Пример готовой курсовой работы по предмету: Теория машин и механизмов
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: Р 0, t 0 – 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 рассчитывают на расход питательной воды при максимальной нагрузке ТЭС с запасом не менее 5%. На блоках с давлением
1. МПа мощностью до
21. МВт применяются питательные электронасосы (рис. 1.1,а), устанавливая один рабочий и один резервный (в запасе на складе) с производительностью каждого, равной 100% полного расхода воды, или два по
50. без резерва. На конденсационных блоках мощностью
3. МВт и теплофикационных мощностью
25. 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 электронасос 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–
4. 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
6. 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
