ТХ_ЭБ_merged. 310,4 гквтч (2025 г.)

• Название: 310,4 гквтч (2025 г.)
• Дата: 28.02.2023
• Размер: 3.11 Mb.
• Имя файла: ТХ_ЭБ_merged.pdf
• Тип: Документы; #959597
• страница: 3 из 4

может составлять от 15 до 24 кПа
против обычного Рк = 3-5 кПа.
На рис. 4.4 изображена другая принципиальная схема конденсационной установки тур- бины с сухой градирней.
Здесь используется конденсатор смешивающего (контактного) типа, куда поступает от- работавший пар из турбины. Конденсатор в этом случае располагается непосредственно вблизи турбины. В качестве охлаждающей воды используется турбинный конденсат, который предва- рительно охлаждается в поверхностном теплообменнике, смонтированном на входе атмосфер- ного воздуха в градирню. При tк = 30оС и нагреве циркуляционной
воды на ∆t=5оС потребуется кратность охлаждения m = Gц /Dк =116.
В результате по сравнению с нормальной кратностью охлаждения в конденсаторах турбин m 60 расход охлаждающей воды (конденсата) через теплообменник градирни возрастет почти вдвое по сравнению с обычной градирней. Соответственно вдвое увеличится и расход электроэнергии на привод циркуляционного насоса. При скорости воздуха через теплообменник градирни w = 2 м/с коэффициент теплопередачи в нем составит только к
= 33,5 Вт/(м^2 ×градус). При температурном напоре в нем ∆tср = 10оС для блока с

турбиной К-300-240 здесь потребуется теплообменник с поверхностью F = 1145 м^2. В эксплуатации такой установки возникают проблемы с поддержанием требуемого качества оcновного конденсата - циркуляционной воды (солесодержание, содержание растворенного кислорода, продуктов коррозии).
На рис. 2.5. изображена еще одна схема конденсационной установки с конденсатором турбины поверхностного типа, расположенным традиционно непосредственно около турбины, и с охлаждением циркуляционной воды в градирне в теплообменнике поверхностного типа и с естественной тягой.
Преимуществом этой схемы по сравнению с предыдущей является отсутствие проблемы с поддержанием требуемого количества основного конденсата турбины, поскольку здесь контур циркуляционной охлаждающей воды отделен от контура основного конденсата турбины.
Однако поверхность теплообменника в градирне по-прежнему большая. Другой недостаток
- плохой вакуум в конденсаторе турбины ввиду недостаточного охлаждения циркуляционной воды в градирне, связанного также с температурой атмосферного воздуха.
В заключение этого подраздела следует отметить, что общим преимуществом сухих гра- дирен является отсутствие в них генерации водяного пара, ввиду чего они не образуют тумана над вытяжной башней.
Тем не менее, ввиду отмеченных выше недостатков сухих градирен, они могут получить применение лишь в странах, где отсутствуют источники водоснабжения и имеется дефицит пресной воды.
Стоимость сухой градирни при фиксированных требованиях к охлаждению намного больше, чем стоимость испарительно-влажной градирни. Так, для турбоустановки мощностью 120 МВт стоимость сухой градирни примерно в 2 раза выше стоимости испарительно-влажной градирни.
Градирни комбинированного типа
Помимо систем циркуляционного водоснабжения конденсаторов паровых турбин с сухими градирнями в некоторых случаях могут быть полезными смешанные системы охлаждения с испарительно-сухой градирней (так называемая «гибридная» градирня). В этом случае используется комбинированное испарительно-влажное охлаждение с сухим
(воздушным). Принципиальная схема такой гибридной градирни изображена на рис. 4.6.
В верхней части градирни расположен теплообменник поверхностного типа и окна входа в него атмосферного охлаждающего воздуха. Ниже расположен водораспределитель оросительного устройства и контактные поверхности пленочного или капельного типа с испарительным охлаждением воды. Переключающие задвижки на подводе и отводе циркуляционной воды позволяют включать в работу первую или вторую ступень градирни раздельно или обе вместе.
На рис. 4.7 изображена другая разновидность комбинированной градирни с водяным орошением.

У градирни сухого типа с водяным орошением для интенсификации теплообмена в поверхностном воздуховодяном теплообменнике используется ороситель трубок водой, забираемой из бассейна градирни специальным циркуляционным насосом. Орошающая вода частично испаряется, снижает температуру поверхности теплообмена до температуры влажного термометра и интенсифицирует теплообмен. Убыль воды из бассейна надо восполнять из водоисточника (вода из реки, озера, пруда или артезианской скважины).
В этой схеме требуются два циркуляционных насоса: один большой производительности для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины, а другой - значительно меньшей произво- дительности для оросительной системы. Его производительность приблизительно в «m» раз меньше, где кратность охлаждения в конденсаторе турбины.
На рис. 4.8 представлена схема вентиляторной градирни гибридного типа.
Нагретая охлаждающая циркуляционная вода из обычного поверхностного конденсатора поступает в вентиляторную градирню, состоящую из двух частей - сухой части в виде поверх ностного теплообменника с ребристыми трубами и «мокрой» испарительной части

с оросительным устройством пленочного типа. Возможны различные режимы работы такой комбинированной гибридной градирни.
При комбинированном (смешанном) режиме работы большая часть охлаждения цирку ляционной воды обеспечивается ее частичным испарением и 20-25% отдается в воздушном теп- лообменнике. Чисто испарительный режим работы характеризуется отключением поверхностного теплообменника, и вся цирквода направляется сразу на оросительное устройство, минуя сухую часть. Вентиляторы «мокрой» части подают атмосферный воздух противотоком навстречу стекающей по оросителю вниз воды. Охлаждение воды происходит преимущественно за счет испарения. Охлажденная вода насосами направляется снова в конденсатор. Воздух нагревается и увлажняется испарившейся водой и из вытяжной башни градирни выводится в атмосферу. Если этот воздух перемешивается с относительно холодным атмосферным воздухом, то над градирней образуется облако тумана.
Возникающие при этом потери воды восполняются специально подготовленной водой. При смешанном режиме работы циркуляционная вода сначала проходит полностью или частично через теплообменник в сухой части и частично охладившись поступает в испарительную часть, а воздух на выходе из сухой части нагревается. В дальнейшем оба потока воздуха из сухой и испарительной части смешиваются. При этом относительная влажность воздуха на выходе из градирни снижается, а температура повышается. В этом случае туман над вытяжной башней либо уменьшается, либо исчезает вообще, в зависимости от температуры и влажности окружающего наружного воздуха. В зимний период, когда расход циркуляционной воды существенно снижается, в основном, или даже полностью функционирует сухая часть градирни, что позволяет практически полностью исключить образование тумана. Такие градирни могут оказаться эффективными для строительства экологически безопасных электростанций.
5. Сокращение выбросов парниковых газов в атмосферу. Влияние углекислого газа на глобальное потепление климата на земле; способы ограничения выбросов углекислого газа в атмосферу от ТЭС
Еще два-три десятилетия назад о глобальном потеплении климата вследствие парникового эффекта знали только ученые-экологи. Сегодня это стало проблемой, которой озабочено человечество.
В природе в прошлом до индустриализации был устойчивый круговорот углекислого газа.
При этом из атмосферы изымалось и расходовалось на биосинтез растительным миром с использованием энергии солнечного излучения определенное количество СО2. При этом производилась биомасса. Точно такое же количество СО2 возвращалось в атмосферу вследствие параллельно протекающих процессов разложения биомассы при использовании выделившегося при фотосинтезе кислорода. Таким образом, создание биомассы не приводило ни к увеличению содержания кислорода в атмосфере, ни к увеличению процента содержания в нем СО2 при биологическом разложении биомассы.
Теперь с развитием индустрии и техники этот установившийся баланс нарушился за счет сжигания биомассы, накопленной на Земле 200-600 млн. лет назад в ископаемых органических топливах. Вследствие сжигания ископаемых топлив на Земле теперь возникает ежегодный прирост на 15 млрд. тонн СО2 сверх сбалансированного круговорота.
Это способствует образованию так называемого парникового эффекта.
Парниковый эффект заключается в следующем: углекислый газ способствует проникновению к Земле коротковолнового излучения Солнца, а длинноволновое тепловое излучение Земли задерживается. В результате происходит длительный нагрев атмосферы.
Уменьшить выбросы СО2 значительно сложнее, чем другие вредные вещества. Очистка уходящих газов ТЭС от углекислого газа аппаратными средствами (например, абсорбционной или мембранной технологией) на сегодняшний день исключительно дорога,

нецеле- 4 сообразна и не находит применения. Однако, учитывая необходимость решения данной проблемы, в индустриально развитых странах ведутся работы и в этом направлении.
Реальными направлениями уменьшения выбросов углекислого газа от ТЭС являются следующие:

Сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода (природный газ);

Использование энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное топливо);

Реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС.

Энергосбережение;

Теплофикация;

Использование возобновляемых источников энергии;
Рассмотрим последовательно эти направления и их возможности.
Основным ископаемым топливом с малым содержанием углерода является природный газ, в состав которого преимущественно входит метан (СН4) - по объему 90-95%. По весу в метан входит 12/16*100

75% углерода и 25% водорода. Ввиду высокой удельной теплоты сгорания водорода, а, следовательно, и природного газа, выход СО2 в атмосферу на кВт×ч вырабатываемой на ТЭС электроэнергии существенно меньше, чем при использовании на
ТЭС ископаемого угля.
По данным доля электроэнергии, полученной в России при сжигании газа составляла в 1998 г. 40,5%, а при сжигании угля – 21,9%. Доля газа в топливо энергетическом балансе ТЭС составляет более 60%. Однако для многих других стран — это не характерно. Свыше 55% своей электроэнергии США вырабатывает на базе угля, Германия – 55,1%, Великобритания
– 50%, Япония – 20%, Австралия – 88% и т.п.
(можно не писать)
Большой объем использования угля в энергетике объясняется его очевидной конкурентоспособностью как энергоносителя на мировом рынке органического топлива.
По данным исследовательских организаций США и Японии, современное производство 1 кВт×ч электрической энергии на угле дешевле, чем на нефти на 77% (США) и 30%
(Япония), и на газе – на 55% и 19% соответственно. Оно даже дешевле, чем на АЭС, поэтому
36 из 60 новых ТЭС Америки, ориентированных на использование горючих ископаемых, будут работать на угле. В Германии, из вновь сооружаемых в 1995-1999 г.г. электростанций,
66,2% генерирующих мощностей приходится на угольные ТЭС.
(можно не писать)
Следует учитывать дороговизну природного газа и ограниченность его запасов в недрах
Земли. Ряд индустриально развитых стран вообще не имеет или имеет мало собственных месторождений природного газа.
На основании этого первое из указанных выше направлений уменьшения выбросов СО2 в атмосферу нельзя рассматривать в качестве перспективного.
Использование ядерной энергии
Атомная энергия полностью сохраняет по прогнозам свои объемы использования в производстве электроэнергии, однако ее доля снижается. Ряд стран приняли решение о свертывании своей сети АЭС (Швеция). Многие государства отказались от строительства новых АЭС, однако некоторые продолжают их возводить. К ним относятся Индия, Южная
Корея, Япония, Иран. В Западной Европе по этому пути идет только Франция (4 новых объекта). В России выработка электроэнергии на ядерном топливе в 1998 г. составила 97,5 млрд. кВт×ч или 12% от общей выработки электрической энергии.

В условиях дефицита природного газа РАО «ЕЭС России» заинтересовано в высоких темпах развития атомной энергетики и поддерживает планы Министерства Российской
Федерации по атомной энергии по увеличению выработки электроэнергии на атомных электростанциях, однако, учитывая значительные трудности, с которыми придется столкнуться на этом пути, в расчетах энергетического баланса РАО «ЕЭС России» принимает умеренные темпы роста мощности на АЭС.
(можно не писать)
Реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС
Это направление, как путь снижения выбросов СО2 в атмосферу и предотвращение глобального изменения климата Земли и сохранения жизни на ней, представляется в настоящее время наиболее реальным. Более детально это направление будет рассмотрено в разделе.
Энергосбережение
Энергосбережение дает важный вклад в снижение выбросов СО2 в атмосферу. Критерием оценки возможной экономии энергии является удельная энергоемкость мирового валового продукта (МВП). Речь, конечно, не идет о том, что энергоемкость МВП должна непрерывно уменьшаться во всех секторах народного хозяйства и при всех обстоятельствах. Например, в странах, где электрификация находится в ранней стадии развития, для обеспечения необходимого экономического развития темпы роста потребности в электроэнергии будут, очевидно, опережать темпы увеличения производства национального валового продукта
(НВП). Но в основном мероприятия по экономии энергии направлены на снижение удельной энергоемкости МВП.
На основании прогнозов потенциальные возможности экономии энергии, выраженные показателями относительной удельной энергоемкости МВП, в 2020 году могут составить
48%.
Теплофикация
Экологическая эффективность теплофикации связана с увеличением экономии топлива при комбинированной на ТЭЦ и раздельной на КЭС и районной котельной выработке тепла и электрической энергии.
Экономия топлива на теплофикации рассчитывается по разности расходов топлива на ТЭЦ и при раздельной выработке такого же количества электроэнергии на КЭС и тепла в районных котельных.
∆𝐵
тф
= 𝐵
КЭС
ээ
+ 𝐵
рк тэ
+ 𝐵
ТЭЦ
ээ.тэ
Экологическую эффективность теплофикации можно оценить на следующем примере.
Удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт×ч электроэнергии на КЭС в
Европейской части России составляет примерно 0,40 кг условного топлива . Производство электроэнергии в энергосистеме Мосэнерго достигло в 1998 г. 61000 млн. кВт×ч. В том же году с коллекторов ТЭЦ Мосэнерго было отпущено 73,4 млн. Гкал тепловой энергии [ 1 ].
При раздельной выработке тепла и электроэнергии на выработку электроэнергии было бы израсходовано
𝐵
КЭС
ээ
= 𝑏
КЭС
ээ
∙ Э
тэц
= 0,4 ∙ 61000000000 = 24,4 млн. т. у. у./год а на выработку теплоты в районных котельных:
𝐵
рк тэ
= 𝑏
рк тэ
∙ 𝑄
тэц
= 11,53 млн. т. у. у./год

В то же время на теплоэлектроцентралях Мосэнерго в 1998 г. было сожжено 27,93 млн. т.у.т. Таким образом, экономия топлива на электростанциях Мосэнерго от использования комбинированного способа

Втф

24,40 + 11,53 – 27,93 = 8,0 млн. т.у.т./год, что составляет 22,3% от общего расхода топлива на раздельную выработку тепла и электрической энергии. Более точный экономический и экологический эффект от теплофикации следует определять с учетом дополнительных тепловых потерь в теплопередающих системах и электрических сетях
Использование возобновляемых источников энергии
Использование возобновляемых источников энергии на Земле является кардинальным решением проблемы взаимодействия энергетики с окружающей средой.
На первое место здесь следует поставить гидроэнергетику, которую можно отнести к числу традиционных возобновляемых источников энергии. Гидроэнергия широко используется во всем мире. Как правило, освоение гидроэнергии основных рек идет по пути строительства каскадов электростанций, что способствует более полному и эффективному использованию водных ресурсов. Наряду с мощными ГЭС строятся и «малые» ГЭС мощностью от нескольких десятков кВт, до нескольких МВт. Согласно прогнозам до 2020 года доля использования гидроэнергии для производства электроэнергии будет возрастать.
Кроме энергии рек имеются значительные энергоресурсы морских приливов.
В России ГЭС произвели в 1998 г. 158,4 млрд. кВт×ч электроэнергии, что составило 19,4% общего производства электрической энергии.
Кинетическая энергия атмосферы - энергия ветра является наиболее доступной, но и наименее стабильной и концентрированной энергией. В настоящее время она находит применение в «малой» энергетике.
Использование энергии солнечного излучения связано со значительно низкой удельной плотностью поступления и нерегулярностью поступления солнечной энергии и, как следствие этого, низким КПД и высокими капитальными затратами. Ввиду географического расположения России использование энергии солнечного излучения в нашей стране неперспективно.
Геотермальная энергия состоит из теплоты термальной воды с температурой до 150- 250оС, нагретых газов и паров, теплоты некоторых горных пород, способных отдавать ее пропускаемым через них газам или жидкостям, а также вулканической теплоты. Для производства электроэнергии ГеоТЭС нашли ограниченное применение по причине низкого КПД и высоких капитальных затрат. Геотермальная теплота используется для снабжения горячей водой территорий, расположенных вблизи геотермальных источников
(в России - Камчатка). В настоящее время в России работает геотермальная Верхне-
Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 МВт. Океанические электростанции, использующие перепад температуры воды между поверхностным и глубинным слоями, имеют очень низкий КПД (менее 4%) и высокие капитальные затраты. Имеются и другие возобновляемые нетрадиционные источники энергии. В целом объемы их использования возрастают, однако их доля остается незначительной.
6. Система охлаждения конденсаторов турбин и вспомогательного оборудования.
Характеристика и основные направления сокращения сточных вод данного типа.
Расход охлаждающей воды на конденсатор, должен обеспечивать работу конденсационной установки в режиме, при котором сумма недовыработки э/э и затраты

э/э на перекачку охлаждающей воды минимальны. 𝑊
кон
=
∆ℎ
𝐶∙(𝑡
2
−𝑡
1
)
∙ 𝐷 [м
3
/ч]. Кроме конденсации пара в конденсаторах часть воды используется для охлаждения масла и газа в масло-охладителях турбинного агрегата. 𝑊
ох
= 𝑊
кон
+ 𝑊
м
+ 𝑊
г
Существует три основных типа систем охлаждения: прямоточная, оборотная с градирнями, оборотная с прудом охладителем.
При прямоточной системе свежая вода проходит один раз через конденсатор и сбрасывается в водоисточник. Отсюда появляется очень большой расход свежей воды на
ТЭС, равный: 𝑊
ох св
= 𝑊
ох ст
+ 𝑊
ох ди
. Обычно потери на дополнительное испарение 𝑊
ох ди составляют один 1% от расхода охлаждающей воды.
После введения платы за свежую воды и сброс сточных вод, начали вводить и развивать системы оборотного охлаждения (СОО), хоть и кап. вложения у них очень большие.
Основная часть потерь обусловлена испарением и капельным уносом. При испарении происходит увеличение солесодержания оборотной воды, кроме того, при контакте с воздухом в градирнях возрастает концентрация карбонат-ионов и её рН. Так при определенных условиях образуются отложения, которые особенно опасны для трубок конденсатора. Чтобы уменьшить солесодержание, часть воды из оборотной системы удаляют с продувкой. Отсюда получаем объем водопотребления: 𝑊
ох св
= 𝑊
ох пр
+ (𝑊
ох ку
+
𝑊
ох и
). Потери на испарение определяем из формулы: 𝑊
ох и
= К ∙ ∆𝑡 ∙ 𝑊
ох
. Потери с капельным уносом определяем: 𝑊
ох ку
= р ку
∙ 𝑊
ох
. Необходимый расход продувочной воды определяется допустимой степенью упаривания воды исходя из условий минимизации отложений и коррозии: 𝑊
ох пр
=
1
𝜑
доп
−1
∙ 𝑊
ох и
− 𝑊
ох ку
. До этого речь шла о СОО с градирнями.
Для СОО с прудом охладителем объем свежей воды равен сумме объемов водоотведения и потерь. При этом в объем водоотведения входят организованный сток воды через плотину и фильтрация из водохранилища в водный объект, а в объем потерь – естественное и дополнительное испарение с зеркала пруда. 𝑊
ох св
= 𝑊
ох пр
+ 𝑊
ох ф
+ 𝑊
ох ен
+
𝑊
ох ди
На ТЭС вода так же используется для охлаждения вспомогательных механизмов основого оборудования: насосы, мельницы, дымососы, вентиляторы. Расходы этой воды принимаются по данным проектно-технической документации или производственных испытаний.
При отведении в водные объекты охлаждающих вод агрегатов масса загрязнённых веществ в сточных водах должна соответствовать массе веществ в воде, взятой из этого водного объекта. В состав загрязнённых веществ сточных вод СОО входят: взвешенные вещества, хлориды, сульфаты, нефтепродукты и медь.
Пути сокращения потребления исходной воды и сбросов в водоёмы: максимальное использование СОО, применение градирен с каплеуловителями, совершенствование методов коррекционной обработки охлаждающей воды с целью мах. сокращения количества сточных вод, использование продувочной воды СОО для других нужд, подача в СОО сточных вод других водопотребителей, по солевому составу близких в составу оборотной воды СОО. Для уменьшения количества продувочной воды, и соответственно уменьшения сточных вод, необходимо обрабатывать воду в СОО. Способы обработки: изменение концентрации растворённых в воде примесей, использование ингибиторов накипеобразования и коррозии (фосфатирование, ОЭДФК, ИОМС), физические или физико-химические методы (магнитная обработка, обработка слабым электрическим током). В ряде случаев эффективной может оказаться байпасная очистка воды, когда часть воды СОО подвергается обработке, обеспечивающей нормальную эксплуатацию СОО.

Продувочную воду СОО так, же можно использовать вторично для подпитки котлов или тепловой сети.
7.
Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами. Характеристик и основные направления сокращения строчных вод данного типа
Источниками появления нефтепродуктов в стоках ТЭС являются мазутное хозяйство, маслосистемы турбин и подшипников различных механизмов (насосы, дымососы, вентиляторы, мельницы и др.), электротехническое оборудование, гаражи, оборудование вспомогательных служб. В состав загрязненных вод ТЭС нефтепродуктами входят мазуты, смазочные и изоляционные масла, керосин, бензин и пр.
Объемы вод, загрязненных нефтепродуктами, определяются по данным технических паспортов на оборудование, проектно-технической документации или СНиП и уточняются при проведении производственных испытаний. В мазутохозяйстве такие воды образуются при охлаждении насосов, при аварийных упусках мазута и ремонтных работах, с грунтовой водой и др. Имеет место загрязнение мазутом конденсата паровых спутников и лотков, приемных и расходных резервуаров. Концентрация мазута в охлаждающей воде грундбукс сальников насосов достигает в ряде случаев 5000 мг/л и более.
Значительное количество замасленных вод образуется при охлаждении маслосистем турбин и подшипников вращающихся механизмов в главном корпусе. Низкая культура эксплуатации приводит в ряде случаев к увеличению потерь масла в трансформаторах в 3-5 раз по сравнению с нормами.
В результате количество сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, оказывается значительным, что создает проблему по их очистке и повторному использованию. Сброс недостаточно очищенных от нефтепродуктов сточных вод представляет особую опасность для водоемов. Легкие нефтепродукты образуют пленки на поверхности воды, ухудшая условия аэрации водоемов. Тяжелые нефтепродукты оседают на дне, губительно действуют на флору и фауну. Воздействие нефтепродуктов на водоемы имеет длительный характер, так как они являются слабо окисляющимися веществами.
В этой связи по нефтепродуктам установлены очень низкие предельно допустимые концентрация (ПДК). В водоемах, не имеющих рыбных хозяйств, ПДК нефтепродуктов не должна превышать 0.1÷0.3, а при наличии рыбоохранных и рыбохозяйственных организаций - 0.05 мг/к.
Для сокращения объемов замасленных и замазученных вод следует применять мероприятия по предотвращению попадания нефтепродуктов в сточные воды ТЭС. В качестве основных направлений рекомендуется создание маслоплотного оборудования
(в том числе маслоохладителей), применение густых смазок, повышение культуры эксплуатации и ремонта оборудования, создание самостоятельных систем охлаждения такого оборудования. Следует предусматривать устройство защитных кожухов на масло- и мазутопроводах, обортовки и поддонов в местах установки маслонасосов и маслобаков, установку баков сбора масла из поддонов и от защитных кожухов и мазута от кожухов мазутопроводов, обортовку площадок ремонта оборудования, исключение попадания мазута в конденсат подогревателей, подачу обводненного мазута для сжигания в котлах без отделения содержащейся в нем воды, предотвращение фильтрации мазута в грунт из резервуаров и сливных лотков.
В систему отведения сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, необходимо направлять загрязненные сливы с охлаждения подшипников и уплотнений сальников насосов и других вращающихся механизмов, дренажные воды полов главного корпуса и

вспомогательных помещений, которые могут быть загрязнены нефтепродуктами, сливы от сети аварийных маслостоков, дождевые и талые воды от открытых складов масла, мазута, дизельного топлива и других территорий, загрязняемых в процессе эксплуатации, конденсат с содержанием мазута более 5 мг/л, отмывочные воды фильтров конденсатоочистки. Система отведения таких сточных вод должна быть полностью изолирована.
После очистки сточные воды необходимо использовать на технологические нужды электростанции вместо природной воды (водоподготовительные установки, подпитка систем оборотного водоснабжения и т.д.). Сброс сточных вод после очистных сооружений в водоемы не допускается, поэтому проектная схема должна исключать такую возможность.
Допускается подача загрязненных нефтепродуктами сточных вод в систему хозяйственной фекальной канализации при наличии сооружений для полной биологической очистки хозбытовых сточных вод.