Обводнение турбинного масла и средства контроля и защиты его от влаги на турбогенераторах ТЭС

• Автор: Гвоздев, Виктор Сергеевич
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2003
• Место защиты: Новочеркасск
• Количество страниц: 156 с. : ил.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.

1.1. Пути снижения затрат на производство электроэнергии тепловыми электростанциями.

1.2. Описание системы маслоснабжения турбины как

объекта исследования

1.3. Возможные нарушения нормальной эксплуатации маслосистем паровых турбин

1.4. Анализ специфики конструкции подшипников и режимов работы турбогенератора, приводящих к взаимным

перетокам масла и конденсата

1.5. Выводы по первой главе.

2. ВЛИЯНИЕ ОБВОДНЕНИЯ МАСЛА НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ И СОСТОЯНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ. СПОСОБЫ СТАБИЛИЗАЦИИ ХАРАКТЕРИСТИК МАСЛА

2.1. Производственные и экологические проблемы

обводнения масла
2.2. Обобщение материалов по способам стабилизации эксплуатационных характеристик масла
2.3. Оценка эффективности регламентного контроля
обводнения масла
2.4. Статистические исследования результатов контроля влажности масла, эксплуатируемого на
Новочеркасской ГРЭС.
2.5. Постановка задачи по разработке средств автоматического контроля обводнения турбинного масла и защиты турбогенератора
от взаимных перетоков рабочих жидкостей.
2.6. Выводы по второй главе
3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЭМУЛЬСИЙ ТИПА ВОДА В МАСЛЕ
3.1. Формирование основных принципов автоматического контроля влажности масла в турбогенераторе.
3.2. Исследование диэлектрического метода измерения влажности веществ. Выбор информативного параметра и
частотного диапазона измерения.
3.3. Анализ теории комплексной диэлектрической проницаемости гетерогенных систем. Математическое описание соотношений между составом и электрофизическими свойствами разбавленной
эмульсии типа водамасло.
3.4. Стабилизация состава эмульсии в гидродинамических условиях сливного трубопровода подшипника
3.5. Оптимизация принципа, структуры и режимов
измерения влажности масла
3.6. Выводы по третьей главе.
4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ДИЭЛЕКТРИЧЕ. СКОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ ВЛАЖНОСТИ ТУРБИННОГО МАСЛА .
4.1. Физическое моделирование процесса движения масла в сливном маслопроводе подшипника
4.2. Исследование метрологических характеристик
емкостного датчика.
4.2.1. Анализ измерительного поля датчика
4.2.2. Исследование зависимости емкости датчика от
влажности и температуры.
4.3. Частотный первичный преобразователь для эксплуатационных условий.
4.4. Испытания частотного первичного
преобразователя влагомера на имитаторе объекта.
4.5. Испытания частотного первичного преобразователя
в эксплуатационных условиях.
4.6. Разработка и исследование узла пробоподготовки
4.7. Выводы по четвертой главе.
5. РАЗРАБОТКА ОПЫТНОПРОМЫШЛЕННОГО ОБРАЗЦА
СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ОБВОДНЕНИЯ ТУРБИННОГО МАСЛА
5.1. Постановка задачи оптимального проектирования системы
5.2. Функциональная схема влагомера турбинного масла с
выходом на контроллер Ремиконт Р
5.3. Алгоритмическая структура контроллера Ремиконт
Р0 для влагомера турбинного масла
5.4 Анализ результатов опытно промышленных испытаний влагомера турбинного масла.
5.5. Перспективы использования влагомера в системе
управления качеством турбинного масла.
5.6. Выводы по пятой главе.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
ЛИТЕРАТУРА


Втч Рассматриваем в качестве условия обеспечения конкурентоспособности Нч ГРЭС достижение такого же среднеотпускного тарифа как у Ст ГРЭС. Тсо среднеотпускной тариф на электроэнергию, руб. МВтч 1 руб. МВтч 0,1 коп. Втчу который определяется по уравнению. Тэ тариф на отпущенную электроэнергию, отражающий переменные затраты, зависящие от величины отпуска электроэнергии, руб. Тм месячный тариф на установленную мощность, отражающий постоянные затраты сюда входят затраты на материальнотехническое обеспечение ТЭС турбинным маслом и его замену на энергоблоках, не зависящие от величины отпуска электроэнергии, руб. СО 1 СО
1. Цу, Цг цены на уголь и газ соответственно,руб. Здесь и далее экономические показатели, относящиеся к Нч ГРЭС и Ст ГРЭС, помечены верхними индексами н и с соответственно. Удельные расходы топлива Ьуу Ьг принимаются равными фактическим по Нч ГРЭС за г. МВтч по Ст ГРЭС за г. В работе принято, что отпуск электроэнергии с шин равен 1,8 Эп с учетом потерь в трансформаторах и в распредустройстве ОРУ электростанции. В уравнении 1. Ст ГРЭС и на Нч ГРЭС после включения нового газопровода и перевода подсветки и растолок котлов с мазута на газ незначительна менее 1 и примерно одинакова. Исходя из условия 1. Хт1,оо8ЦЛ ак,т. В качестве стартовых показателей, кроме указанных выше, принимаются фактические показатели за г. Цу 5, руб. Цг 2, руб. Г 1 руб. МВт, Тсм 9руб. МВт. Подставляем в уравнение 1. ЦуЬ ану 0,8 Цг а 0, Т . Полученное выражение основное для анализа эффективности выбираемых путей обеспечения конкурентоспособности Нч ГРЭС при изменении основных показателей электростанции. Из выражения 4 можно определить цену газа, удовлетворяющую условию конкурентоспособности Нч ГРЭС. Она будет равна Цг , руб. Таким образом, при увеличении полезного отпуска электроэнергии от Нч ГРЭС до уровня Ст ГРЭС, для обеспечения конкурентоспособности Нч ГРЭС требуется увеличение цены 1 тут газа против существующей цены, при сохранении цены угля неизменной, в ,2, 3 раза. Согласно сценарным условиям развития энергетики на годы, разработанным РАО ЕЭС России в июне г. НДС будет установлена в г. Ожидаемый рост цен на уголь за это же время на ,4 несколько отодвигает срок достижения конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС за счет роста цены газа за год. Таким образом, для обеспечения эффективности Нч ГРЭС в более короткий срок, обязательно выполнение мероприятий по существенному снижению удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии на энергоблоках Новочеркасской ГРЭС. Существенную роль в обеспечении конкурентоспособности Новочеркасской ГРЭС должны сыграть мероприятия по снижению постоянных затрат ТммА которые покрываются тарифом на установленную мощность. Этот тариф для Новочеркасской ГРЭС в 2,4 раза больше, чем для Ставропольской ГРЭС. Сюда вошли более высокие амортизационные отчисления на стоимость оборудования маслохозяйства, топливоподачи, пылеприготовления и гидрозолоудаления, зарплата персонала и расходы на его обслуживание. Эта составляющая тарифа на установленную мощность по Новочеркасской ГРЭС доходит до . Однако существуют немалые резервы по снижению постоянных затрат на ТЭС. Наряду с усилиями по существенному снижению удельного расхода топлива, на энергоблоках Нч ГРЭС, работающих на угле, требующими коренной реконструкции оборудования с привлечением громадных инвестиций не менее 2,5 млрд. ГРЭС ведется работа по снижению постоянной составляющей себестоимости электроэнергии, формирующей на ФОРЭМ тариф на установленную мощность Тм. К ним относится сокращение затрат на материальнотехнические ресурсы, расходуемые в процессе эксплуатации. По данным г эти затраты в величине тарифа на установленную мощность составляют чуть больше 7,0 . В табл. НчГРЭС на протяжении последних трех лет, в течение которых станция переходила на использование газообразного топлива. Таблица 1. Затраты топлива и материалов на эксплуатацию и выработка электроэнергии по ОАО Новочеркасская ГРЭС в гг. Показатели г. Выработка электроэнергии, Э, Мян. Эксплуатационные затраты, Е Гм.