Модернизация турбины Т-100-130 на Т-110120-130 с переводом АСУТП на ТЕКОН
Введение
Модернизация паровой турбины по истечению её срока службы важный выбор для руководства станции. В связи с постоянным расширением жилой зоны городов, для потенциала энергетики очень важно увеличивать мощность и ресурс агрегатов на производствах ТЭЦ.Для установки новой турбины с большей мощностью требуются большие капиталовложения и время, которое играет немаловажную роль. К тому же установка нового оборудования включает в себя демонтаж старых агрегатов, трубопроводов, фундамента. Модернизация же в свою очередь позволит обойтись только демонтажем старого оборудования. Весь смысл модернизации заключается в том, чтобы увеличить электрическую мощность турбины, оставив габаритные размеры цилиндра неизменными, что существенно сэкономит финансовые вложения и время.Турбина Т-100-130 была спроектирована давно и не соответствует времени, работа на данном оборудовании выгодна исключительно из-за того, что оно уже окупилось.
Оглавление
Введение
1 Цикл Ренкина
2 Принципиальная схема ТЭС работающих на ПСУ
3 Устройство котла ТГМ 96Б
4 Устройство турбо-генератора Т-100-130
5 Вспомогательные механизмы турбины.
6 Выводы и постановка задач исследования.
Техническое перевооружение Т-100-130.
1 Объём модернизации
2 Модернизация уплотнения паровой турбины
3 Лабиринтовые уплотнения
4 Графитно-угольные уплотнения
5 Водяное (гидравлическое) уплотнение
6 Щёточные уплотнения
6.1 Механические и тепловые характеристики щёточных уплотнений
6.2 Неметаллические щёточные уплотнения
6.3 Динамика щёточных уплотнений
7 Конструкции щёточных уплотнений
7.1 Преимущества щеточных уплотнений над стандартными лабиринтными уплотнениями
7.2 Недостатки щёточных уплотнений
8 Параметры щёточных уплотнений
9 Метод изготовления щёточного пакета
10 Достоинства и недостатки уплотнений
Расчет себестоимости производства электроэнергии. Анализ зависимости себестоимости электроэнергии от различных факторов.
1 Расчет себестоимости производства электроэнергии.
1.1 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды.
1.2 Годовые эксплуатационные затраты на КЭС.
1 Анализ зависимости себестоимости от различных факторов.
1.1 Зависимость себестоимости электроэнергии от числа часов использования установленной мощности при увеличении и уменьшении на 10%.
1.2 Зависимость себестоимости электроэнергии от увеличения и уменьшения на 10% заработной платы.
1.3 Зависимость себестоимости электроэнергии от увеличения и уменьшения на 10% стоимости топлива.
1.4 Относительное изменение себестоимости от различных факторов.
Список литературы
Приложение
Список литературы
Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины. / Е.И. Бененсон, JI.C. Иоффе. М.: Энергоатомиздат, 1986. 272 с.
Баринберг Г.Д. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода. Изд. 2-е. Под общей ред. Ю.М. Бродова и В.В. Кортенко / Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов и др. Екатеринбург: Априо, 2010. 488с.
Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учебное пособие для вузов/ А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. М.: Издательство МЭИ, 2002. 540 с.
Куличихин В.В. Оптимизация режимов эксплуатации теплофикационных турбин / В.В.Куличихин, Э.И.Таджиев // Сборник научных трудов МЭИ, 1988. Вып. 174. С.5-11.
Кучеров Ю.Н. О ресурсе энергетических объектов / Ю.Н. Кучеров, В.А. Купченко, В.В. Демкин //Электрические станции, 2001. №11. С. 19-22.
Римов A.A. О современном состоянии отраслевой статистики по надежности и техническому использованию энергооборудования / A.A. Римов // Электрические станции, 2009. №12. С.2-5.
Обзоры повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей за 1986-2000 годы/ СПО ОРГРЭС, Москва.
Рекомендации по оценке показателей безотказности, ремонтопригодности и готовности энергетических блоков (агрегатов) электростанций. М: СПР ОРГРЭС. 1991. 48 с.
Хевиленд Р. Инженерная надежность и расчет па долговечность. Пер. с англ./Р. Хевиленд М.: Энергия. 1966. 231 с.
Резинских В.Ф. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин / В.Ф. Резинских, В.И. Гладштейн, Г.Д. Авруцкий. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007. 296с.
Бродов Ю.М. Оценка состояния и прогнозирование остаточного ресурса теплообменных аппаратов паротурбинных установок ТЭС / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, Б.Е. Мурманский // Надежность и безопасность энергетики, 2009. №3(6) С. 12-18.
Куличихин В.В. Усовершенствованная технология уплотнения поворотной диафрагмы теплофикационной турбины. / В.В. Куличихин, Э.И. Тад-жиев, Э.И. Антонов // Энергетик, 1986. №6. С-10-11.
Цикл Ренкина - термодинамический цикл преобразования тепла в работу с помощью рабочего тела, претерпевающего фазовый переход пар- жидкость-пар(испарение). В Паросиловой установке (ПСУ), работающей по циклу Ренкина, изобарный подвод теплоты не заканчивается при достижении паром степени сухости х=1, а продолжается процессом перегрева пара, что увеличивает среднюю температуру подвода теплоты и уменьшает влажность пара в конце процесса расширения. Изобарный и изотермический отвод теплоты продолжается до полной конденсации пара. Это позволяет отказаться от парового компрессора и заменить его обычным насосом. ПСУ работает следующим образом. Перегретый пар из парового котла ПК поступает в поршневой двигатель или турбину Т, где адиабатно расширяется. Производимая при этом работа используется для привода потребителя механической энергии. Чаще всего таким потребителем является электрогенератор ЭГ, по ПСУ применяются также для привода гребных винтов морских судов и т.д. Электрогенератор и паровая турбина соединяются муфтами в общую линию вращающихся валов и называются турбогенератором или турбоустановкой. Отработанный пар из турбины поступает в конденсатор К, где полностью конденсируется, отдавая теплоту циркуляционной воде. Конденсат поступает в питательный насос ПН, который возвращает его в паровой котёл, где вода нагревается до кипения, превращается в насыщенный, а затем перегретый пар, воспринимая теплоту, выделяющуюся при сгорании органического топлива в топке ПК.