Организация и проведение практических занятий

3.1. Практическое занятие должно проводиться в учебных кабинетах или специально оборудованных помещениях (площадках, полигонах и т.п.). Продолжительность занятия не менее двух академических часов. Необходимыми структурными элементами практического занятия, помимо самостоятельной деятельности студентов, являются инструктаж, проводимый преподавателем, а также анализ и оценка выполненных работ и степени овладения студентами запланированными умениями.
3.2. Выполнению практических занятий предшествует проверка знаний студентов - их теоретической готовности к выполнению задания.
3.3.Формы организации студентов при проведении практических работ: фронтальная, групповая и индивидуальная.

                   При фронтальной форме организации занятий все студенты выполняют одновременно одну и ту же работу.

При групповой форме организации занятий одна и та же работа выполняется бригадами по 2 - 5 человек.

При индивидуальной форме организации занятий каждый студент выполняет индивидуальное задание.

Текущий контроль учебных достижений по результатам выполнения

практических работ проводится в соответствии с системой оценивания (рейтинговой, накопительной), а также формами и методами (как традиционными, так и инновационными, включая компьютерные технологии), указанными в рабочей программе дисциплины, профессионального модуля.

Текущий контроль проводится в пределах учебного времени, отведенного рабочим учебным планом на освоение дисциплин, профессиональных модулей, результаты заносятся в журнал учебных занятий.

Объем времени, отводимый на выполнение практической работы, планируется в соответствии с рабочим учебным планом по соответствующей специальности. Методические цикловые комиссии на своих заседаниях рассматривают предложения преподавателей учебных дисциплин, МДК и рекомендуют объем времени, отводимый на выполнение практических работ по каждой дисциплине рабочего учебного плана.

Суммарный объем времени, отведенный рабочим учебным планом на выполнение практических работ, отражается в рабочих программах учебных дисциплин, профессиональных модулях с распределением на практические занятия по разделам (темам). Распределение отведенного объема времени осуществляется преподавателем соответствующей дисциплины, МДК самостоятельно, на основе рекомендуемого примерной программой (при наличии), с учетом специфики изучаемой дисциплины и в соответствии с ведущей дидактической целью содержания практических занятий.

Темы практических работ разрабатываются преподавателем соответствующей дисциплины самостоятельно, в соответствии с содержанием образования по соответствующему разделу (теме), на основе перечня тем, рекомендуемого примерными программами учебных дисциплин.

Перечень практических работ в рабочих программах дисциплины, а также количество часов на их проведение могут отличаться от рекомендованных примерной программой, но при этом должны обеспечивать реализацию требований к знаниям, умениям и практическому опыту студента по соответствующей дисциплине, профессиональному модулю.

 

4. Содержание учебно-методической документации по организации и проведению практических занятий(для преподавателя)

4.1.Методические рекомендации по выполнению практически занятий должны включать в себя:

⎯ введение;

⎯ пояснительную записку;

⎯ наименование раздела и темы;

⎯ наименование темы практического занятия;

⎯ цель практического занятия (в т.ч. требования к знаниям и умениям обучающихся, которые должны быть реализованы);

⎯ оснащение;

⎯ задание;

⎯ теоретическая часть (по теме)

⎯ рекомендации, инструкции по выполнению заданий;

⎯ требования к результатам работы, в т.ч. к оформлению;

⎯ критерии оценки и формы контроля;

⎯ список рекомендуемой литературы;

⎯ перечень контрольных вопросов.

 

Методические рекомендации по выполнению практических занятий должны быть доступны обучающимся.

 

                                4.2.Структура оформления практических занятий по дисциплине, МДК определяется преподавателями, ведущими дисциплины.

                                4.3.Оценки за выполнение практических занятий могут выставлять по пятибалльной системе, в форме зачета и учитываться как показатели текущей успеваемости обучающихся.

Текущий контроль знаний проводится за счет времени, отведенного рабочим учебным планом на изучение дисциплины, МДК, результаты заносятся в журнал успеваемости обучающихся.

4.4.Контроль планирования, нормирования, организации методического сопровождения по проведению практических работ обеспечивают зам. директора по производственному обучению.

5. Требования к оформлению практических работ

                   5.1.Для проведения практических работ преподавателями колледжа разрабатывается«Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ» по МДК.

 

                   5.2.Методические рекомендации (указания) по выполнению практических занятий должны быть доступны для использования студентами.

 

Отчет по практическим работам содержит: титульный лист (соответствии с ЕСКД), содержание проведенной практической работы, оформление листов осуществляется:

 

 -в печатном виде или в письменном виде (черной пастой) на бумаге формата А4, на одной стороне листа. Интервал межстрочный – полуторный. Шрифт: цвет – черный, гарнитура – «TimesNewRoman», кегль (размер) – 14. Абзац: формат – выравнивание «по ширине», отступ красной строки одинаковый по всему тексту. Размеры полей страницы: правое – 30 мм, верхнее, и нижнее, левое – 20 мм. Первый лист с основной надписью, второй и последующие листы - строчный штамп

Практическое занятие №1

Тема занятия: «Определения потерь топлива и электроэнергии при пусках энергоблоков»

Цель занятия: обучить порядку определения потерь топлива и электроэнергии при пусках энергоблоков

 

Теоретическая часть

           Пусковые потери необходимо учитывать при определении ряда эксплуатационных показателей ТЭС. К их числу относятся удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию, потребный расход растопочного топлива, стороннего пара и т. п. Учет пусковых потерь необходим также при анализе рациональных способов покрытия переменного графика электрической нагрузки энергосистем. Кроме того, при проектировании новых электростанций отдельные составляющие пусковых потерь с учетом фактора одновременности пуска энергоблоков позволяют определять необходимые емкости растопочного топлива, производительность пусковой котельной и соответствующего вспомогательного оборудования.

         Укрупненно потери топлива и энергии при испытаниях должны определяться для двух периодов. К первому периоду относятся растопка котла, прогрев паропроводов и повышение частоты вращения ротора турбины до момента синхронизации турбогенератора. В этот период потери топлива и энергии равны их затратам. Ко второму периоду относится нагружение энергоблока, в процессе которого электроэнергия вырабатывается с повышенным удельным расходом топлива. Потери в этот период являются в известной мере условными (зависят от принятой методики их определения) и определяются превышением суммарных затрат топлива на отпущенную электроэнергию над соответствующими затратами на отпуск такого же количества электроэнергии при стационарном режиме. Отмеченная условность в расчете этих потерь определяется, главным образом, выбором стационарного режима, с которым ведется сравнение затрат топлива.

 

      Зачастую в результате испытаний потери топлива и энергии определялись суммарно за весь период пуска и нагружения энергоблока или по укрупненным периодам (например, по приведенным выше), при этом полученные результаты, даже при пусках блоков из одного и того же исходного теплового состояния, существенно различались между собой. Это вполне закономерно, так как пусковые потери определяются рядом факторов, изменяющихся от пуска к пуску и от объекта к объекту. К числу этих факторов относятся суммарная длительность пуска блока, длительность отдельных периодов пуска, технология пусковых операций, режимные особенности (уровень форсировки топки, избытки воздуха и т. п.), схемные особенности (преимущественно в части обеспечения утилизации теплоты) и др. Отсюда вытекает первое требование к проведению испытаний в целях определения пусковых потерь — соблюдение однотипных условий при испытаниях и четкая характеристика этих условий при представлении результатов испытаний.  Однако в ряде случаев при испытаниях в промышленных условиях по тем или иным причинам не удается реализовать намеченную программу. В первую очередь это относится к обеспечению длительности пуска блока в целом и по отдельным периодам. Кроме того, следует учитывать, что определение потерь при пуске данного оборудования в данных условиях не может являться самоцелью. Очевидно, что полученные результаты должны быть представлены в виде, позволяющем определять пусковые потери при каждом из эксплуатационных пусков блоков данного типа. Одновременно должна быть обеспечена возможность определения потерь при любом заданном графике пуска блока данного типа, что необходимо для анализа и прогнозирования режимов покрытия переменного графика электрической нагрузки энергосистемы. И наконец, должна быть обеспечена возможность сопоставления полученных результатов с даннымииспытаний на других объектах. Указанные требования не могут быть удовлетворены при получении данных о потерях суммарно за весь период пуска блока. В связи с этим при проведении испытаний и обработке опытных данных пуск блока должен быть расчленен на отдельные периоды, а результаты испытаний должны быть представлены в зависимости от длительности этих периодов. Важно также объективно учесть все составляющие пусковых потерь, так как различный подход к этому в свою очередь приводит к несопоставимости результатов, полученных разными авторами. Так, например, в ряде случаев не учитываются потери теплоты и энергии в период простоя блока, при проведении подготовительных операций к пуску и при стабилизации режима после нагружения блока, что приводит к занижению суммарных пусковых потерь.

При разделении всего пуска блока на отдельные периоды необходимо, прежде всего, учитывать особенности технологии пуска. В первую очередь это относится к учету периодов с различным уровнем форсировки топки. Например, в первый период растопки котла, до достижения определенных параметров, форсировка топки может поддерживаться на более низком или на более высоком («перефорсировка») уровне, чем в последующем. Естественно, что различное соотношение длительности этих периодов при неизменной длительности растопки котла обусловливает и различие в значениях потерь топлива.

        С учетом изложенного при проведении испытаний и обработке опытных данных методически наиболее правильно разделение пуска на следующие периоды:

1) простой блока;

2) подготовительные операции к пуску блока;

 

3) растопка котла и прогревы паропроводов до толчка ротора турбины (с разделением при необходимости на подпериоды с различными уровнями форсировки топки);

4) повышение частоты вращения ротора турбины до номинальной и синхронизация турбогенератора (с разделением на два подпериода в случае затяжки проведения второй операции);

5) нагружение блока (с разделением на подпериоды, определяемые достижением электрической нагрузки);

6) стабилизация режима.

     Для дубль-блоков необходимо выделение дополнительных периодов:

- подготовительные операции к растопке второго корпуса котла;

- растопка второго корпуса котла и прогревы паропроводов (с разделением на подпериодыаналогично п. 3);

- подключение второго корпуса котла к турбине.

           С учетом перечисленных периодов при проведении испытаний в первичных данных измерений должны фиксироваться соответствующие моменты времени, а при обработке опытных данных пусковые потери должны определяться для каждого периода отдельно.

Испытания следует проводить по методу прямого баланса при сжигании в котле газа или жидкого топлива (мазута), расход которых может измеряться с минимальной погрешностью. Помимо расхода топлива, являющегося основной составляющей пусковых потерь, при испытаниях должны измеряться следующие параметры:

● расход отпущенной электроэнергии; расход электроэнергии, потребляемой всеми действующими механизмами блока (собственные нужды);

● расход, давление и температура стороннего пара, потребляемого блоком.

Кроме того, должны фиксироваться параметры, дающие общую характеристику режима пуска блока:

 

● вакуум в конденсаторе; температура и расход питательной воды; температура среды перед встроенной задвижкой (на прямоточных котлах);

● давление среды перед встроенной задвижкой или в барабане (в зависимости от типа котла);

● давление и температура свежего пара перед ЦВД турбины;

● давление и температура пара перед ЦСД турбины;

● давление среды во встроенном сепараторе, растопочном расширителе (для прямоточных котлов) и в деаэраторе;

● температура дымовых газов в поворотной камере котла;

● температура уходящих газов и избыток воздуха в них.

        В дневнике испытаний должны фиксироваться все основные операции, проводимые при пуске блока, время их проведения (например, включение механизмов блока, число включенных горелок, степень открытия пускосбросного устройства и т. п.), а также время начала и окончания перечисленных выше периодов пуска.

Измерение всех перечисленных параметров должно проводиться в соответствии с методическими указаниями, изложенными в последующих главах. Следует лишь отметить, что для измерения расхода газа в период растопки котла необходима установка специальной «растопочной» диафрагмы и датчика к ней, рассчитанных на расход примерно 30 % номинального. Помимо перепада давлений на диафрагме при испытаниях в пусковых режимах необходима также, как и при испытаниях в стационарных режимах, регистрация давления и температуры среды перед диафрагмой для последующего внесения поправки к измеренному перепаду на отклонение от расчетных условий. На протяжении пуска блока рекомендуется не менее 2 раз отбирать пробы сжигаемого газа для анализа его удельной теплоты сгорания. Измерение расхода мазута можно осуществлять таким же способом. При отсутствии «растопочного» расходомера мазута рекомендуется проведение тарировки на стенде каждой из форсунок (получение зависимости расхода воды через форсунки от давления перед ней). Учитывая различие вязкости воды и мазута, расход мазута, определенный по тарировочным характеристикам, следует умножать на поправочный коэффициент П. Этот коэффициент может быть определен при работе на стационарном режиме с нагрузкой блока не менее 0,5 N_OM:

П = В_шр/В_т,                (3.1)

 

где В_шр— расход мазута, измеренный штатным расходомером (с соответствующими поправками); В_т — суммарный расход мазута через все форсунки, определенный по тарировочным характеристикам.

Более точно коэффициент П может быть подсчитан при определении расхода мазута в результате сведения обратного баланса котла. Последнее целесообразно также для уточнения показаний «растопочного» расходомера в случае его использования при испытаниях. Удельная теплота сгорания мазута обычно более стабильна, и для расчетов могут быть использованы станционные данные. Для получения представительных результатов испытаний большое значение имеет точность измерения количества отпущенной электроэнергии при нагружении блока и стабилизации режима. Для этой цели рекомендуется применять так называемую «схему двух ваттметров». В случае использования штатных счетчиков необходима их предварительная тарировка по лабораторной аппаратуре.

Алгоритм (порядок) работы

            Работа носит частично-поисковый характер. При ее проведении обучающиеся не пользуются подробными инструкциями, им не дается порядок

 

 

выполнения необходимых действий, и требует от обучающихся самостоятельный подбор оборудования, выбор способов выполнения работы в инструктивной и справочной литературе и др.

 

Практическая часть:

Задание.Описать порядок определения потерь топлива и электроэнергии при пусках энергоблоков

Выводы о проделанной работе

Сделать выводы (заключение) по заданию.

Список литературы

Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок, М.: Энергоатомиздат, 2015.-

 

Интернет-ресурсы

 

http://www.studfiles.ru/preview/5911835/

http://kotel-kv-300.ru/procedure-calculation-heating-surfaces.html

 

Практическое занятие № 2

 

Тема занятия: « Проверка режимов аварийных разгружений энергоблоков до нагрузки собственных нужд или холостого хода»

 

Цель занятия: изучить режимы аварийных разгружений энергоблоков до нагрузки собственных нужд или холостого хода

 

Теоретическая часть

 

          Испытания в режимах аварийных разгружений энергоблоков проводятся в целях проверки возможности сохранения вращающейся мощности при системных авариях или частных аварийных ситуациях на блоках и обеспечения быстрого повторного нагружения энергоблока после включения генератора в сеть в соответствии с указаниями и графиками- заданиями для пуска из состояния горячего резерва. При этом по условиям малоцикловой усталости наиболее нагруженных узлов энергоблоков должно быть учтено суммарное за год количество сбросов до нагрузки собственных нужд. Согласно [69) по допустимому суммарному (при отключении генератора от сети из-за внешних повреждений и под воздействием противоаварийной автоматики) количеству сбросов нагрузки до собственных нужд действующие энергоблоки мощностью 300, 200 и 150 МВт разделяются на три группы: первая — до 12, вторая — до 9 и третья — до 5 сбросов в год. К первой группе (69) относятся блоки мощностью 300 МВт, перевод которых на нагрузку собственных нужд осуществляется с быстрым снижением давления и которые эксплуатируются в режиме глубоких разгрузок на скользящем давлении либо используются для регулирования нагрузки в ограниченном (менее 0,25N_ном) диапазоне. К этой же группе относятся энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт, эксплуатирующиеся в базовом режиме практически без привлечения к плановому регулированию нагрузки с использованием пускоостановочных режимов или глубокого (более 0,25N_ном) изменения нагрузки. Во вторую группу входят энергоблоки мощностью 300 МВт, перевод которых на нагрузку собственных нужд ведется на номинальном давлении и которые эксплуатируются в режиме глубоких разгрузок на скользящем давлении либо используются для регулирования нагрузки в ограниченном (менее 0,25N_ном) диапазоне. В эту же группу входят энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт, используемые для регулирования нагрузки энергосистем за счет пускоостановочных режимов и изменения нагрузки в диапазоне, превышающем 25 % номинальной. К третьей группе относятся энергоблоки мощностью 300 МВт, эксплуатация которых при глубоких разгрузках и перевод на нагрузку собственных нужд реализуются при номинальном давлении. Для данной группы названное количество сбросов до нагрузки собственных нужд разрешается при условии, что суммарное количество сбросов и пусков после плановых остановов на нерабочие дни не превысит 25 в год.

           Согласно (40) оборудование энергоблоков, выпускаемых по техническим заданиям, согласованным в 1986 и в последующие годы, после сброса нагрузки должно допускать возможность работы на нагрузке собственных нужд длительностью до 40 мин; общее количество таких режимов должно составлять не менее150 за срок службы (без использования аварийного впрыска котла).

            В общем случае при аварийном разгружении турбогенератора котел должен быть в максимальном темпе соответствующей пропускной способности пускосбросных устройств (БРОУ). Медленная разгрузка не рекомендуется во избежание недопустимого повышения температуры змеевиков промежуточного пароперегревателя (расход пара через него при сбросе нагрузки турбогенератора до холостого хода составляет всего около 5 % номинального) и предупреждения повреждения предохранительных клапанов котла из-за их длительной работы и многократного срабатывания. Перевод котлов до 0,ЗN_ном по указанной схеме согласно |69) допускается лишь под воздействием системы автоматического управления. Ручная (с помощью дистанционного управления) реализация режима перевода блока на нагрузку собственных нужд запрещена.

           Программа и объем рассматриваемых опытов зависят от особенностей оборудования и системы автоматического управления. В наиболее полном случае программа работ охватывает снятие статических и динамических характеристик котла и собственно испытания в режиме сброса нагрузки. При этом согласно (69] техническими условиями на выполнение технологических защит энергоблоков предусматриваются следующие варианты технологии перевода энергоблоков на нагрузку собственных нужд:

- для блоков 300 МВт — с переводом котла на растопочную нагрузку и поддержанием номинального давления свежего пара либо его снижением примерно до 16 МПа;

- для блоков 150 и 200 МВт — с переводом котла на растопочную нагрузку и поддержанием номинального давления свежего пара либо с погашением котла и использованием его аккумулирующей способности {для блоков с барабанными котлами).

       Выбор статических режимов работы котла ведут с учетом критериев устойчивости процесса горения, возможности поддержания температуры перегрева пара, близкой к номинальной, и допустимого снижения температуры промежуточного перегрева пара при допустимых температурах металла поверхностей нагрева водопарового тракта.

       Вопросы экономичности таких режимов не рассматривают, поскольку эти режимы редки и кратковременны.

       Материалы по первому этапу работы частично могут базироваться на результатах испытаний котла при стационарных режимах, особенно опытов, связанных с определением технического минимума нагрузки агрегата. Основными задачами первого этапа испытаний являются следующие определения:

● необходимого на растопочной нагрузке сочетания остающихся в работе топливоподающих устройств, значений температуры пара в узловых точках перегревательного тракта при номинальной температуре свежего пара и уровня температуры пара промежуточного перегрева;

● динамических характеристик котла на различных нагрузках, включая растопочную;

● возможности использования на сниженных и растопочных нагрузках штатных автоматических регуляторов;

● минимальной длительности перевода котла на растопочную нагрузку.

        В программе первого этапа испытаний должна предусматриваться отработка статических режимов последовательно от нижнего предела регулировочного диапазона до растопочной нагрузки. После наладки системы автоматического управления (САР) (при необходимости с перенастройкой отдельных регуляторов согласно (69]) необходима ее проверка на отдельных статических режимах путем нанесения соответствующих возмущений. В заключениеэтого этапа должны быть проверены режимы автоматической разгрузки котла с одного статического режима до другого, включая режим разгрузки с номинальной до растопочной нагрузки. Если зашита, переводящая энергоблок на нагрузку собственных нужд, задействуется не только при отключении генератора от сети из-за внешних повреждений, но и от противоаварийной автоматики, следует руководствоваться и выполнить мероприятия, предусмотренные [69]. Предельная продолжительность работы энергоблоков на нагрузке собственных нужд — 40 мин, при срабатывании защиты под действием противоаварийной автоматики — 10— 15 мин.

           Объем измерений при рассматриваемых опытах должен соответствовать указанному в гл. 2 (измерения для определения динамических свойств котла и наладки САР здесь не приводятся).

          На втором этапе испытаний проверяют режимы сброса нагрузки в целом по блоку.

          В общем случае применительно к энергоблоку мощностью 300 МВт с прямоточным однокорпусным котлом в программе опытов в целях проверки автоматической системы аварийной разгрузки блока (АСАРБ) предусматривают следующие аварийные ситуации: отключение генератора от сети, отключение турбины, отключение питательного турбонасоса (ПТН), переход генератора в асинхронный режим при отключении автомата гашения поля (АГП). При этом в условия проведения испытаний входят:

- проведение опытов при включенном электрогидропреобразователе и механизме управления турбиной на нагрузках N ном и 0,7 N_ном;

 

- работа блока при исходной нагрузке 0,7N_номс питательным электронасосом (ПЭН);

- проверка работы автомата безопасности без повышения частоты вращения ротора турбины перед проведением опытов в режиме отключения генератора от сети и при переходе генератора в асинхронный режим.

         В соответствии с изложенным в программе предусматриваются следующие опыты:

- отключение ПТН при исходной 100 %-ной нагрузке с переводом блока на нагрузку 0,6N_ном

- отключение турбины при исходной нагрузке 0,7N_номс переводом котла на нагрузку 0,3/N_ном;

- отключение генератора от сети при исходной нагрузке 0,7N_номс переводом блока на нагрузку собственных нужд и котла на нагрузку О.3N_ном;

то же, но при исходной номинальной нагрузке;

отключение АГП при исходной номинальной нагрузке с переводом блока на нагрузку 0,3N_ном.

               Устойчивость топочного процесса при сжигании малореакционных топлив (антрацитов, тощих углей) в режиме сброса нагрузки поддерживается совместным сжиганием угольной пыли и подсвечивающего топлива (мазута, природного газа) с прекращением выхода жидкого шлака (для топок с жидким шлакоудалением). Устойчивое сжигание такой смеси топлив с 50—55 %-ной долей мазута в суммарном тепловыделении достигается при повышенном (до 1,5— 1,8) избытке воздуха в топке.

              Быстрая подача мазута в этих случаях обеспечивается оборудованием не менее 50 % растопочных форсунок быстродействующими клапанами. Регулирование тепловой нагрузки в режиме сброса паропроизводительности осуществляется воздействием на питатели пыли (при двухъярусном расположении горелок следует преимущественно отключать питатели горелок нижнего яруса). Устойчивость топочного процесса при сжигании каменных или бурых углей в режимах сброса нагрузки достигается подсвечиванием мазутом с расходом его до 20 % суммарного тепловыделения. Разгружение котла ведут отключением части питателей пыли. На газомазутных котлах для сбросанагрузки отключают часть горелок с коррекцией через 1—2 мин воздушного режима (на котлах с паромеханическими форсунками типа «Титан» допускается снижение расхода мазута без их отключения).

                 Поскольку в условиях испытаний сбросы нагрузки заранее подготавливаются, могут быть предупреждены значительные отклонения температуры перегрева пара и металла поверхностей нагрева. Обычно при сбросах нагрузки на прямоточных котлах блоков мощностью 300 МВт не возникает опасных теплогидравлическихразверок. Заданный уровень температуры свежего пара в условиях снижения тепловосприятия выходных пакетов пароперегревателя после исчерпания возможностей средств регулирования удается поддерживать значительным увеличением избытка воздуха в топке—до 1,7—3 (меньшие значения—для антрацитов, большие — для экибастузского угля), оставлением в работе пылеугольных горелок верхнего яруса (сочетать оба эти средства), а в отдельных случаях — и повышением температуры рабочего тела за СРЧ примерно на 20—25 °С сверх номинальной.

                 При сжигании природного газа необходимый уровень температуры перегрева свежего пара в режиме сброса нагрузки поддерживается при ат'= 1,15- 1,2, при сжигании мазута— при а = 1,3. Поскольку на уровень температуры пара промежуточного перегрева существенно влияет рециркуляция в топку газообразных продуктов сгорания, при испытаниях необходимо установить допустимую степень увеличения рециркуляции по условиям устойчивости топочного процесса.

                  Переход с ПТН на ПЭН на блоках мощностью 300 МВт при сбросе нагрузки вызывает кратковременное не опасное по условиям надежности работы поверхностей нагрева прекращение питания котла, но ухудшает условия работы его системы автоматического регулирования.

Например, при отключении ПТН регулятор значительно открывает питательный клапан, а разворот ПЭН резко увеличивает подачу питательной воды при сокращении подачи топлива. Это фиксируется на диаграммах самопишущих приборов, в связи, с чем на них для возможности анализа переходных процессов при сбросе нагрузки следует точно отмечать время начала каждого его этапа.

                  Режим сброса нагрузки на блоках с барабанными котлами можно организовывать с их переводом на нагрузку собственных нужд или холостого хода с использованием аккумулированной котлом теплоты. Предельная продолжительность работы блока с барабанными котлами на нагрузке собственных нужд или холостом ходу при погашенном котле за счет аккумулированной теплоты не должна превышать 15 мин для блоков с пылеугольными и сланцевыми котлами и 10 мин с газомазутными котлами. По истечении этого времени должны быть включены мазутные (газовые) горелки. Для пылегазовых и газомазутных котлов должна предусматриваться система перевода котла на растопочную нагрузку раздельно для каждого вида топлива.

                 Задачи испытаний при сбросе нагрузки энергоблока связаны со следующими основными критериями допустимости такого режима (70]:

- возможностью удержания уровня в барабане в заданных допустимых пределах штатными средствами автоматики и защиты котла;

- обеспечением допустимой скорости снижения температур свежего пара и пара промежуточного перегрева;

- обеспечением параметров и показателей надежности котла и турбины блока в период последующего быстрого нагружения.

                   До проведения опыта по сбросу нагрузки блока должна быть выполнена корректировка параметров настройки защиты в соответствии с [69].

 

 

Согласно (71, 72] основным опытам должен предшествовать опытдля определения аккумулирующей способности котла, для чего проверяют продолжительность работы турбины на нагрузке 8—10 МВт после погашения котла, определяемую по относительному положению РВД.

                  На основе этих данных и характера снижения температуры пара за котлом и перед цилиндрами турбины определяют искомую длительность работы на режиме собственных нужд до включения мазутных форсунок, на которой не достигаются установленные заводом-изготовителем предельно допустимые температурные изменения по турбине и связанные с ними относительные укорочения роторов.

                Для анализа показателей режима сброса нагрузки строят совмещенные графики характеристик блока (котла и турбины) и отдельно характеристики работы поверхностей нагрева котла.

 

Алгоритм (порядок) работы

            Работа носит частично-поисковый характер. При ее проведении обучающиеся не пользуются подробными инструкциями, им не дается порядок выполнения необходимых действий, и требует от обучающихся самостоятельный подбор оборудования, выбор способов выполнения работы в инструктивной и справочной литературе и др.

 

Практическая часть:

Задание.Описать порядок проверки режимов аварийных разгружений энергоблоков до нагрузки собственных нужд или холостого хода

 

Выводы о проделанной работе

Сделать выводы (заключение) по заданию.

Список литературы

Трембовля В.И., Фингер Е.Д., Авдеева А.А. Теплотехнические испытания котельных установок, М.: Энергоатомиздат, 2015.-

 

Интернет-ресурсы

http://www.studfiles.ru/preview/5911835/

http://kotel-kv-300.ru/procedure-calculation-heating-surfaces.html

 

Практическое занятие № 3

 

Тема занятия: « Установка преобразователей термоэлектрических»

 

Цель занятия: обучить проведению установки преобразователей термоэлектрических

 

Теоретическая часть

 

                  Перед установкой ПТ на рабочее место необходимо милливольтметром проверить его исправность [при подогреве рабочего конца (спая) стрелка милливольтметра должна отклониться в сторону]. Следует проверить качество изоляции термоэлектродов ПТ. После проверки записывают номера ПТ в специальном журнале в соответствии с выбранными пунктами измерения и наносят обозначения точек измерения на переключателе. На концы проводов следует прикрепить опознавательные бирки. При прокладке соединительных линий (удлиняющих термоэлектродных и медных проводов) от ПТ к вторичным измерительным приборам в дополнение к общим указаниям по прокладке, приведенным в гл. 2, необходимо:

● обеспечивать надежную изоляцию линии заземления проводов;

● учитывать, что наибольшая температура окружающей среды для медных соединительных проводов типа ПРД и удлиняющих термоэлектродных с поливинилхлоридной изоляцией должна быть не выше 65 °С, а с изоляцией из лавсановой пленки с обмоткой стекловолокном— 115— 120 °С;

● осуществлять прокладку отдельно от электрических силовых линий проводов ТС, датчиков и пр.;

● в местах, где провода могут подвергаться механическим воздействиям, прокладку линий производить в стальных трубах внутренним диаметром 15—20 мм.

В процессе прокладки линий необходимо проверять правильность сборки измерительной установки в части соответствия обозначений на зажимах переключателя и присоединяемых к ним ПТ (путем поочередного разрыва цепи на зажимах соответствующих ПТ). В случае применения удлиняющих термоэлектродных проводов предварительно проверяют полярность термоэлектродов ПТ. Для этого ПТ присоединяют к показывающему милливольтметру, а его рабочий конец слегка подогревают (спиртовкой и т. п.), причем знак + на зажиме прибора будет соответствовать положительному термоэлектроду лишь в случае, если стрелка милливольтметра отклонится в правую сторону. Таким же образом определяют полярность жил удлиняющего термоэлектродного провода — жилы с одного конца соединяют вместе скруткой и подогревают, а с другого присоединяют к милливольтметру. Правильность

присоединения к ПТ удлиняющего термоэлектродного провода (совпадение полярности) проверяют путем пробного переключения его жил; правильным является соединение, при котором показание милливольтметра будет наибольшим.

Все контактные соединения измерительной схемы должны быть плотными и надежными, иначе добавочные переходные сопротивления могут сильно исказить результаты измерения.

 

Целесообразно соединение проводов производить при помощи спайки или применять для этого зажимы М-5, М-6 и др. Для сохранности защитного фарфорового чехла ПТ, не выдерживающего резких изменений температуры, его следует закрывать снаружи асбестом. При установке ПТ, работающих в условиях повышенного содержания серы в продуктах горения (сжигание высокосернистых топлив), целесообразно чехлы ПТ покрывать жирной глиной, глазурью или жидким стеклом в целях снижения их газопроницаемости и тем самым за