II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТЭС И АЭС

1. Каковы основные требования к работе тепловых и атомных электростанций?

Основные требования к работе ТЭС и АЭС – это обеспечение надежности, безопасности и экономичности их эксплуатации.

Надежность означает обеспечение бесперебойного (непрерывного) снабжения потребителей электрической и тепловой энергией. Данное требование является первостепенным по важности. Особенно это касается электроснабжения, так как даже кратковременное прекращение подачи электроэнергии может привести к масштабным негативным последствиям.

Требование безопасности включает в себя обеспечение безопасной работы персонала электростанций, безопасности для населения и минимизации вредного воздействия работы ТЭС и АЭС на окружающую среду.

Требование экономичности означает достижение оптимальных технико-экономических показателей работы электростанции, что необходимо для ее конкурентоспособности в рыночной экономике.

2. Какие электрические и тепловые нагрузки могут покрываться тепловыми и атомными электростанциями? Какие существуют графики электрических и тепловых нагрузок?

Электрические нагрузки включают в себя следующие основные составляющие:

- промышленная (производственная) нагрузка, обусловленная работой предприятий;

- обеспечение работы электрифицированного транспорта (трамваи, троллейбусы, метрополитен, электрифицированный железнодорожный транспорт);

- осветительно-бытовая нагрузка (внешнее освещение улиц, внутреннее освещение зданий, электробытовые приборы).

Тепловые нагрузки включают в себя:

- производственную нагрузку (снабжение промышленных предприятий тепловой энергией для обеспечения технологических процессов и работы силовых установок);

- отопительную нагрузку (обеспечение температурного режима во внутренних помещениях промышленных, жилых и общественных зданий);

- горячее водоснабжение в бытовых целях.

Существуют следующие графики электрических нагрузок:

- суточный график, отражающий влияние таких факторов как работа многосменных предприятий, неравномерность в течение суток осветительно-бытовой нагрузки, режимы работы городского электрифицированного транспорта; в течение суток имеется два пика нагрузки – в утренние и вечерние часы, в ночное время наблюдается глубокий спад нагрузки;

- недельный график (в субботние, а особенно в воскресные и общевыходные праздничные дни нагрузка уменьшается, так как часть предприятий не работает);

- годовой график (в летние месяцы нагрузка падает в связи с выводом в ремонт части оборудования; в конце года нагрузка может возрастать при вводе в эксплуатацию новых предприятий);

- годовой график электрических нагрузок по продолжительности (рис. 1).

Рис. 1. Годовой график электрических нагрузок по продолжительности (I, II и III – области пиковых, промежуточных и базовых нагрузок соответственно)

Произвольная точка на этом графике показывает, сколько часов в году имеет место уровень электрической нагрузки не ниже, чем в данной точке. Например, точка А на графике означает, что в течение τ_А часов в году суммарная электрическая нагрузка будет не меньше, чем N_А. Следовательно, годовой график электрических нагрузок по продолжительности показывает, сколько времени в году и какую минимально необходимую рабочую мощность электрогенерирующих агрегатов должна обеспечить энергосистема.

Существуют аналогичные графики тепловых нагрузок – суточный, недельный, годовой, а также годовой график тепловых нагрузок по продолжительности.

3. Какие существуют показатели режимов производства и потребления электрической и тепловой энергии?

Степень загрузки оборудования характеризуется коэффициентом использования установленной мощности (КИУМ). Он равен отношению фактической годовой выработки энергии (электрической или тепловой) к тому количеству энергии, которое было бы выработано, если бы оборудование проработало все 8760 часов в году на номинальной мощности. Например, для энергоблока с номинальной электрической мощностью 1000000 кВт КИУМ будет равен 0,75 в том случае, когда выработка электроэнергии за год составит 1000000∙8760∙0,75 кВт∙ч.

Для определения степени загрузки оборудования можно также рассчитать число часов использования установленной мощности, т.е. число часов, которое понадобилось бы для выработки фактически произведенного за год количества электроэнергии, если бы оборудование работало только на номинальной мощности.

4. Каковы возможность и целесообразность аккумулирования электрической и тепловой энергии?

Одним из главных достоинств электрической энергии является возможность ее превращения в другие виды энергии, например, механическую, световую, тепловую, химическую. Но потребление электроэнергии связано с одним весьма жестким ограничением: передаваемая потребителям с помощью электросетей электрическая энергия должна использоваться в тот же момент, когда она произведена (время передачи по сетям можно не принимать во внимание, так как оно ничтожно).

Имеющиеся в настоящее время аккумуляторы электрической энергии имеют высокую стоимость и небольшую емкость, поэтому непосредственное аккумулирование электроэнергии в промышленных масштабах экономически нецелесообразно и технически почти неосуществимо.

Одним из возможных способов решения этой проблемы может стать строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), желательно в комплексе с ТЭС или АЭС (рис. 2).

Рис. 2. Общая схема ГАЭС

В ночное время, когда происходит спад электрических нагрузок, часть мощности ТЭС или АЭС расходуется на транспортировку (перекачивание) воды по большим трубопроводам из нижнего озера в верхнее – это насосный режим работы ГАЭС. А во время пиковых нагрузок ГАЭС переходит на генераторный режим, т.е. вырабатывает электроэнергию за счет вращения гидрогенераторов водой, стекающей из верхнего озера в нижнее.

Что касается аккумулирования тепловой энергии, то эта проблема менее острая, так как тепловые сети имеют значительную инерционность вследствие их большого объема. Это означает, что прекращение отпуска тепловой энергии сказывается, например, на температурном режиме отапливаемых помещений не сразу, а спустя какое-то время.

На ряде электростанций сооружаются аккумуляторы тепловой энергии в виде больших емкостей, заполняемых нагретой водой. Такие тепловые аккумуляторы в случае их повреждения могут представлять серьезную опасность.

5. Какие существуют тепловые электростанции по виду используемой первичной природной энергии и по типу двигателя?

По виду используемой первичной природной энергии существуют следующие типы тепловых электростанций:

- тепловые электростанции на органическом топливе (уголь, мазут, природный газ, горючие сланцы и др.); такие электрические станции получили название ТЭС (в узком смысле слова); основные разновидности тепловых электростанций на органическом топливе – это пылеугольные и газомазутные ТЭС; для пылеугольных станций резервным топливом может быть газ;

- тепловые электростанции на ядерном топливе, т.е. атомные электростанции (АЭС);

- тепловые электростанции, использующие нетрадиционные и возобновляемые источники энергии (НВИЭ), в частности, энергию прямого солнечного излучения. Отметим, что первоисточником почти всех видов первичной природной энергии является Солнце. Например, уголь образовался в земной коре из продуктов органического происхождения, прежде всего растительности, а ее рост происходит за счет солнечной энергии. Причиной океанских приливов является вращение Луны вокруг Земли, а последней - вокруг Солнца. Течение рек обусловлено испарением воды с поверхности крупных водоемов за счет солнечной энергии и последующим выпадением осадков в виде дождя, снега.

Рассмотрим использование энергии прямого солнечного излучения для выработки электрической энергии. Солнечные электростанции (СЭС) имеют также другое название – гелиоэлектростанции (ГеЭС). На примере СЭС можно показать главный отличительный признак, по которому те или иные электрические станции относят или не относят к тепловым. Если на электростанции солнечная энергия сначала преобразуется в тепловую путем фокусирования солнечных лучей (т.е. концентрирования потока энергии) и выработки рабочего пара на турбину, то такая станция является тепловой. Но возможен и другой способ выработки электроэнергии на СЭС – путем прямого преобразования энергии солнечного излучения в электрическую с помощью полупроводниковых материалов; в этом случае электростанция не относится к ТЭС.

Таким образом, тепловыми называются электрические станции, на которых происходит преобразование какой-либо первичной природной энергии сначала в тепловую, а в конечном счете - в электрическую энергию.

Среди тепловых электростанций, использующих НВИЭ, наряду с СЭС можно назвать геотермальные ТЭС (ГеоТЭС), использующие энергию подземных горячих источников, и биогазовые теплоэлектростанции, для которых топливом являются газообразные продукты разложения органических веществ животного происхождения.

По типу двигателя тепловые электростанции подразделяются на:

- паротурбинные;

- газотурбинные;

- парогазовые;

- ТЭС с магнитогидродинамическими установками (МГДУ).

6. Как классифицируются ТЭС по виду отпускаемой энергии и по установленной электрической мощности? Что такое ГРЭС? К какому типу электростанций по виду отпускаемой энергии относятся АЭС?

Тепловые электростанции отпускают потребителям электрическую и тепловую энергию. В отдельных случаях энергоустановки небольшой мощности могут также быть источником механической энергии для привода каких-либо агрегатов.

По виду отпускаемой энергии ТЭС подразделяются на два основных типа:

- конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии;

- теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие потребителям и электрическую, и тепловую энергию на основе комбинированного производства электроэнергии и теплоты турбинами таких электростанций.

На КЭС устанавливаются конденсационные турбины, имеющие только нерегулируемые отборы для подачи греющего пара в ПВД, ПНД, деаэратор и другие элементы турбоустановки. Такие турбины не имеют регулируемых отборов и/или противодавления.

Турбины ТЭЦ являются теплофикационными. Они имеют как нерегулируемые отборы, так и один или несколько регулируемых отборов и/или противодавление. Основными видами регулируемых отборов являются производственный и отопительный. Первый из них еще может называться верхним, а второй – нижним регулируемым отбором.

Для любого типа турбин суммарная выработка электроэнергии всеми потоками пара, идущими в регулируемые и нерегулируемые отборы, а также в противодавление, называется теплофикационной, а потоком пара, идущим в конденсатор турбины (т.е. конденсационным потоком пара), - конденсационной выработкой.

ТЭЦ строятся в основном в крупных городах, где имеются значительная производственная тепловая нагрузка и расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение. В небольших населенных пунктах строительство ТЭЦ целесообразно только при наличии промышленных предприятий-потребителей технологического пара.

ТЭЦ должны быть расположены вблизи потребителей теплоты, поскольку передача тепловой энергии экономически целесообразна на небольшие расстояния – как с горячей водой, так и в особенности с паром.

ТЭЦ бывают трех типов в зависимости от характера тепловой нагрузки:

- промышленного типа (отпускают пар промышленным потребителям для технологических целей);

- отопительного типа (для отопления и горячего водоснабжения);

- промышленно-отопительного типа (имеют и производственную, и отопительную тепловую нагрузку).

Две основныеразновидности КЭС – это ГРЭС (государственная районная электростанция) и АЭС. ГРЭС – это КЭС на органическом, а АЭС - на ядерном топливе.

ГРЭС не строятся в крупных городах - там нужны ТЭЦ из-за большой тепловой нагрузки. АЭС располагаются на расстоянии не менее чем несколько десятков километров от значительных населенных пунктов, каковыми считаются региональные центры и другие большие города. Поэтому при ГРЭС и АЭС есть жилой поселок с населением несколько тысяч или десятков тысяч жителей, требующий теплоснабжения для бытовых целей. Соответствующую тепловую нагрузку турбоустановок обоих этих видов КЭС можно условно считать расходом тепловой энергии на собственные нужды, так как отпуск теплоты в данном случае незначителен.

Если ТЭЦ работает на ядерном топливе, то ее называют атомной теплоэлектроцентралью (АТЭЦ).

Могут также строиться атомные станции теплоснабжения (АСТ) и атомные станции промышленного теплоснабжения (АСПТ). АСТ и АСПТ не являются электрическими станциями, так как отпускают только тепловую энергию, т.е. это по существу атомные котельные – аналоги обычных котельных на органическом топливе.

По установленной электрической мощности ТЭС принято подразделять на три категории:

- ТЭС большой мощности (более 1000 МВт);

- средней (от 100 до 1000);

- малой (менее 100).

7. Как классифицируются электростанции по степени загрузки? К какому типу электростанций по этому признаку относятся ГРЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС?

По степени загрузки электростанции или энергоблоки могут быть:

- базовыми (число часов использования установленной мощности составляет 6000-7500 часов в год);

- полубазовыми (4000-6000);

- полупиковыми (2000-4000);

- пиковыми (до 2000 часов в год).

АЭС покрывают базовую электрическую нагрузку, для чего имеется ряд причин.

Во-первых, удельные капитальные затраты на строительство АЭС существенно превышают этот показатель для ТЭС на органическом топливе. Это требует максимальной загрузки оборудования для обеспечения конкурентоспособности атомной энергетики.

Во-вторых, изменения мощности реактора могут привести к перерасходу ядерного топлива в связи с повышенным отравлением ксеноном (Хе) при переменных нейтронных потоках.

Дело в том, что изотоп Хе-135 (с массовым числом 135) имеет аномально высокую способность поглощать нейтроны, что уменьшает долю нейтронов, вызывающих деление ядер урана.

Более того, при значительном быстром падении мощности реактор может попасть в так называемую «иодную яму». Это явление связано с ростом концентрации Хе-135. Он появляется в активной зоне реактора вследствие радиоактивного распада иода (J), который, в свою очередь, образуется из теллура (Te), составляющего несколько процентов от всех осколков деления урана.

Периоды полураспада Te, J и Хе составляют примерно 2 минуты, 10 и 13 часов соответственно (период полураспада – это время, за которое самопроизвольно претерпевает радиоактивный распад 50% вещества).

Отсюда видно, что при резком сбросе мощности, а, значит, и уменьшении нейтронного потока накопление Хе-135 из иода будет все равно интенсивно продолжаться еще несколько десятков часов. При этом выгорание ксенона в нейтронном поле (с превращением Хе-135 в Хе-136, не являющийся «отравителем») значительно уменьшится, поскольку оно зависит от плотности потока нейтронов.

Следовательно, до возвращения реактора на прежнюю мощность эксплуатационный персонал будет вынужден переждать несколько суток, в течение которых произойдет естественный распад Хе-135, т.е. реактор самостоятельно выйдет из «иодной ямы». Можно и не ждать, а начать подъем из активной зоны регулирующих стержней с борным поглотителем, что компенсирует ксенонное отравление, - но это означает повышенный расход ядерного топлива.

Гидроэлектростанции (ГЭС) работают, как правило, в пиковом режиме. Такую возможность ГЭС получают за счет накопления воды в водохранилище перед плотиной в периоды спада нагрузки. Наличие ГЭС в энергосистеме позволяет более рационально использовать электростанции других типов при постоянно изменяющихся электрических нагрузках.

ГРЭС могут покрывать различные нагрузки. Энергоблоки мощных ГРЭС целесообразно использовать преимущественно в базовом режиме. Для покрытия пиковых нагрузок могут предусматриваться отдельные агрегаты с повышенной маневренностью (с ускоренным пуском и набором мощности). Режимы работы ГРЭС во многом зависят от состава электрогенерирующих мощностей в энергосистеме и характера электрической нагрузки в регионе. Например, некоторые сибирские ГРЭС могут работать практически постоянно в базовом режиме, т.к. в Сибири, с одной стороны, имеются мощные гидроэлектростанции для покрытия пиковых нагрузок, а, с другой стороны, расположены крупные энергоемкие предприятия с непрерывным круглосуточным циклом производства, например, алюминиевые заводы.

Величина текущей электрической нагрузки ТЭЦ зависит от расхода пара в регулируемые отборы теплофикационных турбин, т.е. от текущего отпуска тепловой энергии. Нагрузку ТЭЦ по своему характеру можно назвать вынужденной, так как расход пара в отопительные отборы определяется температурой наружного воздуха.

ТЭС в целом и отдельные агрегаты на ТЭС, имеющие более высокие показатели тепловой экономичности, должны нагружаться больше.

В качестве примера рассмотрим состав энергосистемы Республики Татарстан. В ОАО «Татэнерго» входят:

- 2 ГРЭС (Заинская, Уруссинская);

- 5 действующих ТЭЦ (Казанские ТЭЦ-1, 2, 3; Нижнекамская ТЭЦ; Набережно-Челнинская ТЭЦ) и 1 строящаяся (Елабужская);

- 1 ГЭС (Нижнекамская).

Кроме того, на территории Татарстана находится строительная площадка Татарской АЭС, строительство которой было остановлено.

8. Как классифицируются ТЭС по начальным параметрам водяного пара? К какому типу электростанций по этому признаку могут относиться ГРЭС, ТЭЦ, АЭС?

Из рис. 3 видно, что с увеличением давления, при котором происходит нагрев воды и водяного пара, испарительный участок (на рисунке он выделен стрелками) становится все меньше. Давление 22,4 МПа, при котором этот участок полностью исчезает и, следовательно, превращение воды в пар происходит скачкообразно, называется критическим - Р_кр.

Точка К на рис. 3 называется критической точкой воды и водяного пара. Температура T_кр в этой точке называется критической и составляет примерно 374 ^оС.

В связи с этим все ТЭС с пароводяным циклом подразделяются на два типа по начальным параметрам рабочего тела:

- ТЭС с докритическим давлением; в отечественной теплоэнергетике в

Рис. 3. Процесс изобарного нагрева воды и водяного пара при различных давлениях

настоящее время практически все турбины докритических параметров имеют начальное давление 12,75 МПа (130 атм), на некоторых ТЭЦ сохранились также турбины с давлением свежего пара 8,8 МПа (90 атм);

- ТЭС со сверхкритическим давлением (СКД); начальное давление пара на них составляет 23,5 МПа (240 атм); часто вместо аббревиатуры СКД используется СКП, что означает сверхкритические параметры, поэтому энергоблок СКД может быть также назван энергоблоком СКП.

На современных ГРЭС используются турбоустановки СКП, а также дорабатывают свой срок службы энергоблоки с начальным давлением пара 130 атм.

Почти все турбины ТЭЦ имеют начальное давление 130 атм. В отдельных случаях продолжается эксплуатация 90-атмосферных агрегатов. На наиболее крупных ТЭЦ есть турбоустановки Т-250-240 с давлением 240 атм.

АЭС с реакторами на тепловых нейтронах (ВВЭР, РБМК и др.) имеют турбины среднего давления, рассчитанные на начальное давление пара 60-65 атм, а на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (РБН) могут использоваться обычные турбины ГРЭС.

9. Чем отличаются блочные и неблочные (с поперечными связями) тепловые схемы ТЭС? Каковы их достоинства и недостатки? Как выбирается структура тепловой схемы электростанции?

По своей структуре тепловые схемы ТЭС могут быть двух типов:

- блочными, когда все основное и вспомогательное оборудование каждой турбоустановки ТЭС не имеет технологических связей с другими турбоустановками, т.е. каждая турбина имеет снабжение паром только от своих котлов; если за турбиной закреплен единственный котел, то такой энергоблок называется моноблоком, если два котла, то дубль-блоком;

- неблочными, что означает совместное снабжение паром группы турбин от группы общих котлов через общую магистраль пара; линии питательной воды этих котлов тоже соединяются; неблочную схему также называют схемой с поперечными связями.

Основные достоинства блочной схемы:

- блочные ТЭС дешевле неблочных, так как уменьшается количество трубопроводов и арматуры;

- облегчается управление энергоблоком и его автоматизация; работа блока не влияет на соседние блоки;

- ТЭС с блочной схемой удобнее расширять, прежде всего турбоустановками более высоких параметров.

Главным достоинством электростанции с неблочной схемой является то, что требования к ней по надежности меньше, причем здесь может иметься «скрытый» резерв пара.

Одним из наиболее важных обстоятельств, которые учитываются при выборе структуры тепловой схемы, является наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара. Схемы с промперегревом должны быть блочными, так как неблочная схема в этом случае была бы слишком усложнена.

Следовательно, на ГРЭС с начальным давлением пара 130 атм, а также на ГРЭС и ТЭЦ со сверхкритическими параметрами (240 атм) должна применяться только блочная схема.

Для ТЭЦ с давлением острого пара не более 130 атм характерны неблочные схемы, но в зависимости от состава и назначения оборудования возможно сочетание на одной ТЭЦ обеих тепловых схем одновременно.

На АЭС используются только блочные схемы - как из-за наличия промперегрева пара, так и по соображениям безопасности реакторной установки.

II. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

10. Что такое технологическая схема ТЭС? Что включает в себя технологическая схема пылеугольной ТЭС? Какое оборудование ТЭС и АЭС считается основным, а какое вспомогательным?

Технологическая схема ТЭС отражает общую последовательность и взаимосвязь технологических процессов, осуществляемых на электростанции для производства и отпуска электрической и тепловой энергии.

На рис. 4 приведена упрощенная технологическая схема пылеугольной электростанции.

Рис. 4. Технологическая схема пылеугольной ТЭС

Эту технологическую схему можно разделить на две основные части – топливно-газо-воздушный тракт (ТГВТ) и пароводяной тракт (ПВТ). Центральным элементом схемы является парогенератор, который входит одновременно в состав и ТГВТ, и ПВТ.

ТГВТ включает в себя:

- топливное хозяйство (ТХ), в том числе приемно-разгрузочные и транспортные устройства, склады топлива, топливопроводы и др.;

- устройства подготовки топлива к сжиганию (ПТ);

- тягодутьевую установку в составе дутьевых вентиляторов (ДВ), дымососов (ДС) и дымовых труб (ДТ);

- золоуловители (ЗУ) и систему золошлакоудаления (ЗШУ).

В состав ПВТ входят:

- турбина (Т), находящаяся на одном валу с электрогенератором (ЭГ);

- конденсаторы (К) с конденсатными насосами первой (КН1) и второй (КН2) ступени и конденсатоочисткой (КО);

- подогреватели высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления;

- деаэратор (Д) с бустерным (БН) и питательным (ПН) насосами;

- система технического водоснабжения (СТВ) с циркуляционными насосами (ЦН);

- химводоочистка (ХВО) для подготовки добавочной воды;

- сетевые подогреватели (СП) для снабжения тепловой энергией внешних потребителей (ТП на рис. 4 – это тепловой потребитель).

В свою очередь, ПВТ можно условно разделить на три участка:

- конденсатный тракт – от конденсатора до деаэратора;

- питательный тракт – от деаэратора до парогенератора (а весь путь рабочего тела от конденсатора до парогенератора называют конденсатно-питательным трактом);

- паровой тракт – от парогенератора до конденсатора.

На ТЭС, работающей на органическом топливе, к основному оборудованию относят турбины и котлы, а на АЭС – реакторы, парогенераторы и турбины. Остальное оборудование ТЭС и АЭС считается вспомогательным.

11. Как происходит процесс преобразования энергии на ТЭС, работающей на органическом топливе?

Преобразование энергии на ТЭС, работающей на угле, мазуте, природном газе или других видах органического топлива, происходит следующим образом:

- химическая энергия, заключенная в органическом топливе, в процессе горения топлива в топочной камере котла превращается в тепловую энергию котельных газов;

- за счет высокой температуры в котле происходит нагрев и испарение воды в теплообменных трубах, а затем перегрев образовавшегося пара; при этом тепловая энергия котельных газов преобразуется в потенциальную механическую энергию сжатого пара;

- в турбине пар расширяется, и потенциальная механическая энергия сжатого пара превращается в кинетическую механическую энергию движущегося пара;

- давление движущегося пара на лопатки турбины приводит во вращение ротор турбины и электрогенератора, следовательно, кинетическая механическая энергия движения пара преобразуется в кинетическую механическую энергию вращения ротора;

- вращение ротора электрогенератора приводит к возникновению электродвижущей силы (ЭДС) в обмотках статора, что означает преобразование кинетической механической энергии вращения ротора в электрическую энергию.

12. Как осуществляется подготовка топлива на электростанциях, работающих на угле, мазуте, природном газе, и на АЭС?

Подготовка угля к сжиганию включает в себя следующие стадии:

- взвешивание на вагонных весах и разгрузка с помощью вагоноопрокидывателей; если уголь при транспортировке смерзся, то используются размораживающие устройства;

- удаление посторонних предметов и грубое (первичное) измельчение, т. е. дробление угля до кусков размером 50-150 мм;

- временное хранение на складе; запасы угля должны обеспечивать работу ТЭС в течение 7-30 суток в зависимости от расстояния транспортировки топлива от мест добычи до станции;

- тонкое (вторичное) измельчение угля молотковыми дробилками до размера не более 25 мм и подача в бункер в главном здании электростанции.

При подготовке мазута к сжиганию выполняются следующие операции:

- взвешивание и слив из цистерн; для ускорения слива может осуществляться подогрев мазута паром с целью уменьшения вязкости топлива; запасы мазута на станции создаются на срок до 15 суток работы ТЭС в зависимости от способа транспортировки топлива (по железной дороге или по трубопроводам) и характера его использования (в качестве основного, резервного или аварийного топлива);

- очистка предварительно подогретого мазута и подача в форсунки котла.

Подготовка к сжиганию природного газа требует только регулирования его давления на газораспределительном пункте (ГРП). Давление газа перед ГРП может быть порядка 10 атм, а перед подачей в котел оно уменьшается в несколько раз.

Ядерное топливо поступает на АЭС в виде тепловыделяющих элементов (твэлов), собранных в топливные кассеты. Доставленное в специальных вагонах топливо освобождается от упаковки, после чего осуществляется контроль его годности, в том числе проверяется герметичность твэлов. До плановой загрузки в реактор ядерное топливо хранится на специальном складе.

13. Каково назначение дутьевого вентилятора, регенеративного воздухоподогревателя, дымососа, золоуловителя, дымовой трубы? Как производится золошлакоудаление на пылеугольной ТЭС?

Дутьевой вентилятор (ДВ) на пылеугольной ТЭС предназначен для подачи воздуха в топочную камеру котла, где кислород, содержащийся в воздухе, участвует в химической реакции горения органического топлива. Это позволяет увеличить скорость процесса и повысить удельную плотность энерговыделения, что дает возможность уменьшить габариты котла при заданной мощности.

В регенеративном воздухоподогревателе (РВП) уходящие котельные газы отдают теплоту свежему воздуху, поступающему в топку, что повышает общий КПД котельной установки и станции в целом.

Дымосос (ДС) имеется на пылеугольных ТЭС. Он предназначен для принудительного удаления продуктов сгорания из котла и преодоления сопротивления фильтров золоуловителя (ЗУ), очищающего уходящие газы от золы.

Дымовые трубы (ДТ) ТЭС обеспечивают рассеивание летучих продуктов сгорания органического топлива на большие расстояния и тем самым снижение приземных концентраций вредных веществ – окиси углерода, окислов азота, серы и т.д.

На пылеугольных станциях обеспечивается золошлакоудаление (ЗШУ), т.е. транспортировка твердых продуктов горения топлива на золошлакоотвал механическим, пневматическим или гидравлическим способом. Последний означает гидрозолошлакоудаление, осуществляемое путем смешивания шлака и золы с сырой (технической) водой и направления багерным насосом образовавшейся смеси (пульпы) по специальным пульпопроводам на золошлакоотвалы (ЗШО). При строительстве ТЭС на твердом топливе нужно предусмотреть места для ЗШО, рассчитанные не менее чем на 25 лет работы станции.

Очевидно, что с увеличением мощности котельных агрегатов появляется необходимость многократного использования воды в системе гидрозолошлакоудаления. Для этого вода, использованная для транспортировки золы и шлака, осветляется с помощью отстойных прудов или дренажных систем на территории ЗШО и заново направляется для пульпообразования.