6. Контроль за использованием мощности.

Основные причины недоиспользования мощности блоков это:

- останов на ремонт;

- снижение нагрузки работающего оборудования из-за ограничений мощности, в том числе по условиям топливоснабжения;

- Вследствие участия блоков в регулировании суточных графиков нагрузки путем их разгружения, а также останов в резерв.

Отсюда можно сделать вывод, что для более эффективного использования мощности блоков необходимо:

1. производить ремонты более качественно и быстро.

2. наилучшим образом регулировать загрузку блоков, совершенствуя диспетчерские графики энергосистем.

3. повышение надежности работы блоков. ________________________________________________________________________

КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ПО ТЕМЕ

«Работа оборудования в рабочем диапазоне нагрузок»

1. Почему устанавливается предел снижения нагрузок котлов и турбин относительно номинальных нагрузок; чем это вызвано?

2. С какой точностью выдерживают давление свежего пар при нормальной эксплуатации и почему?

3. Какой режим работы оборудования наиболее надежный и экономичный одновременно?

4. Когда применяют работу на сниженном давлении и для какой цели?

5.Как контролируется вакуум в конденсаторе и с чем связано?

6. Согласно чему ведется режим работы котла?

7. Какие диапазоны нагрузок различают у котла?

8. От чего возникает повышенная вибрация турбоагрегата и к каким последствиям это может привести7

9.Как можно установить наиболее точно причину вибрации?

10.Назовите основные причины солевого заноса проточной части турбины.

11. По каким этапам производится контроль за заносом солями на электростанции?

12.Способы очистки проточной части турбины от солевого заноса.

13. К чему приводит увеличение или снижение выше допустимого значения температуры свежего пара в период работы оборудования; как выдерживается температура?

14.Почему необходимо поддерживать частоту вращения турбины в определённых пределах? Чему равны эти пределы?

15. Чем определяется продолжительность промывок проточной части турбины?

16. При каких условиях должен вестись топочный процесс?

17. Что входит в обязанности обслуживающего персона при работе турбины с целью её защиты в случае аварийной ситуации?

Раздел 4

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ РЕГУЛИРОВАНИЯ, МАСЛОСНАБЖЕНИЯ

И ЗАЩИТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН

4. 1.Характеристики системы регулирования

Основной задачей системы регу­лирования паровой турбины являет­ся поддержание на заданном уров­не параметров отпускаемой потре­бителю электрической и тепловой энергии. Кроме того, система регу­лирования должна предохранять турбину от аварийных режимов, дублируя наиболее важные органы защиты. Более конкретно эти тре­бования изложены в ПТЭ .

Качественную оценку работы си­стемы регулирования в целом дают статическая и динамическая харак­теристики.

Динамическая характеристика оценивает работу системы регули­рования в переходном процессе и представляет собой график измене­ния частоты вращения турбины с момента полного сброса нагрузки (рис. 1.1). Это — периодический процесс с затухающей амплитудой.

Динамические качества системы регулирования определяются значе­нием динамического заброса часто­ты вращения А₀ и длительностью переходного процесса т_п._п. Время переходного процесса должно быть по возможности малым, а макси­мальное увеличение частоты враще­ния должно быть ниже уровня на­стройки автомата безопасности не менее чем на 2—3 Не­динамическая характеристика снимается с помощью лабораторно­го осциллографа, записывающего изменение частоты вращения и дру­гих параметров во времени.

Сброс нагрузки производится отключением масляного или воз­душного выключателя генератора. Это испытание является весьма от­ветственным и проводится силами специальных наладочных или ре­монтных организаций.

Динамическая характеристика должна сниматься при приемке турбин после монтажа, а также пос­ле реконструкции, изменяющей ди­намические характеристики систе­мы регулирования.

С татическая характеристика описывает работу регулирования в установившемся

режиме и пред­ставляет собой график изменения частоты вращения в зависимости от нагрузки турбины {рис. 1.2). Во избежание динамических эффектов при снятии характеристики нагруз­ка турбины должна меняться мед­ленно, с достаточно длительной вы­держкой на режимах, при которых проводятся замеры. Статическая характеристика должна представ­лять собой плавную кривую (или прямую) без перегибов и горизон­тальных участков.

График статической характери­стики в области холостого хода мо­жет иметь более крутой участок для облегчения синхронизации и по­вышения устойчивости регулирова­ния на холостом ходу и при малых нагрузках. Такой же вид может иметь статическая характеристика и в области максимальной мощно­сти. В этом случае обеспечивается более устойчивое поддержание эко­номической нагрузки.

Р азница между частотой враще­ния турбины на холостом ходу и частотой вращения п₂ при номи­нальной нагрузке, отнесенная к но­минальной частоте вращения n₀, на­зывается степенью неравномерно­сти системы регулирования, %:

Снятие статической характеристики системы регулирования должно проводиться один раз в год, а так­же после монтажа, капитального ремонта и реконструкции системы регулирования.

Представленная на рис. 1.2 ста­тическая характеристика снята без учета нечувствительности системы регулирования. В действительности же все системы регулирования об­ладают той или иной нечувствитель­ностью, которая проявляется в том, что система не реагирует на некото­рые небольшие изменения регули­руемого параметра. В данном слу­чае это приведет к тому, что при небольшом изменении частоты вра­щения расход пара и мощность тур­бины будут оставаться постоянны­ми до тех пор, пока не будут прео­долены силы трения в подвижных элементах системы регулирования и не будут выбраны зазоры в шар­нирных соединениях.

Суммарная нечувствительность системы регулирования складывает­ся из нечувствительности всех эле­ментов и характеризуется степенью нечувствительности, %, определяе­мой выражением,

где по — номинальная частота вра­щения; 2 — конечные отклонения частоты вращения, не вызывающие изменения расхода пара на турби­ну. Согласно ПТЭ степень нечувст­вительности должна быть не более 0,3 %, а для турбин выпуска до 1950 г. — не более 0,5 %.

Увеличение степени нечувстви­тельности сверх допустимых преде­лов сказывается отрицательно на работе системы регулирования. Это выражается в том, что у турбины может сработать автомат безопас­ности при сбросе нагрузки вследст­вие запаздывания закрытия регу­лирующих клапанов турбины. На­личие значительной нечувствитель­ности затрудняет поддержание за­данной частоты в сети, влияя тем самым на качество отпускаемой энергии. Нечувствительность регу­лирования может также вызвать са­мопроизвольное изменение нагрузки на параллельно работающих турби­нах при постоянной частоте сети.