Открытый урок по предмету "Котельные установки ТЭС"

ПАРОВЫЕ КОТЛЫ ТЭС Производство   энергетических   котлов   сконцентрировано   на   трех   крупных заводах:   таганрогском   заводе   «Красный   котельщик»   (обозначение   типа   котла начинается   с   буквы   Т),   Подольском   машиностроительном   заводе   (обозначение начинается с буквы П) и Барнаульском котельном заводе (обозначение БКЗ).  Барабанные паровые котлы. Ǿ Рассмотрим барабанные котлы на примере котла БКЗ­320­140ГМ. На рис. 21.2 показан   газомазутный   паровой   котел   БКЗ­320­140ГМ  (D  =320   т/ч,  р=14  МПа, t=560°С). Он имеет П­образную компоновку поверхностей нагрева. Все стены топки экранированы трубами   60 мм с естественной циркуляцией рабочей среды в них. Обмуровка стен топки — натрубная. Пароводяная смесь из экранов топки (кроме средних   боковых   секций)   поступает   в   барабан.   Он   выполнен   из   стали   16ГНМА внутренние диаметром 1600 мм, толщиной стенки 115 мм и установлен на роликовых опорах,   обеспечивающих   его   тепловое   удлинение   в   обе   стороны.   Котел предназначен   для   работы   на   ТЭЦ,   в   нем   учтена   возможность   периодического ухудшения   качества   питательной   воды   и   организована   система   двухступенчатого испарения с использованием выносных циклонов на боковых стенах топки. Во вторую ступень выделены средние секции боковых экранов. Под   топки   имеет   наклон   15°   к   центру.   Во   избежание   перегрева   верхней образующей   труб   пода   от   ядра   факела   при   возможном   расслоении   пароводяной среды   в   них   они   покрыты   шамотом   и   огнеупорной   хромитовой   массой.   Топочная камера   имеет   10   комбинированных   горелок   повышенной   производительности   для сжигания   газа   и   мазута   с   встречным   двухфронтальным   расположением.   Зона основного горения топлива выделена пережимом. Объем топочной камеры 910 м3, тепловое   напряжение   топки   260   кВт/м3,   температура   газов   на   выходе   из   топки 1200°.   Насыщенный   пар   из   барабана   вначале   поступает   в   радиационный перегреватель,   экранирующий   по   всей   ширине   потолок   топки   и   заднюю   стену поворотной камеры, после чего проходит вертикальные полурадиационные ширмы и затем конвективные поверхности в горизонтальном газоходе и в начале опускной шахты.   Регулирование   перегрева   пара   обеспечивается   двумя   впрыскивающими пароохладителями,   установленными   в   рассечку   ширм   и   перед   выходным   пакетом конвективного перегревателя. Вода для впрыска получается за счет конденсации части   насыщенного   пара,   отбираемого   из   барабана   котла,   в   конденсационной установке. Котел не имеет промежуточного перегревателя, поэтому остальную часть конвективной   шахты   занимает   поверхность   экономайзера   (два   пакета). Регенеративный   воздухоподогреватель   состоит   из   двух   корпусов   РВП­51,   он вынесен за пределы опускной шахты котла и имеет самостоятельный каркас. РВП обеспечивает подогрев воздуха до 250°С, температура уходящих газов 135 °С при работе на газе и 145 0С при работе на мазуте. Очистка поверхностей конвективной шахты от внешних загрязнений осуществляется дробью. Прямоточные паровые котлы. На электростанциях большинство прямоточных паровых котлов работает при СКД в основном в энергоблоках мощностью 300 МВт и выше.  На рис. 21.5 показан прямоточный паровой котел П­57 (D=1650 т/ч, р =25,5 МПа, t=545/545°С) для энергоблока 500 МВт, рассчитанный на сжигание экибастузского каменного   угля   с   твердым   шлакоудалением.   Он   имеет   Т­образный   профиль. Топочная   камера   сечением   21,8x9,84   м2  имеет   объем   9660   м3.   Вертикальные экранные   панели   на   стенах   топки   разделены   на   НРЧ   и   СРЧ,   экраны   ВРЧ горизонтальные и расположены на стенах поворотной камеры и потолка. Область зоны   фазового   перехода   в   этом   котле   вынесена   в   конвективную   шахту   в   виде змеевиковых пакетов. Расчетное тепловое напряжение топочной камеры невысокое (133   кВт/м2),   что   связано   с   обеспечением   твердого   шлакоудаления.   Загрязнение топочных   экранов   сыпучей   золой   оказалось   выше   расчетного.   Это   привело   к снижению тепловосприятия экранов, увеличению температуры на выходе из топки до 1350 "С и в итоге к шлакованию ширм и стен горизонтального  газохода. Для снижения   температуры   газов   в   верхней   части   топки   установлены   дополнительно низкоопущенные разреженные ширмы. За счет применения плавниковых экранных труб   плотность   топки   повысилась,   однако   котел   не   выполнен   полностью газоплотным   и   работает   с   уравновешенной   тягой.   Регулирование   температуры промежуточного перегрева пара обеспечивается переменным расходом пара через ППТО. Топливо   размалывается  в  молотковых   мельницах   до   пыли   и   сжигается   в   24 горелках, расположенных встречно в два яруса. Тепловая мощность горелки 53 МВт. Температура горячего воздуха 320 0С.  В   последние   годы   широкое   распространение   получили   паровые   котлы   с газоплотными   ограждениями,   позволяющие   существенно   повысить   экономичность работы оборудования.0сновные преимущества газоплотных котлов — это отсутствие присосов в топке и в газоходах, что уменьшает объем уходящих газов на 20—30% и обеспечивает   уменьшение   потерь  q2,  уменьшение   расхода   энергии   на   транспорт воздуха   и   продуктов   сгорания   при   ликвидации   дымососов   и   использовании высоконапорных   дутьевых   вентиляторов;   возможность   реализации   оптимального режима горения с предельно малыми избытками воздуха при сжигании мазута и тем самым   предотвращения   низкотемпературной   коррозии   и   сильного   загрязнения поверхностей   нагрева;   возможность   замены   тяжелой   обмуровки   более   легкой тепловой изоляцией. ПАРОВОЙ КОТЕЛ БКЗ­320­140ГМ 1­   топочная   камера,   2­газомазутная   горелка,   3­барабан,   4­ширма,   5­ конвективная   часть   пароперегревателя,   6­конденсационная   установка   для впрыскивающих   пароохладителей,   7­экономайзер,   8­аппарат   регенеративного воздухоподогревателя, 9 и 10­соотвественно воздушный и газовый короба ВЗП, 11­дробеуловитель дробеструйной установки, 12­выносной циклон ПРЯМОТОЧНЫЙ ПАРОВОЙ КОТЕЛ П­57 1­НРЧ,   2­СРЧ,   3­ППТО,   5,6­ширмовый   и   конвективный пароперегреватель, 7,8­ промперегреватель 2 и 1 ступеней, 9­переходная зона, 10­ВЭК,   11­газоход   к   РВП,   12­горизонтальный   разъем,   13­устройство золоудаления    4­ВРЧ, ПАРОВЫЕ КОТЛЫ КОМБИНИРОВАННЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК В настоящее время разработаны и проходят опытную эксплуатацию комбиниро­ ванные системы, сочетающие паротурбинную и газотурбинную установки  в одном энергоблоке. Из известных в настоящее время такого типа установок рассмотрим две, имеющие разные задачи в эксплуатации. На рис. 21.7 показана схема комбинированной парогазовой установки (ПГУ) с использованием   высоконапорного   котла,   который   вырабатывает   пар   высоких параметров   и   обеспечивает   им   паровую   турбину   Продукты   сгорания   после прохождения поверхностей котла с достаточно высоким давлением и температурой направляются   к   газовой   турбине,   которая   дополнительно   вырабатывает электрическую   энергию.   В   результате   такого   сочетания   более   эффективно используется   теплота   топлива   для   получения   электроэнергии.   КПД   комбини­ рованной ПГУ на 4—6% выше, чем обычного паротурбинного энергоблока, снижа­ ются капиталовложения в установку. Высоконапорный котел для этой установки ВПГ­450 (£>==450 т/ч, р=14 ЛЩа, f=545/545 °С) изображён на рис. 21.8. Условия теплообмена поверхностей нагрева здесь значительно отличаются от обычных паровых котлов ввиду высокого давления греющей газовой среды (избыточное давление газов в топочной камере 0,6 ]ЛПа), которое   создается   компрессором   газотурбинной   установки,   подающим   в   топку воздух. .В связи с этим топку и конвективный газоход выполняют цилиндрической формы с двойной оболочкой. Воздух   нагревается   вначале   в   процессе   сжатия   в   компрессоре,   а   затем проходит   по   крльцевому   каналу   между   двумя   оболочками   противотоком   по отношению   к   газам   и   нагревается   до   250   °С.   В   подовых   горелках   сжигается газотурбинное   жидкое   топливо,   попутный   или   природный   газ.   при   тепловом напряжении   топочного   объема   4,85   МВт/м3,   что   примерно   в   20   раз   выше,   чем   в обычном газомазутном котле. Котел ВПГ­450 выполнен двухкорпус­ным. Расчетный объем двух топочных ка­ мер равен 95,3 м3 и примерно соответствует объему топки обычного газомазутного котла паропроизводительностыо 25 т/ч. Теплообмен во всех поверхностях нагрева во много   раз   превышает   привычные   значения   (коэффициент   теплоотдачи   с   газовой стороны   увеличивается   пропорционально   давлению   газов),   поэтому   заметно уменьшаются размеры поверхностей нагрева. Особое внимание приходится уделять надежности металла поверхностей. Цилиндрическая топка полностью экранирована трубами из , жаропрочной стали 12Х1МФ, поверхности перегревателя (основного/ и промежуточного)   выполнены   из   аустенитной   стали.   Движение   рабочей   среды   — многократное принудительное, вода из барабана котла через циркуляционный насос поступает в нижние коллекторы эк­равов, а часть ее — в испарительные ширмы, находящиеся  на выходе из топки, затем пароводяная смесь поступает  в барабан диаметром 1600 мм. Продукты сгорания выходят из яро­межуточного перегревателя с температурой 770 °С и направляются в газовую турбину. После нее газы с температурой 450 °С поступают в экономайзер, обеспечивающий подогрев питательной воды для котла. Номинальная мощность энергоблока ПГУ­200­130 составляет 200 МВт, из них 150 МВт вырабатывает паротурбинная часть и 50 МВт—газотурбинная установка. Основные   преимущества   такой   установки   заключаются   в   уменьшении   удельного расхода   условного   топлива   [около   300   г/(кВт­ч)   против   320—.325   г/(кВт­ч)   на паротурбинных   блоках],   уменьшении   длительности   растопки   и   повышении   ма­ невренности в работе, уменьшении металлоемкости И стоимости сооружения энерго­ блока. Другой  тип  комбинированной  ПГУ  представляет   установка   со   сбросом  отра­ ботавших   газов   из   газовой   турбины   в   обычный   паровой   котел   (рис.   21.9).   Здесь паротурбинная часть установки может работать как самостоятельно (при останов­ ленной газовой турбине), так и в комбинированном варианте. Газотурбинная уста­ новка используется для выработки дополнительной электроэнергии в часы пиковой нагрузки. Она обладает высокой маневренностью, быстрым набором мощности (пуск в работу на полную мощность за несколько минут) и работает 500—2000 ч в году. Благодаря сжиганию топлива в камере сгорания с высоким избытком воздуха (o=4­f­5) после газовой турбины продукты сгорания при температуре около 500'*С имеют еще достаточный избыток воздуха, чтобы обеспечить сжигание топ­ осл лива, подаваемого в топку парового котла. При этом отключается воздухоподо­ греватель котла, а охлаждение уходящих газов обеспечивается подачей в первую ступень   экономайзера   воды   с   более   низкой   температурой   (не   прошедшей   подо­ греватели высокого давления). В блоке с паротурбинной установкой мощностью 300 МВт может работать га­ зовая турбина ГТ­50­800, увеличивая пиковую нагрузку на 15—20%. 21.4. Котлы для полупиковой я пиковой нагрузки По   мере   ввода   мощных   энергоблоков   на   свёрхкритическое   давление   пара   и атомных электростанций, приспособленных к базовому режиму работы, возрастают трудности обеспечения переменной части электрической нагрузки. Газотурбинные установки имеют на сегодня относительные небольшие мощности (50—100 МВт), и в силу пониженной экономичности (КПД установки не более 30%) они приспособлены только   для   покрытия   коротких   перегрузочных   режимов.   В   таких   условиях необходимо создание специальных полупиковых энергоблоков большой мощ'нрсти, которые можно вводить в работу за минимальное время и которые взяли бы на себя обеспечение переменной по нагрузкам части электрического графика. Паровой   котел   для   маневренного   полу­пикового   энергоблока   мощностью 500МВт показан на рис. 21.10. Прямоточный котел ТМП'501 (0=1800 т/ч, р=14 МПа,/= =515/515°С) выполнен по П­образной схеме для .сжигания мазута. Он рассчитан на возможность ежедневных растолок и остановов, поэтому имеет коллекторы с ми­ нимально допустимой толщиной стенок (не более 36 мм). Экранные поверхности НРЧ имеют горизонтально подъемную '(винтовую) навивку по стенам топки в виделент шириной 3 м, предложенную Л. К. Рамзиным, и надежно работающую в условиях переменных нагрузок. Такая навивка исключает возникновение тепловых перекосов из­за   неравномерности   тепловых   потоков   по   сечению   топки   и   отличается минимальным количеством коллекторов. Поверхности ВРЧ топки выполнены в виде вертикальных   панелей.   В   топочной   камере   нет   радиационной   поверхности перегревателя (пониженная температура перегретого пара позволяет это сделать), которая по опыту эксплуатации является ненадежной при пониженных нагрузках. Топочная камера и экраны газоходов выполнены из цельносварных панелей, что позволило создать газоплотный котел и повысить его экономичность. Горение мазута   обеспечивают   24   горелки,   установлен­'   иые   в   три   яруса   встречно.   Через периферийный   канал   каждой   горелки   вводятся   газы   рециркуляции   для регулирования   температуры   промежуточного   перегрева   пара.   Объем   топочной камеры котла 7080 м3, тепловое напряжение топки 208 кВт/м3. Температура газов на выходе из топки 1287"С. Снижение температуры пара позволило изготовить все поверхности нагрева из сталей перлитного  класса, которые гораздо лучше переносят  резкие теплосмены, чем аустенитные стали. При пониженных нагрузках котел работает с переменным давлением в тракте рабочей среды при сохранении температуры перегрева пара (рис. 21.10,6). Это повышает   экономичность   котла   в   таких   режимах   и   надежность   работы отдельных   элементов.   Для   ослабления   низкотемпературной   коррозии   холодная часть регенеративных воздухоподогревателей РВП­9& имеет фарфоровую набивку вместо   стальных   листов.   Обеспечивается   предварительный   подогрев   холодного воздуха   в   калориферной   установке.   Котел   не   имеет   собственного   каркаса,   он подвешивается   к   конструкциям   здания,   что   сокращает   общий   расход   металла   на сооружение   станции.   Растопка   котла   занимает   30   мив   после   ночного   простоя   и около 1 ч после останова на 2 сут. Для покрытия пиковой тепловой нагрузки на ТЭЦ городов и рабочих поселков или в крупных котельных используют пиковые водогрейные котлы. \f Они служат для нагрева сетевой воды, поступающей в районные тепловые узлы в целях обеспечения населения горячей водой и отопления квартир в самое холодное время года, когда тепловой  нагрузки  иэ  отборов  теплофикационных  турбин  ТЭЦ  не  хватает   (время работы   около   1000   ч   в   год).   Водогрейные   котлы   выполняют   без   барабана   с прямоточным   движением   воды.   Гидравлическое   сопротивление   поверхностей нагрева преодолевается за счет напора сетевых насосов. Котлы спроектированы на сжигание   природного   .   газа,   мазута   и   твердого   топлива.   Характерными   для   них являются башенная и П­образ­ная компоновки поверхностей котла. Башенные   котлы   для   сжигания   газа   и   мазута   выполняют   тепловой мощностью50,   100   и   180   Ткал/ч   (58,   116,   209   МВт)   серии   ПТВМ   (пиковый теплофикационный водогрейный для сжигания мазута и газа). Они рассчитаны на подогрев сетевой воды от 70 до 150 "С. Хотя в котле не происходит образования пара,   конструкция   его   топки   и   конвективных   поверхностей   нагрева   имеет   много общего с конструкцией топки и конвективных поверхностей нагрева паровых котлов. На рис. 21.11 показан пиковый газомазутный котел ПТВМ­50­1 тепловой мощ­ ностью 58 МВт (50 Гкал/ч). Топочная камера полностью экранирована. На боковых стенках топки в два яруса установлены 12 газомазутных горелок с индивидуальны­ ми^ дутьевыми вентиляторами. Регулиро­ вание   тепловой   производительности   осуществляется   изменением   числа работающих , горелок. При этом сохраняется постоянным расход воды, а выходная температура ее будет меняться. Над топкой расположены два пакета конвективных поверхностей   нагрева.   Обмуровка   натрубная   толщиной   172  feiM.   Верхняя   часть газохода заканчивается стальной дымовой трубой диаметром 2,5 м, опирающейся на каркас. Высота трубы около 50 м при работе котла на природном газе. При работе пиковых котлов на мазуте по условиям удовлетворения санитарным нормам чистоты воздуха   необходимы   более   высокие   дымовые   трубы   (100—200   м).   В   этом   случае устанавливают   одну   трубу   на   несколько   пиковых   водогрейных   котлов.   В   ряде случаев  пиковые  котлы  присоединяются  к дымовой  трубе энергетических  котлов. Ввиду  малого времени их работы к пиковым котлам предъявляют  менее высокие требования в отношении экономичности и температуру уходящих газов принимают более высокой (220—240 °С). В последнее время разработаны пы­леугольные водогрейные котлы тепловой мощностью 116 МВт (100 Гкал/ч). Котел КВ­ТК­100 (котел водогрейный для твердого топлива   с   камерной   топкой   тепло­производительностью   100   Гкал/ч)   имеет   П­ образную   компоновку   (рис.   21.12).   Топочная   камера   призматической   формы   с холодной воронкой для твердого шлако­удаления имеет по всем стенам газоплотные экраны мембранного типа (трубы  0  60X4 мм с шагом 80 мм и вварными полосами). Горизонтальный газоход также экранирован цельносварными панелями. В опускной шахте   находится   змееви­ковый   конвективный   пакет   с   шахматным   расположением труб   диаметром   32X3   мм   и   двухпоточный   воздухоподогреватель   с   трубами диаметром 40X1,5 мм, обеспечивающий подогрев воздуха >до 343 °С. Температура уходящих газов 196 °С. Предусмотрена дробеочистка поверхностей в конвективной шахте. Топочная камера в сечении близка к квадрату (7060X7100 мм). Она имеет шесть горелок   лопаточно­лопаточного   типа,   установленных  на   боковых   стенах   по   схеме треугольника.   В   горелках   сжигается   пыль   каменного   (экибастузского)   угля.   В центральные трубы горелок встроены растопочйые мазутные форсунки. Тепловое напряжение  топочного   объема  140кВт/м3,  температура  газов   на   выходе  из   топки 113б°С. Расход воды через поверхности котла составляет 1236 м3/ч, нагрев воды (номинальный) — 70—150 °С. Под   топкой   котла   предусмотрено   непрерывное   шлакоудаление   шнековыми транспортерами. Тепловая изоляция топки ^ и газоходов толщиной 50 мм выполнена из асбоперлитовой массы с наружной шту­катурой. Поверх штукатурки накладыва­ ется стеклопластиковая полимерная пленка.21.5. Парогенераторы АЭС В   соответствии   с   тепловой   схемой   АЭС   пар   для   работы   турбины вырабатывается либо непосредственно в ядерном реакторе (кипящего типа), либо в парогенерато­ ре — теплообменнике, где теплоноситель иэ реактора передает часть своей теплоты воде второго контура, из которой получается пар. Парогенератор является обя* зательным элементом оборудования двух­и трехконтурных АЭС '(см. § 1.1). Вода   с   точки   зрения   теплообмена   представляется   относительно низкотемператур­• ным теплоносителем. Так, при максимально возможном давлении теплоносителя в первом контуре  pt=l6  МПа (?нас = = 346 °С) и температуре его на выходе   из   реактора   ^=320   °С   можно   получить   во   втором   контуре   пар   при   его давлении   6,5   МПа   ^Hao=280°C)   с   начальном   перегревом   не   более   20   "С   при сохранении минимально допустимого температурного напора A* = 20°C (рис. 21.13). Следовательно, получение пара во втором контуре высоких, а тем более сверхкри­ тических параметров невозможно при использовании водного теплоносителя в пер­ вом контуре (реакторы типа ВВЭР). Для этих целей необходимо использбвать га­ зовые или жидкометаллические теплоносители. В настоящее время на АЭС почти исключительно применяют во втором контуре насыщенный пар начальным давлением 6,5 МПа. Основным типом парогенератора в нашей   стране   является   горизонтальный   однокорпусный   с   погруженной   поверхно­ стью нагрева и встроенными паросепара­ционными устройствами (рис.21.14,а). По­ верхности нагрева этих парогенераторов выполняют из труб малого наружного диа­ метра 12—22 мм при толщине стенки 1,2— 1,5 мм, число труб в мощных парогенера­' торах составляет десятки тысяч. Здесь очень важна высокая плотность соединений, так   как   при   малейшей   утечке   теплоносителя   (у   него   выше   давление)   радио­ активность переносится из первого контура во второй, а следовательно, и в весь водопаровой тракт цикла. Исходя из снижения загрязненности водного теплоноси­ теля продуктами коррозии, все элементы первичного контура выполняют из нержа­ веющей  стали. Где   только  возможно, применяют  трубы  без  сварных  швов  и бес­ фланцевую арматуру. Греющие секции теплоносителя выполнены в виде сдвоенной U­образной   системы   труб,   концы   которых   завальцованы   и   обварены   в   два вертикальных коллектора диаметром 750 мм из стали Х18Н9Т. Питатель­ ная   вода   после   регенеративного   подогрева   из   отборов   турбины   вводится   в верхнюю   часть   водяного'объема   парогенератора   одной   трубой   по   центру   и равномерно   распределяется   по   длине   за   счет   многочисленных   отверстий (перфорированная труба). В паровом объеме происходит вначале естественная сепарация капель влаги, затем пар поступает в жалюзийный сепаратор. Размеры парогенератора ограничены технологией   производства   и   транспортными   условиями.   Парогенератор   большой теплопроизводительности для энергоблока мощностью 1000 МВт имеет диаметр кор­ пуса 4 м при длине 15 м и производит 1470 т/ч насыщенного пара с давлением 6,5 МПа. Парогенератор полностью собирают на заводе­изготовителе и транспортируют к месту установки по железной дороге или водным путем. Вертикальная конструкция парогенератора (рис. 21.14,6) позволяет повысить паропроизводительность корпуса, так как греющие секции занимают здесь около 2/3 объема,   тогда   как   в   горизонтальном   они   занимают   менее   половины.   Ввиду уменьшения сечения для отвода пара нагрузка поверхности испарения и скорости пара заметно, возрастают. Это вызывает повышенный унос влаги паром. Для его сепарации   увеличена   высота   парового   про­   '   странства,   что   позволяет разместить   здесь   две   ступени   сепарационных   устройств.   Улучшение   циркуляции воды   в   водяном   объеме   парогенератора   достигнуто   установкой   внутренней обечайки.   При   этом   вдоль   наружного   корпуса   происходит   опускное   движение поступающей   питательной   воды,   а   внутри   наблюдается   интенсивное   подъемное движение пароводяной смеси. В   АЭС   с   кипящим   реактором   типа   РБМК   парогенератор   отсутствует.   Пар получается в самом реакторе, из которого пароводяная смесь поступает в барабан­ сепаратор (рис. 21.15). Движение теплоносителя через технологические каналы ак­ тивной зоны реактора обеспечивается главными циркуляционными насосами (ГЦН). Двигаясь  снизу  вверх,  вода  подогревается до  температуры  кипения, а  затем  ча­ стично испаряется (паросодержание х— =14%). В барабане­сепараторе насыщенный пар отделяется от воды и направляется далее в турбину. Его влажность составляет около 0,1%. Вода, смешиваясь в барабане с конденсатом отработавшего в турбинах пара, вновь подается на вход технологических каналов. Какие мероприятия   предусматриваются для повышения   надежности и Какими   параметрами   ограничена   область   применения     барабанных Контрольные вопросы к гл. 21 1. компактности поверхностей нагрева? 2. паровых котлов и почему? 3. поверхности нагрева? 4. 5. 6. 7. 8. типы этих котлов. АЭС  работают на насыщенном паре? Как   связан   уровень   температуры   перегрева   пара   со   стоимостью Каким требованиям должны отвечать маневренные блоки? В чем преимущество газоплотных конструкций котлов? Назовите виды  комбинированных ПГУ и их основное назначение. Какими особенностями отличается полупиковый паровой котел? Какую задачу выполняют пиковые теплофикационные котлы?  Назовите 9. Назовите типы парогенераторов для АЭС. Почему турбины энергоблоков