Новосибирским отделением института Теплоэлектропроект предложен и реализуется вариант размещения четырех ГРЭС суммарной мощностью 16 млн. кВт вблизи угольного бассейна на относительно небольшой территории с использованием наливных горько-соленых озер для охлаждения циркуляционной воды электростанций. Строительство ГРЭС намечено в следующих пунктах; ГРЭС-1 — оз. Женгельды в 16 км к северу от г. Экибастуза, ГРЭС-2 и ГРЭС-3 — оз. Шандаксор в 32 км к северу от г. Экибастуза и ГРЭС-4—урочище Акбидаик в 35 км от г. Экибастуза [116]. Источником технического водоснабжения электростанций является канал Иртыш—Караганда, при проектировании которого учтена потребность в воде четырех ГРЭС (около 15% от расхода воды в канале) [116]. Складирование золы и шлака, а также сброс производственных и хозяйственно-бытовых стоков запроектированы для всех ГРЭС в котловине горько-соленого оз. Карасор — самой глубокой замкнутой котловине района.
Основная технологическая схема ГРЭС ЭТЭКа принята но блочному принципу котел—турбина—генератор—трансформатор с блоками мощностью 500 МВт на сверхкритические параметры пара.
Строительство всех ГРЭС предусматривалось осуществить поточно-скоростным методом с использованием районной производственно-комплексовочной базы для предмонтажной укрупненной сборки оборудования и конструкции. Для централизованного ремонтного обслуживания ГРЭС намечалось создание производственного предприятия по ремонту энергетического оборудовании на базе центрального ремонтного завода. Для обеспечения четкой и надежной работы электростанций с хорошими технико-экономическими показателями предполагается единое управление эксплуатацией Экибастузских ГРЭС.
В рамках ЭТЭКа предусматривалось сооружение линии электропередач постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз— Центр для передачи 42 млрд. кВт-ч электроэнергии в европейскую часть страны протяженностью 2415 км с подстанцией в районе Тамбова. Эта ЛЭП будет одним из элементов Единой энергетической системы СССР, позволяющих закольцевать объединенные энергетические системы Казахстана и европейской части страны. Пятую ГРЭС в рамках ЭТЭКа (Южно-Казахстанская ГРЭС) такой же единичной мощности, как и Экибастузские предложено соорудить на побережье юго-западной части оз. Балхаш в Южном Казахстане.
Основные проектные технико-экономические показатели Экибастузских ГРЭС (без Южно-Казахстанской) следующие:
установленная мощность электростанций, МВт 16000 среднее число часов использования установленной мощности, ч/год
отпуск электроэнергии, млрд. кВт-ч 100,4
расход электроэнергии на собственные нужды, % 4,5
удельный расход топлива на отпуск электроэнергии, г/кВт-ч 335.3
годовой расход топлива, млн т у. т. 65,7
удельная численность Ι1ΓΙΓΙ, чел/МВт 0,166
удельные капиталовложения в промышленное строительство, руб/кВт [116] 143
Экибастузский топливно-энергетический комплекс рассматривался как единое производственное формирование на базе единой инфраструктуры планирования, управления, строительства и эксплуатации. концентрация такой большой мощности, как в Экибастузе,— 4 ГРЭС по 4 млн. кВт с блоками по 500 МВт на сверхкритические параметры пара, размещенные на относительно небольшой территории вблизи угольных разрезов. Благоприятные условия размещения, строительства станции и организации технического водоснабжения все это позволяет достигнуть высоких технико- экономических показателей топливно-энергетического комплекса.
Однако имеются серьезные предпосылки для возможного отступления от полной реализации первоначального проекта сооружения 1 РЭС ЭТЭКа.
Для обеспечения требований охраны окружающей среды от вредных выбросов Экибастузских ГРЭС предложено внедрение на всех электростанциях высокоэффективных (с КПД не менее 99%) двухступенчатых систем золоулавливания и сооружение дымовых труб высотой до 420 м. Сжигание высокозольных углей создает серьезную проблему загрязнения воздушной среды, как локальную, так и связанную с переносом вредных выбросов на большие расстояния и возможным выпадением кислотных дождей. Например, даже при обеспечении 99% счистки дымовых газов ЭГРЭС-1 от золы объем всех выбросов в атмосферу достигнет более 1 млн. т в год. Неудовлетворительная работа электрофильтров этой станции с учетом других источников загрязнения воздушного бассейна вызвала в настоящее время превышение предельно допустимых концентраций по золе и оксидам серы в несколько раз [7]. Поэтому в случае размещения здесь согласно проекту еще трех станций проблема обеспечения требований охраны окружающей среды в регионе обострится. Учитывая масштабы Экибастузского ТЭК, свойства угля и возросшие экологические требования, главное внимание должно быть уделено мероприятиям по защите окружающей среды за счет применения современных средств очистки газов, совершенствования технологий и размещения энергетических объектов. Другим фактором возможности сооружения здесь четырех ГРЭС в ближайшие 10— 15 лет являются условия их топливообеспечения.
Строительство Экибастузской ГРЭС-1 началось в 1975 г. Ввод последнего, восьмого блока в эксплуатацию был осуществлен только в 1984 г. В настоящее время строятся Экибастузская ГРЭС-2 и Южно-Казахстанская ГРЭС. Значительно отстает от предусмотренных постановлением объемов не только ввод мощностей на ГРЭС ЭТЭКа, но и добыча экибастузского угля [7]. Вместо планируемых 105—115 млн. т угля в 1985 г. было добыто только 80,5 млн.
Проектными и планирующими организациями уточнены технические возможности разработки Экибастузского месторождения. Объем добычи экибастузского угля намечается в пределах 110—- 120 млн. т н. т. на 1 расчетный уровень, 120—130 — на II и 125— 135 — на III [7].
По данным ВНИИКТЭП при Госплане СССР, на I, II, III расчетные уровни объем вывоза экибастузского угля для ТЭС Урала и Западной Сибири может составить соответственно 19, 17,5 и 16,7 млн. т у. т. [7].
Поскольку в ближайшие 20 лет основной топливной базой тепловых электростанций республики будет Экибастузское месторождение, в КазНИИэнергетики рассмотрены различные варианты развития генерирующих мощностей республики на обозримую перспективу в зависимости от объема добычи и вывоза за пределы республики угля этого месторождения [104].
В топливном балансе ГЭС Казахстана кроме экибастузского угля учитывались объемы добычи борлинского, куу-чекинского, майкюбенского, шубаркольского, карагандинского, тургайского угля и выделения из топливного баланса страны кузнецкого угля и газомазутного топлива. Согласно постановлению ЦК КПСС и Совета Министров СССР от 23 сентября 1981 г., начало освоения Тургайского буроугольного месторождения намечается на 1986—1990 гг. Необходимость сооружения ГРЭС на тургайских углях обосновывается близостью их к электродефицитным районам Северо-Западного и Южного Казахстана, Урала и Средней Азии.
Тургайский буроугольный бассейн с общими геологическими запасами 58,1 млн. т расположен на территории Кустанайской и Тургайской областей. На четырех его наиболее благоприятных к разработке месторождениях можно организовать 6 угольных разрезов по добыче открытым способом 90—120 млн. т угля, что обеспечит топливом суммарную мощность ГРЭС 16—20 млн. кВт.
Турганские угли — бурые, отличаются высокой влажностью (до 35%), зольностью (16—22%), содержанием серы (0,8—3,5%) и низкой калорийностью (около 3000 ккал/кг) [119].
В XII пятилетке началось строительство разведочно-эксплуатационного разреза на Приозерном месторождении мощностью 500 тыс. т в год. Расширение этого разреза, а также сооружение нового на Орловском месторождении позволят организовать добычу тургайского угля в объеме 10 и 26 млн. т соответственно на II и III расчетные уровни [119]. Уральским отделением института Атомтеплоэлектропроект разработан «Технико-экономический доклад по строительству ГРЭС на базе Тургайского буроугольного бассейна», где выполнена оценка возможности создания топливно- энергетического комплекса на базе использования углей этого бассейна общей мощностью ГРЭС 20 млн. кВт.
В качестве основного оборудования для ГРЭС ТТЭКа рассматриваются парогазовые блоки с внутрицикловой газификацией угля высоконапорным парогенератором, паровой и газовой турбинами. Как резервный вариант по основному оборудованию в случае неготовности блоков с парогазовой установкой предлагается для первой ГРЭС паросиловой блок мощностью 500 МВт. Кроме этого, для последующих электростанций комплекса необходимо рассмотреть вариант установки энергоблока с МГД-генератором, что позволит решить экологические проблемы, возникающие при использовании высокосернистого топлива и повысить экономичность электростанций.
В качестве источников водоснабжения могут рассматриваться поверхностные воды Бузулукского водохранилища на р. Ишим, подземные воды, переброска стока р. Иртыш по каналу Иртыш — Караганда по его целиноградской ветке. Причем условия водоснабжения — один кз основных ограничивающих факторов при размещении Тургайских ГРЭС.
Предельная мощность ГРЭС и взаимное размещение их определяются водными ресурсами и условиями загрязнения воздушного бассейна выбросами сернистого ангидрида и оксидов азота. Для этого предусматривается сооружение сероулавливающих установок с КПД сероочистки дымовых газов 90% и сокращение выбросов азота на 65—70%.
Размещение электростанций предлагается в районе Орловского месторождения Тургайской области и оз. Кушмурун Кустанайской области [119].
Выдача мощности от ГРЭС рекомендуется на напряжение 500— 1150 кВ на Урал, в Южный Казахстан и Среднюю Азию.
Основные технико-экономические показатели ГРЭС на тургайских углях применительно для паросилового блока следующие [119]
установленная мощность 4000 МВт
годовая выработка электроэнергии 24,4 млрд. кВт-ч
удельный расход топлива на отпуск электроэнергии 343 г/кВт-ч
удельные капиталовложения 420 руб/кВт
В рассматриваемый период до III расчетного уровня потребность республики в электроэнергии полностью обеспечивается за счет освоения Экибастузского ТЭК. Создание Тургайского ТЭК в этот период потребуется в основном для нужд Урала, Южного Казахстана, Средней Азии и, возможно, Западного Казахстана при условии, если не будет сооружена АЭС в западном регионе. Поэтому развитие ГРЭС Тургая принималось до 1 млн. кВт на II расчетный уровень и 4 — на III.
Развитие теплоэлектроцентралей республики во всех вариантах принималось одинаковым. Мощность их возрастет с 3534 МВт в 1985 г. до 6300 на III расчетный уровень, а выработка электроэнергии увеличится с 16,24 до 34 млн. кВт-ч, что составит около 34% потребности.
Покрытие пиковых нагрузок Северного и Центрального Казахстана в основном будет обеспечиваться от гидроэлектростанций Восточного Казахстана — Алтайской энергосистемы, где размещается 63% мощности гидроэлектростанций республики и которая входит составной частью в ОЭС Казахстана. В перспективе потребуется дальнейшее освоение гидроэнергетических ресурсов Восточного Казахстана. Кроме этого, для энергоузлов, удаленных на большие расстояния от района размещения ГЭС, для покрытия пиковых нагрузок целесообразно использовать газотурбинные электростанции, мощность которых оценивается на перспективу III расчетного уровня около 2% от собственного максимума электрической нагрузки региона.
В рассматриваемый период предлагается расширение Карагандинской ГРЭС-2. Действующее оборудование этой станции в предстоящие 10 лет частично демонтируется, остальная его часть будет реконструирована и переведена в теплофикационный режим работы. В Карагандинской энергосистеме на перспективу ожидается значительный дефицит мощности, который будет следствием как роста электрических нагрузок, так и демонтажа устаревшего оборудования в энергосистеме. Кроме этого, практически завершается создание транзитной связи по ЛЭП на 500 кВ Экибастуз—Караганда—Алма-Ата—ОЭС Средней Азии и планируется строительство высоковольтной линии электропередач на 1150 кВ Экибастуз— Агадырь—Южно-Казахстанская ГРЭС—Средняя Азия. Поэтому для закрытия с положительным итогом баланса мощности ОЭС Казахстана и Карагандинской энергосистемы, повышения надежности энергоснабжения «Карагандаэнерго» и передачи мощности в электродефицитные районы Южного Казахстана и Средней Азии технически возможно и экономически целесообразно расширение действующей Карагандинской ГРЭС-2 [102]. Предлагается мощность расширяемой части ГРЭС-2 довести до 2000 МВт с блоками по 500 МВт на параметры пара 240 кгс/см2 и 540°С. В качестве топлива рекомендуется уголь Борлинского месторождения, расположенного в 140 км от станции и связанного с ней железнодорожной веткой. В качестве источника водоснабжения и охладителя циркуляционной воды принимается водохранилище—охладитель КарГРЭС-2 — Шерубай-Нуринское водохранилище на р. Шерубай-Нура. Ввод мощности всех четырех блоков но 500 МВт принимается на II расчетный уровень.
При разработке вариантов исходили из наличия топливных ресурсов для ТЭС, объемов вывоза экибастузского угля на Урал и в Западную Сибирь, необходимости обеспечения топливом в первую очередь ТЭЦ и КЭС республики. Оставшаяся часть топлива направляется на развитие ГРЭС Экибастузского топливно-энергетического комплекса.
В соответствии с вышеизложенным рассмотрены 2 варианта развития генерирующих мощностей и выявлены объемы передачи электроэнергии за пределы региона. В первом варианте предусматривается постепенное снижение вывоза экибастузского угля на ТЭС Урала и Западной Сибири с 23,3 млн. т у. т. в 1985 г. до 16,7 на III расчетный уровень. Эти величины согласуются с результатами проработок ВНИИКТЭП при Госплане СССР [7]. Во втором варианте предусматривается ввод ГРЭС ЭТЭКа на полную мощность. 11а Урал и Западную Сибирь будет вывозиться оставшаяся часть экибастузского угля. В обоих вариантах мощность и выработка электроэнергии на ГЭС. ДЭС, ГТС, ТЭЦ, КЭС и Тургайских ГРЭС остаются одинаковыми.
По исходным положениям первого варианта, суммарная мощность электростанций региона возрастет с 11 млн. кВт в 1985 г. до 25,9 млн. на III расчетный уровень, а выработка электроэнергии — с 54,8 до 153 млрд. кВт-ч (табл. 143, 144).
Выдача электроэнергии за пределы региона в этом случае увеличится с 5,6 до 53 млрд. кВт-ч. Мощность ГРЭС Экибастузского ТЭК и данном варианте по условиям топливообеспечения без учета Южно-Казахстанской ГРЭС можно увеличить с 4 млн. кВт в 1985 г. до II млн. кВт на III расчетный уровень.
Таблица 143. Установленная мощность электростанций, тыс. кВт
Таблица 144. Баланс электроэнергии и расхода топлива на ТЭС
Потребность в топливе электростанции региона возрастет с 17,9 до 47 млн. т у. т. Дальнейшее развитие ГРЭС ЭТЭКа при намечаемых объемах добычи экибастузского угля не обеспечивается топливом.
Исходные положения второго варианта были выдвинуты исходя из следующих соображений:
- Согласно постановлению ЦК КПСС и Совета Министров СССР «О создании Экибастузского топливно-энергетического комплекса...», намечалось строительство пяти ГРЭС суммарной мощностью 20 млн. кВт.
- Сооружаются сверхмощные ЛЭП постоянного тока на напряжение 1500 и 1150 кВ Экибастуз—Тамбов, Экибастуз—Урал, Экибастуз—Барнаул, Экибастуз—Средняя Азия, по которым будет передаваться определенное количество электроэнергии из Казахстана.
- Экибастузский уголь высокозольный, и сжигать его целесообразно в районах добычи. Поэтому данный вариант характеризуется вводом всех четырех Экибастузских ГРЭС на севере Казахстана и Южно-Казахстанской ГРЭС на юге.
Таблица 145. Потребность в котельно-печном топливе, млн. т у. т.
Установленная мощность электростанций региона в данном варианте возрастет с 11 млн. кВт в 1985 г. до 30,9 млн. на III расчетный уровень, а производство электроэнергии достигнет 184 млрд. кВт ч. Соответственно увеличатся выдача электроэнергии за пределы региона и потребность в топливе электростанций (см. табл. 143). В этом случае весь Экибастузский уголь при минимальных объемах его добычи будет распределяться внутри республики, а при максимальных возможно будет обеспечить топливом электростанции Западной Сибири (без Урала). Поэтому необходимо увеличить добычу энергетических углей Казахстана и в первую очередь - экибастузского.
Таковы основные направления и показатели развития электроэнергетики Северного Казахстана на перспективу 15—20 лет.
На основании полученной структуры покрытия потребности в тепловой энергии и производства электроэнергии определена потребность в котельно-печном топливе региона по целевым направлениям. Общая потребность в топливе на отпуск тепловой энергии на конец расчетного периода возрастет в 1,47 раза по сравнению с 1985 г. и достигнет 24 млн. т у. т. (табл. 145), потребность в топливе тепловых электростанций — в 2,4 и 2,8 раза соответственно для первого и второго вариантов развития генерирующих мощностей (58 и 68 млн. т у. т.).
Суммарная потребность Северного и Центрального Казахстана в котельно-печном топливе на производство электрической и тепловой энергии, а также на технологические цели отраслей народного хозяйства увеличится с 40 млн. в 1985 г. до 78 и 88 млн. т у. т. соответственно для первого и второго вариантов развития электростанций региона, что составляет около 50% от потребности в котельно-печном топливе всего Казахстана.
