Содержание
Введение
1. Краткая характеристика общего конструктивного оформления спроектированной турбины, ее тепловой схемы и основных показателей.
2.ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
3. Расчетная часть проекта.
3.1 Выбор расчетной мощности.
3.2 Выбор системы парораспределения и типа регулирующей ступени.
3.3 Определение предельной мощности турбины в однопоточном исполнении.
3.4 Выбор общего конструктивного оформления турбины.
4. Определение расхода пара на турбоустановку.
4.1 Приближенная оценка протекания процесса расширения пара в турбине.
4.2 Определение расхода пара на турбину и по ее частям.
4.2.1 Определяем уточнённый расход пара на турбину.
4.2.2 Расчёт первого отсека.
5. Тепловой расчет регулирующей ступени.
6. Определение числа нерегулируемых ступеней.
6.1 Предварительный расчет первой нерегулируемой ступени.
7. Определение технико- экономических показателей турбины
Заключение.
Литература.
Содержание
Выдержка из текста
В табл. 1. обозначено: Р0, t0 – давление и температура пара перед сто-порным клапаном;Рк– давление пара на выходе из турбины; Рпе, tпе – давле-ние и температура пара после промперегрева; P1 – давление пара, отправляе-мого на промперегрев; G– расход пара на турбину; – внутренние относительные КПД частей турбины до и после промперегрева; ηм ,ηг– КПД механический турбины и генератора.
Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электростанций.В энергетике реализован ряд тепловых схем ПГУ, имеющих свои особенности и различия в технологическом процессе.
Специфической особенностью электроэнергетики является то, что её продукция не может накапливаться для последующего использования, поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и по размеру (с учетом потерь) и во времени.
Технические сложности не позволяют передавать тепловую энергию на значительные расстояния; однако снабжение теплом (с горячей водой и паром) коммунально-бытовых и промышленных потребителей, особенно в крупных населённых пунктах, зачастую осуществляется централизованно от крупных источников. Конкуренцию электростанциям с агрегатами для комбинированной выработки тепла и электроэнергии (теплоэлектроцентралям, ТЭЦ) здесь могут составить районные котельные.
2.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину2.14 Описание модернизированной турбины К – 800 – 240
Питательные насосы относятся к числу наиболее ответственных вспомогательных машин ТЭС, их рассчи¬тывают на расход питательной воды при максимальной нагрузке ТЭС с запасом не менее 5%. На блоках с давлением 13 МПа мощностью до 210 МВт применяются питательные электронасосы (рис. 1.1,а), устанавливая один рабочий и один резервный (в запасе на складе) с производ¬ительностью каждого, равной 100% полного расхода воды, или два по 50% без резерва. На конденсационных блоках мощностью 30 МВт и теплофикационных мощностью 250 МВт с давлением пара 4 МПа устанавливают по одному рабочему питательному насосу производительностью, равной требуемому расходу воды, с приводом от паровой турбины с противодавлением и один пускорезервный электрона¬сос с гидромуфтой на 50% полного расхода питательной воды.
перспективы развития будут во многом зависеть от того, какой вариант схемы размещения новых объектов энергетики на территории РФ будет реализован, насколько будет задействован уголь как топливо в новых генерирующих мощностях, будут ли переведены на уголь ТЭС, работающие в настоящее время на газе, но имеющие инфраструктуру для использования угля (речь идет о постепенном переоборудовании на использование в качестве основного вида топлива – угля и газа крупных газоугольных станций РАО «ЕЭС России», что предполагает дополнительное потребление угля на 30–40 млн т в год) [1]. По прогнозам экспертов ИУУ СО РАН и ИСЭИ СО РАН потребление угля на электростанциях РФ к 2030 году должно увеличиться в 2,7–3,4 раза по сравнению с 2005 годом, а их доля в суммарном расходе угля возрасти за данный период с
Для решения этих задач принята правительственная программа "Топливо и энергия", представляющая собой конкретные рекомендации по эффективному управлению отраслью и ее полному переходу к рыночной системе инвестирования.
размещающийся на территории порядка 42 тысяч га, имеет развитую сеть жизнеобеспечения — тепловые и водопроводные сети, канализацию, линии электроснабжения.Наряду со специфическими особенностями, вся система жизнеобеспечения города обладает общими недостатками: Устаревшие линии и трубопроводы (в тепловых сетях есть трубопроводы, возраст которых свыше 65 лет). не обеспечены энергоносителями в соответствии с нормативами: 1)в ряде случаев отсутствует холодная вода на верхних этажах; 2)качество ее низкое из-за устаревших систем водоочистки; 3)электроэнергия по своим качественным параметрам не соответствует стандартам 4)горячая вода подается с температурой и объемами, недостаточными для обеспечения комфорта проживания; 5)очень мало приборов по учету потребления, исключая электричество.
Для снижения выбросов в атмосферу оксидов азота используются, прежде всего, технологические мероприятия. Они заключаются в воздействии на процесс горения путем изменения конструкции и режимов работы горелок и топочных устройств и создание условий, при которых образование оксидов азота минимально.
Эмиссия оксидов азота (NO и NO2 объединяемых формулой NOх) является одним из важных антропогенных факторов, влияющих на состояние окружающей среды. Помимо локального и регионального воздействия выброса этих газов оказывают глобальное влияние на климатическую систему, так как способствует образованию в атмосфере одного из важных парниковых газов-озома. Поэтому для корректного прогнозирования изменения климата необходим учет выбросов соединений азота и их прогноз на отдаленную перспективу.
Литература
1.Паровые и газовые турбины, А.Б. Трубилов, Г.В. Арсеньев, В.В Фролов –М. Энергоатомиздат, 1985. – 352с.
2.Щегляев А.В. Паровые турбины. – М. Энергия, 1976. -357с.
3.Турбины тепловых и атомных электростанций. Учебник для вузов. А.Г Костик, В.В Фролова Издательство МАИ, 2001.
4.Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины, -М Энергия. 1976,
5.Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. М, Энергия, 1978г. 223с.
6.Основы технологии турбиностроения: методические указания к выполнению курсовой работы. –Томск, 1998. – 45 с.
7.Основы технологии турбостроения: письменные лекции./ Бородянский В. И., Ганзбург Л. Б., Клевцов В. А. и др. – СПб.: СЗПИ, 2000. – 147 с.
8.Охрименко Я. М. Технология производства паровых и газовых турбин . М.: Машиностроение, 1966. – 599 с.
9.Панкрухин А. П.Конструкция и механика турбин: Учебник – М.Энергия:, 1969. – 398 с.
10.Веллер В.М. Автоматическое регулирование паровых турбин, М Энергия, 345с.
11.Пусковые режимы тепловых турбин: учебное пособие./И. М. Ткалин, В. Л. Челышев, В. Д. Макаров. – СПб.: СЗПИ, 1997. – 30 с.
12.Механический расчет деталей паровых турбин. /Г. В. Бектобеков, Н. Н. Борисова, В. И. Коротков и др.; Под общ. ред. О. Н. Русака. – Л.: Машиностроение, 1989. – 541 с.
13.Тепловой расчет турбин. /Г. В.Зурабов, Н. Н. Борисова, В. И. Цветков и др.; Под общ. ред. О. Н. Русака. – Л.: Машиностроение, 1989. – 541 с.
14.Эксплуатация паровых и газовых турбин. В 2-х т. Т. 1 /Под ред. А. .С Вестилова и Л.В Мамаева .-. и доп.- М.: Машиностроение, 1986.
15.Теплодинамические процессы в турбинах//Козлов Е .В, Пивоваров Е М.- Москва, Машиностроение, 1978 г.
список литературы