Отключением отдельных

Наиболее серьезным нарушением в работе всей системы регулирования является неудержание турбиной холостого хода при полном сбросе электрической нагрузки с отключением генератора и рост частоты вращения до уставки срабатывания АБ.

Существуют три вида сброса нагрузки: частичный, полный с отключением генератора и полный без отключения генератора.

При частичном сбросе нагрузка резко снижается до определенного уровня и на этом уровне стабилизируется. При полном сбросе без отключения генератора закрываются все стопорные, регулирующие и обратные клапаны и прекращается доступ пара в турбину. Генератор при этом остается включенным в сеть, и поскольку подача пара в турбину прекратилась, начинает работать в двигательном (моторном) режиме. Частота вращения турбины поддерживается соответствующей частоте сети. При полном сбросе с отключением генератора от сети система регулирования должна удержать турбину на холостом ходу. Основными признаками сброса нагрузки являются:

е) при полном сбросе с отключением генератора возрастание частоты вращения;

Полный сброс нагрузки с отключением генератора происходит при отключении воздушного выключателя блока вследствие срабатывания электрических защит или вручную при неполадках в электрической части блока.

Обычно на турбогенераторах выполняется защита, которая автоматически через определенное время отключает генератор при переходе его в моторный режим. При наличии такой защиты не следует торопиться с отключением генератора от сети, так как реле обратной .мощности, на базе которого выполнена защита, обладает достаточно высокой надежностью и чувствительностью. В этом случае необходимо принять дополнительные меры по прекращению доступа пара в турбину и оставить такой режим до отключения генератора защитой. После отключения генератора убедиться в снижении частоты вращения. При возрастании частоты наиболее действенными операциями, которые можно произвести в доли секунды, являются подрыв всех предохранительных клапанов на котле и срыв вакуума. При этом повторный пуск турбины запрещается до выявления и устранения неисправностей, вызвавших задержку в снижении частоты вращения ротора турбины.

Одновременно с отключением генератора от сети следует отключить насосы газоохладителей. Задержка с их отключением приведет к быстрому охлаждению обмотки ротора и статора генератора. При этом вследствие различия коэффициентов термического расширения меди и стали происходит повышенное механическое воз действие на изоляционное покрытие стержней в пазах ротора и статора, особенно в лобовых частях стержней статора.

Проверка работы системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, с отключением генератора от сети производится в следующих случаях:

Эта проверка по характеру протекания процессов полностью совпадает с полным сбросом нагрузки с отключением генератора, описанным в параграфе 1 настоящей главы с той разницей, что сброс нагрузки всегда происходит внезапно, а проверка системы регулирования полным сбросом должна быть тщательно подготовлена.

Если при сбросе всей электрической нагрузки с турбины до нуля с отключением генератора от сети система регулирования не удержала числа оборотов в заданных пределах и автомат безопасности сработал, то необходимо быстро отключить регулируемый отбор пара и вывести синхронизатор в положение холостого хода. Затем включить автомат безопасности в рабочее положение, взвести стопорный клапан и быстрым плавным открытием его подхватить обороты турбины и постепенно увеличивать их до номинальной величины. Проверить работу оборудования турбогенератора в объеме, указанном выше, и при исправной его работе принять нагрузку в порядке, изложенном выше.

Для предотвращения разгона турбину снабжают системами регулирования и защиты. При наиболее опасном режиме полного сброса нагрузки с отключением генератора от сети система регулирования турбины переводит ее в режим холостого хода или нагрузки собственных нужд. При этом заброс частоты вращения не должен превышать частоты настройки автомата безопасности, составляющей 111—112 % номинальной. При превышении ротором этой частоты вращения срабатывает система защиты, прекращающая в течение 0,4—0,5 с подачу пара в цилиндры турбины из паропроводов свежего пара и промежуточного перегрева, из сепаратора пароперегревателя (для турбин АЭС), из коллекторов отборов (для теплофикационных турбин), а также из регенеративных подогревателей.

Регулирование производительности котельного агрегата, оборудованного пылеси-стемой с прямым вдуванием, производится изменением подачи топлива питателем в мельницу. Уменьшение нагрузки парогенератора ниже 60% от номинальной обеспечивается отключением отдельных мельниц.

Дальнейшее увеличение емкости системных парков представляется нерациональным, поскольку оно не приводит к существенному снижению аварийного дефицита в системе при прогнозируемых показателях надежности оборудования магистральных нефтепроводов. Нужно учитывать, однако, что возможен рост системных емкостей для обеспечения надежности нефтеснабжения по параметрам качества, а также для проведения капитальных ремонтов и модернизации основного оборудования, что связано с отключением отдельных направлений или со снижением их пропускной способности. Эти вопросы и сопряженные с ними проблемы организации последовательной перекачки сортных нефтей еще требуют своего разрешения.

В период постоянной эксплуатации требуемая паропроизводитель-ность котла 50 т/ч (см. рис. 5.22) достигается путем изменения температуры слоя и включением (отключением) .отдельных секций. Температура слоя изменяется от 770 до 900°С. При изменении нагрузки от 30 до 50% в работе находится одна секция, от 42 до 70% - полторы секции, а от 60 до 100% - две секции.

В большинстве режимов топливо подавалось равномерно по длине циклона. Режимы с отключением отдельных топливных шлиц по экономичности оказались хуже.

Предполагалось, что большое количество горелок обеспечит достаточную гибкость регулирования котла в эксплуатации при неизменном коэффициенте расхода воздуха, т. е. возможность изменять производительность котла включением или отключением отдельных горелок при номинальной производительности остальных. Практикой эксплуатации котлов это предположение не подтвердилось, так как через выключенные горелки приходится пропускать часть воздуха для защиты их от излучения из топки, вследствие чего коэффициент расхода воздуха в топке возрастает. Кроме того, большое количество горелок и вентиляторов создает громоздкую схему газооборудования котла.

сжатия 15/(00-04); фаз распределения 13/(00-08)>; отключением отдельных цилиндров 17/00; свободнопоршневых 39/10; с наддувом 23/(00-02); электрическими средствами 41/00]}

смонтированы на одном передвижном основании с котлом, то паропроводы изготовляют из стальных труб (чаще водогазопроводных). В тех же случаях, когда потребители лара смонтированы на другой ходовой части или установлены непосредственно на земле, но удалены от котла на расстояние в несколько метров, паропроводы изготовляют из гибких резинотканевых или металлических рукавов. Любые паропроводы должны обеспечивать пропуск заданного количества пара необходимых параметров, иметь минимальную длину и допускать продувку с отключением отдельных ответвлений.

Что касается регулирования нагрузки котла, то имеется три метода: количественный (поочередным отключением отдельных горелок), качественный ^изменением подачи топлива и воздуха на все горелки) и смешанный, когда при достижении нижнего предела давления топлива отключаются отдельные группы горелок и давление восстанавливается до начального (подробнее см. [Л. 185]).

Зависимость КПД производства электроэнергии ТЭС с ПГУ, включающими в себя семь одинаковых моноблоков, от нагрузки показана на рис. 8.71. Нагружение этих энергоблоков (или их разгрузка) осуществляется последовательно с интервалами 5 мин включением (отключением) отдельных агрегатов. Это позволяет в широком диапазоне нагрузки сохранять экономичность ПГУ с КУ. Относительно невысокие значения КПД производства электроэнергии при номинальной нагрузке объясняются характеристиками оборудования одновальной ПГУ на указанной ТЭС Futtsu (Япония): одна ГТУ типа MS9001E (General Electric) мощностью 113 МВт (по ISO) при начальной температуре газов Гнв = 1085 °С и ттк = 12; одна паровая турбина мощностью 52 МВт при параметрах пара ВД р = 6,4 МПа, Г= 531 °С и НДр = 1,5 МПа, Т= 198 °С и давлении пара в конденсаторе 5 кПа.

Регулирование обжига подины электролизера с предварительно обожженными анодами осуществляют уплотнением углеродистой подсыпки и кратковременным отключением отдельных анодов.