Cтраница 2
Обратный прогрев применяют в тех случаях, когда на головном, пункте трубопровода отсутствуют источники воды или маловязкой нефти, а также тогда, когда технологическая обвязка насосных станций позволяет вести перекачку с конечного пункта на головной. Если до этого не было прямой перекачки с высокими температурами подогрева на начальных участках, то смена направления перекачки высоконагретой жидкости может привести к значительным термическим перенапряжениям и возможным авариям на технологических трубах перекачивающих станций ( обвязка тешюобменных аппаратов и насосов) и на линейной части трубопровода. Такое явление наблюдалось при пуске нефтепровода Гурьев-Куйбышев. Что касается объема греющей жидкости и темпа прогрева системы, то они мало чем отличаются от прямого прбгрева. [16]
Нагрузка блока приблизительно за 15 мин удваивается. В таком состоянии блок работает около 50 мин. Темп нарастания температуры пара перед ЦВД и ЦСД - до 1 К / мин. Последующий рост нагрузки ( для К-300-240 - до 40 МВт) занимает еще - 30 мин, причем давление поднимается до 6 МПа, а температура - до 640 - 650 К. Далее, в течение - 45 мин давление свежего пара поднимается до номинального при неизменной нагрузке. Температура пара в конце этого этапа повышается перед ЦВД - до 750 К и перед ЦСД - до 660 К. Темп подъема нагрузки - примерно 1 МВт / мин, температуры свежего пара - 0 4 К / мин и температуры пара перед ЦСД - 0 6 К / мин. Все эти цифры приведены лишь в качестве примеров, так как для различных блоков они могут изменяться в довольно широких пределах, а для вновь проектируемых турбин темпы прогрева выбираются существенно большими. [17]