Уральська ТЕЦ

Уральська ТЕЦ — теплова електростанція на заході Казахстану.

Уральська ТЕЦ

каз. Орал ЖЭО
51°13′17″ пн. ш. 51°25′36″ сх. д.
Країна	Казахстан
Розташування	Казахстан
Введення в експлуатацію	1960—1961 (перша черга), 1966—1969 (друга черга), 2006 (газотурбінна установка)
Модернізація	1971—1973 (котли 1 — 3), 1980, 1982 (турбіни 1, 2), 1995 (заміна турбіни 2), перша половина 2020 (заміна турбіни 1, план)
Вид палива	вугілля, потім природний газ
Водозабір	Жайик (Урал)
Котельні агрегати	3 парових Барнаульський котельний завод БКЗ-50-39Ф / БКЗ-75-39ГМ (котли 1 — 3, до / після модернізації), 2 парових Барнаульський котельний завод БКЗ-75-39ГМ (котли 4 — 5), 4 водогрійних Білгородський котельний завод ПТВМ-100 (котли 1В — 4В), 2 водогрійні Білгородський котельний завод КВГМ-100 (котли 5В та 6В), 1 котел-утилізатор Daekyung Machinery Engineering (газотурбінна установка)
Турбіни	1 парова Брянський машинобудівний завод ПТ-12-35/10 / ПР-10-35/10 / Калузький турбінний завод ПТ-12-3,4/1,0-1 (турбіна 1, до / після модернізації / після заміни), 1 парова Брянський машинобудівний завод ПТ-12-35/10 / ПР-10-35/10 / Калузький турбінний завод ПТ-12-35/10М (турбіна 2, до / після модернізації / після заміни), 1 парова Калузький турбінний завод ПР-8-35/10М (турбіна 3, після модернізації), 1 Hitachi H-25 (газотурбінна установка)
Електрогенератори	1 Харківський Електроважмаш Т2-12-2 (турбоагрегат 1, до заміни), 1 Лисьвенський турбогенераторний завод Т-2-12 (турбоагрегат 2, після заміни), 1 Харківський Електроважмаш Т2-12-2 (турбоагрегат 3)
Встановлена електрична потужність	58,5 (2006), 48 (2022)
Встановлена теплова потужність	572 Гкал/год (2022)
Материнська компанія	АТ «Жайиктеплоенерго»
ідентифікатори і посилання
Уральська ТЕЦ

В 1960—1961 роках на майданчику ТЕЦ ввели в дію три парові котли виробництва Барнаульського котельного заводу типу БКЗ-50-39Ф продуктивністю по 50 тонн пари на годину та дві парові турбіни Брянського машинобудівного заводу типу ПТ-12-35/10 потужністю по 12 МВт (станційні номери 1 та 2).

В 1966—1967 роках ввели в дію ще два парові котли виробництва Барнаульського котельного заводу типу БКЗ-75-39ГМ продуктивністю по 75 тонн пари на годину, а в 1969-му запустили одну парову турбіну від Калузького турбінного заводу потужністю 12 МВт (станційний номер 3).

З 1971 по 1973 роки перші три парові котли були модернізовані до рівня БКЗ-75-39ГМ з продуктивністю по 75 тонн пари на годину.

В 1973, 1975, 1978, 1981,1987 та 1992 теплова потужність ТЕЦ була підсилена за рахунок шести водогрійних котлів виробництва Білгородського котельного заводу продуктивністю по 100 Гкал/год — перші чотири відносились до типу ПТВМ-100 (станційні номери 1В, 2В, 3В, 4В), а наступні два — до типу КВГМ-100 (станційні номери 5В та 6В).

В 1980 та 1982 роках виконали модернізацію турбін № 1 та № 2 із переведенням їх у режим протитиска. Після цього вони стали відноситись до типу ПР-10-35/10 з електричною потужністю 10 МВт. Також не пізніше кінця 1990-х турбіну № 3 модернізували до рівня ПР-8-35/10М із потужністю 8 МВт.

В 1995-му турбіну № 2 замінили на виріб Калузького турбінного заводу типу ПТ-12-35/10М потужністю 12 МВт.

У 2006-му майданчик підсилили газотурбінною установкою від японської компанії Hitachi типу H-25 потужністю 28,5 МВт. Відпрацьовані нею гази живлять котел-утилізатор корейської Daekyung Machinery Engineering продуктивністю 48 тон пари на годину.

В 2016-му експертиза турбіни № 1 показала неможливість подальшої її експлуатації (максимальна потужність турбіни становила лише 2 МВт). Як наслідок, виник проект її заміни на турбіну Калузького турбінного заводу типу ПТ-12-3,4/1,0-1 потужністю 12 МВт. Станом на початок 2022-го Калузький завод отримав аванс та практично завершив виготовлення турбіни, проте її певні відмінності від закладеного у проект призвели до необхідності перепланування та ребюджетування.

Первісно станція була розрахована на використання вугілля, а в 1980—1981 роках була переведена на природний газ, подачу якого забезпечував газопровід Оренбург — Новопсков. Надалі подачу блакитного палива також організували по трубопроводу Карачаганак – Орал.

Забір води для технологічних потреб відбувається із річки Жайик (Урал).

Видача продукції відбувається по ЛЕП, що працює під напругою 110 кВ.