98440

Проектирование газоперекачивающего агрегата мощностью 16 МВт на базе АЛ-31 СТ

Дипломная

Астрономия и авиация

Особое внимание в работе уделено расчету и проектированию двухсту-пенчатой силовой турбины на подшипниках скольжения. Для достижения наилучших технико-экономических показателей пристальное внимание было уделено рассмотрению характерных газодинамических и конструктивных параметров спроектированной силовой турбины.

Русский

2015-11-03

959.5 KB

0 чел.

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ, ИНДЕКСЫ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ

2.1. Выбор pк0 и расчет тепловой схемы ГТД с заданными                          

коэффициентами

2.2. Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим

3. РАСЧЕТ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ТВД И ТНД

4. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ РАБОЧЕЙ ЛОПАТКИ СТ

5. ОБОСНОВАНИЕ И ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ

ГАЗОГЕНЕРАТОРА

5.1. Компрессор низкого давления

5.2. Компрессор высокого давления

5.3. Камера сгорания

5.4. Корпус промежуточный

5.5. Турбина высокого давления

5.6. Турбина низкого давления

6. ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

6.1. Обслуживание ГПА во время работы

6.2. Эксплуатация ГПА в холодное время года

6.3. Эксплуатация ГПА при грозе

6.4. Предупреждение помпажных режимов осевого компрессора

7. СПЕЦТЕМА: РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИЛОВОЙ                     

ТУРБИНЫ  НА ПОДШИПНИКАХ СКОЛЬЖЕНИЯ

7.1 Влияние коэффициентов m и Ca на адиабатический КПД                     

     турбины

7.2 Выбор оптимального значения удлинения и веерности                                

     для лопаток 1-й и 2-й ступеней СТ

7.3 Обоснование конструктивных особенностей спроектированной

     СТ

7.4 Общее описание конструкции силовой турбины

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

10. ВОПРОСЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И                  

     ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

РЕФЕРАТ

В настоящем дипломном проекте рассмотрены вопросы, связанные с проектированием газоперекачивающего агрегата мощностью 16 МВт на базе АЛ-31 СТ, которые применяются на компрессорных станциях магистральных газопрово-дов.

В расчетной части работы был выполнен тепловой расчет схемы с уточне-нием значения степени расширения в турбинах, теплофизических характеристик рабочих тел турбомашин,  работы сжатия в компрессорах и работы расширения в турбинах.

Для определения основных размеров проточной части ТВД и ТНД произведен газодинамический расчет ступеней по среднему диаметру. Также для того, чтобы удельная работа по высоте ступени оставалась постоянной, были выбраны законы закрутки лопаток по радиусу и произведен расчет закрутки.

Особое внимание в работе уделено расчету и проектированию двухсту-пенчатой силовой турбины на подшипниках скольжения. Для достижения наилучших технико-экономических показателей пристальное внимание было уделено рассмотрению характерных газодинамических и конструктивных параметров спроектированной силовой турбины. Результаты расчетов сопоставлялись с экспериментальными данными, полученными и обобщенными практикой газотурбостроения и авиадвигателестроения, что позволило признать их близкими к оптимальным.

Кратко даны обоснование и описание конструкции газотурбинного привода и силовой турбины, технология их эксплуатации, рассмотрены вопросы безопасности и экологичности проекта, выполнен расчет себестоимости изготовления газотурбинного двигателя.

В качестве иллюстрации полученных результатов выполнен ряд графических работ.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

п/пп

Наименование документа

Обозначение

Формат

1

Продольный разрез газогенератора

101400.411.420.508.01

А1*3

2

Продольный разрез силовой турбины

101400.411.420.508.02

А1*2

3

Продольный разрез блока КНД-КВД

101400.411.420.508.03

А1*1

4

Продольный разрез блока ТВД-ТНД

101400.411.420.508.04

А1*1

5

Компоновка ГПА(вид сверху)

101400.411.420.508.05.

А2*1

6

Компоновка ГПА(вид сбоку)

101400.411.420.508.06.

А1*1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ, ИНДЕКСЫ

Условные обозначения

С - скорость в абсолютном движении;

D - диаметр;

F - площадь венца;

Н - теплоперепад в турбине;

W - скорость в относительном движении;

h - теплоперепад в ступени;

l - высота лопатки;

n - частота вращения;

z - число ступеней;

a - коэффициент избытка воздуха;

r - степень реактивности;

z - коэффициент сопротивления;

Qн - низшая теплота сгорания топлива;

Ср - удельная теплоемкость.

pк - степень повышения давления;

Сокращения

ГГ - газогенератор;

ГТ - газовая турбина;

ГДС - газодинамическая сила;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

ГТД - газотурбинный двигатель;

ГТУ - газотурбинная установка;

КС - камера сгорания;

КПД - коэффициент полезного действия;

НА - направляющий аппарат;

ОК - осевой компрессор;

РЛ - рабочие лопатки;

СА - сопловой аппарат;

ССТ- свободная силовая турбина;

ТВД - турбина высокого давления;

ТНД - турбина низкого давления;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

ЦБС - центробежная сила.

Индексы

в - воздуха;

г - газа;

ад - адиабатический;

расп - располагаемый;

ср - средний;

ст - ступени;

тр - трение;

а - осевая;

с - в абсолютном движении;

i - индекс промежуточной ступени;

u - окружная;

w - в относительном движении;

0 - на входе в турбину;

1 - на выходе из сопел, на входе в рабочие лопатки;

2 - на выходе из рабочих лопаток, последней ступени;

1,2 - блока ТВД, ТНД.

ВВЕДЕНИЕ

Транспорт газа развивается в нашей стране очень высокими темпами. В связи с этим сооружаются новые компрессорные станции (КС) и реконструируются старые.

Газотурбинные компрессорные станции являются преобладающим видом КС, а газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГПА) - наиболее важное и сложное оборудование этих станций.

Проблемы энергосбережения в газовой промышленности очень актуальны как сегодня, так и в будущем. Главный путь уменьшения энергетических затрат на перекачку газа по магистральному газопроводу - постепенная замена устаревших низкоэффективных газоперекачивающих агрегатов на ГПА нового поколения. Реализуется программа реализации и освоения производства ГПА со стационарным, авиационным и судовым приводом с КПД, равным  32... 38 %. Особенно перспективно применение конвертированных авиационных двигателей, которые позволяют получать высокие значения КПД и для которых имеется ремонтная база на территории России. Ведется опытно-промышленная эксплуатация ГПА с парогазовым циклом. Применение таких агрегатов в будущем позволит обеспечить суммарный КПД на уровне 45... 46 %.

Наличие в эксплуатации машин нескольких поколений отечественных и зарубежных фирм обуславливает многообразие конструктивных решений установленных на компрессорных станциях ГТУ и ГТД. В настоящее время мировое газотурбостроение движется в сторону большего единообразия – путем отбора наиболее оправдавших себя конструкций.

   В зарубежной практике использование авиационных двигателей для работы в наземных приводных установках с применением свободных силовых турбин (ССТ) стационарного типа является преобладающим решением. Однако, ориентируясь на перспективные центробежные нагнетатели природного газа (с магнитным подвесом ротора) возможно более оправдано применение ССТ на подшипниках качения.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ

В настоящем дипломном проекте был использован ряд литературных ис-точников, список которых прилагается в конце пояснительной записки. В виду того, что в качестве базового двигателя был выбран конвертированный авиадвигатель АЛ-31 СТ, в процессе работы над проектом использовалась литература по теории проектирования авиационных двигателей. Для подготовки разделов 8 (безопасность и экологичность) и 9 (экономическая часть) использовалась соответствующая тематическая литература, а также ряд нормативных документов. Для оформления настоящей пояснительной записки и прилагаемых чертежей использовались необходимые стандарты, указанные в разделе 11.

Тепловой расчет ГТД проведен по методике, изложенной в (15). Газодинамические расчеты ГТД - по методике (2), расчет нагнетателя природного газа - по методике (6), расчет на прочность рабочей лопатки по рекомендациям, изложенным в (16). Также в расчетах и описаниях использовалась информация, содержащаяся в технических описаниях двигателя АЛ-31 СТ.

2. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ

   2.1. Выбор pк0 и расчет тепловой схемы ГТД с заданными коэффициентами

Целью расчета тепловой схемы является определение полезной мощности и КПД ГТД, на основании чего оцениваются технико-экономические показатели, а, следовательно, и целесообразность модернизации ГТД .

Исходные данные, необходимые для теплового расчета, представлены в таблице 2.1. Тепловой расчет схемы производился по методике, изложенной      в (15) и приведен в виде таблицы 2.2. На рис.2.1 представлены зависимости

удельной полезной работы и КПД ГТУ от отношения давлений.

2.2 Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим

В результате расчета тепловой схемы принимаем pк0 = 18.00. Проводим уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим. Порядок и результаты расчета приведены в таблице 2.3.

3. РАСЧЕТ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ТВД И ТНД

Для определения общего теплоперепада турбин и распределения теплоперепада по ступеням нам необходимо знать дополнительные параметры:

- полное давление за последней ступенью;

- расход газа через турбину;

- адиабатический теплоперепад;

- полезную работу и полезную мощность турбины.

Все указанные величины мы принимаем на основе уточненного расчета теплового расчета схемы.

Основные газодинамические параметры и КПД турбин и компрессоров принимаем исходя из опыта как турбостроения в целом, так и эксплуатации базового двигателя.

Газодинамический расчет ступеней ТВД и ТНД по среднему диаметру проведен по методике, изложенной в (2). Результаты расчета сведены в таблицу 3.1 для ТВД и ТНД соответственно.

Выбор закона закрутки по радиусу лопатки для ступеней ТВД и ТНД и расчеты закрутки проведены по рекомендациям и методике, представленным в (2). Для лопаток ступени ТВД выбран закон закрутки a1(r)=сonst, cоответствующий расчет сведен в таблицу 3.2. Расчет закрутки для лопаток ступени ТНД проведен  по закону  С(r)=const, cоответствующий расчет представлен в таблице 3.3.

4. РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ РАБОЧЕЙ ЛОПАТКИ СТ

Выбор основных газодинамических параметров турбины должен производиться также с учетом влияния их на прочность турбинных лопаток, в значительной степени определяющих прочность и надежность турбомашины в целом.

Турбинные лопатки (особенно рабочие) испытывают значительные и разнообразные нагрузки. Среди них действия центробежных и газодинамических сил, вызывающих напряжения растяжения, изгиба и скручивания. К ним добавляются напряжения от вибраций и тепловые напряжения. Поэтому детальное определение напряженного состояния лопатки составляет сложную специальную задачу.

При оценочном расчете рабочих лопаток на прочность полагают, что они испытывают в основном напряжения растяжения под действием центробежных сил, развиваемых массой лопатки, вращающейся с частотой вращения n, и изгиба от газодинамических сил, действующих на поверхности лопатки. При этом для рабочих лопаток турбины действующие напряжения sр.л складываются из напряжений растяжения пера лопатки sр.п и бандажной полки sб.п (если таковая имеется) и напряжений изгиба от газовых сил sи. Таким образом, суммарные напряжения, действующие на рабочую лопатку, определяются по формуле

 sS =  sр.п + sб.п +sи .                                                              (4.1)

Для турбинных лопаток максимальные напряжения обычно возникают в корне, а формула для расчета sр.п в корне лопатки выглядит следующим образом

    sр.п = ,                                                        (4.2)

где Ф - коэффициент формы лопатки (0.5... 0.6);

rл - плотность материала лопатки;

Fом - площадь, сметаемая лопатками РК.

Увеличение напряжений растяжения из-за действия бандажных полок обычно составляет 15... 30 % от sр.п, то есть

 sр.л =(1.15...1.30) sр.п .                                                           (4.3)

Напряжения изгиба лопатки от газовых сил частично компенсируются "выносом" центров масс сечений пера лопатки, однако некоторая часть этих напряжений сохраняется. Как показывают экспериментальные данные, для рабочих лопаток с бандажными полками существует соотношение               sи /sр.л = 0.25...0.30.

Таким образом, суммарные напряжения, действующие на лопатку, опреде-ляются по формуле

  sS =sр.л(1+sи /sр.л )                                                                  (4.4)

Показателем прочности турбинной лопатки при сделанных допущениях яв-ляется величина коэффициента запаса длительной прочности по суммарным напряжениям

                                                                     (4.5)

Результаты оценочного расчета прочности рабочей лопатки СТ приведены в таблице 4.1.

                                                                                              Таблица 4.1                                              Расчет на прочность рабочей лопатки СТ                        

Обозначение

Размерность

Формула

Значение

Fом

м2

Из газодин. расчета СТ

0.5828

nст

об/мин

Из газодин. расчета СТ

6500

rл

кг/м3

Принимаем

8000

Ф

-

Принимаем

0.55

sр.п

Мпа

См. формулу (4.2)

206.2

sб.п

Мпа

0.2sр.п

41.2

sр.л

Мпа

См. формулу (4.3)

237.1

sи /sр.л

Мпа

Принимаем

0.30

sS

Мпа

См. формулу (4.4)

181.77

sдопд.п

Мпа

Из справочника

430

nsS

-

См. формулу (4.5)

2.37

  Принимаем в качестве материала лопаток жаропрочный сплав ХН65КМВЮТ (ЖС6К) поликристаллической отливки. Использованная для оценочного расчета методика изложена в (16).

5. ОБОСНОВАНИЕ И ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ ГАЗОГЕНЕРАТОРА

В данном дипломном проекте представлен газоперекачивающий агрегат, в состав которого входит двигатель, спроектированный на базе газотурбинного двигателя АЛ-31СТ мощностью 16 МВт, разработанный на предприятии НПО "Сатурн" им. А. М. Люлька (г.Москва). Конвертированный авиационный двигатель АЛ-31 СТ предназначен для привода центробежных нагнетателей ГПА компрессорных станций. В качестве топлива для газотурбинного двигателя используется природный газ.

Конструктивно двигатель выполнен в виде двух быстроразъемных модулей: модуля газогенератора (ГГ) и модуля силовой турбины (СТ).

Модули ГГ и СТ собраны на отдельных рамах. При стыковке рамы модули соединяются болтами, образуя единую раму, которая является основным элементом силовой схемы двигателя. Фланец ГГ жестко крепится к фланцу СТ.Модуль ГГ состоит из компрессора низкого давления (КНД), компрессора высокого давления (КВД), корпуса промежуточного (КП), камеры сгорания (КС), турбины высокого давления (ТВД) и турбины низкого давления (ТНД).

5.1 Компрессор низкого давления

КНД предназначен для предварительного сжатия воздуха, поступающего в газогенератор. Компрессор осевой, 4-ступенчатый. В состав статора входят:

- титановый корпус под форсунки системы промывки проточной части;

- ВНА;

- клапан суфлирования опор компрессора, состоящий из двух обечаек, обра-зующих полость, через которую поступает горячий воздух из-за седьмой ступени КВД;

- корпус первой, второй, третьей ступени НА КНД титановый с горизонтальным разъемом, с пазами Т- образной формы для крепления лопаток НА КНД.

НА первой, второй, третьей ступеней состоят из сварных секций направ-ляющих лопаток и внутренних полуколец. На корпуса статора, над рабочими лопатками ротора и внутренние полукольца НА нанесена специальная смесь.

Ротор КНД имеет дисковую сварную конструкцию и лежит на двух подшипниках качения. Передний роликовый подшипник воспринимает радиальные нагрузки от ротора КНД. Задний шариковый подшипник КНД воспринимает суммарную осевую нагрузку от роторов КНД и ТНД , а также радиальную нагрузку от ротора КНД.

5.2 Компрессор высокого давления

Девятиступенчатый осевой компрессор высокого давления предназначен для сжатия воздуха, поступающего из КНД и подачи его в КС ГГ.

Статор КВД составляют:

- промежуточный корпус компрессора;

- корпус ВНА и первой ступени;

- корпус второй и третьей ступени;

- задний корпус с кольцевой полостью-коллектором отбора воздуха из-за седьмой ступени, образованной обечайкой и корпусом;

- ВНА;

- девять НА.

Лопатки ВНА, НА первой и второй ступеней - поворотные консольные. НА с третьей по восьмую ступени нерегулируемые. Выходной НА КВД выполнен двухрядным.

Поворот лопаток ВНА, НА первой и второй ступени осуществляется гид-роцилиндрами через приводные кольца и систему рычагов по командам от САУ.

В наружном кольце НА седьмой ступени прорези, а в корпусе - отверстия отбора воздуха на нужды ГПА (в систему наддува масляных уплотнений опор ГГ и в систему противообледенения (ПОС)).

Корпуса статора имеют продольный разъем и окна осмотра лопаток КВД. Окна закрыты пробками.

Промежуточный корпус является основой силовой схемы ГГ. В промежу-точном корпусе воздух, поступающий из КНД, делится на два потока: на-ружного и внутреннего контуров. Промежуточный корпус титановый, состоит из ободов, соединенных стойками, к которым приварено разделительное кольцо. В промежуточном корпусе установлены: выходной НА КНД, задняя опора ротора КНД, передняя опора КВД.

Передняя опора ротора КВД воспринимает суммарную осевую и радиаль-ную нагрузки от роторов КВД и ТВД.

Демпфирование шарикоподшипника обеспечено упругостью корпуса, де-формацией изгиба упругого кольца и сопротивлением колебаниям ротора, которое возникает от выдавливания масляной пленки из одной плоскости в другую через жиклеры упругого кольца.

Барабан ротора состоит из двух секций дисков. Первая секция включает диски первой, второй и третьей ступеней, вторая секция - диски четвертой, пятой, шестой и трех дисков седьмой, восьмой, девятой ступеней.

Вал соединяет роторы КВД и ТВД и передает крутящий момент от ротора ТВД.

5.3 Камера сгорания

Камера сгорания - кольцевая, состоит из наружного корпуса и жаровой трубы. Корпус КС и корпус промежуточный образуют со стенками жаровой трубы кольцевые каналы, по которым воздух из КВД поступает в жаровую трубу.

Топливный газ подается в КС через индивидуальные топливные форсунки из топливного коллектора. Воспламенение топлива в КС осуществляется системой зажигания. Запальные устройства и топливный коллектор размещены на корпусе КС.

Корпус - элемент силовой схемы ГГ. Передняя часть корпуса образует кольцевой диффузор, в котором снижается скорость воздуха, поступающего в КС из КВД. Корпус состоит из наружного и внутреннего корпусов, соединенных полыми стойками, на которых имеются кронштейны для крепления жаровой трубы к корпусу КС. На переднем фланце внутреннего корпуса укреплены крышки лабиринтного уплотнения разгрузочной полости. Передний фланец наружного корпуса КС крепится к заднему фланцу корпуса КВД, а задний фланец к переднему фланцу промежуточного корпуса. На наружном корпусе над полыми стойками выполнен коллектор для отвода воздуха из думмисной полости. Также на наружном корпусе к форсункам крепится топливный коллектор топливного газа.

Жаровая труба предназначена для сжигания топливовоздушной смеси и формирования поля температур газа на входе в турбину. Жаровая труба состоит из набора профилированных обечаек, соединенных между собой сваркой.

Для охлаждения стенок жаровой трубы на ее оболочках имеются кольце-вые щели, в которые через отверстия поступает воздух, образующий загра-дительную пелену вдоль стенок. На внутреннюю поверхность жаровой трубы нанесено жаростойкое покрытие.

Для компенсации взаимных перемещений от тепловых воздействий жаровая труба крепится к кронштейнам стоек радиальными штифтами. Компенсацию взаимных перемещений жаровой трубы с СА ТВД осуществляет те-лескопическое соединение по фланцам.

5.4 Корпус промежуточный

КП соединяет корпуса КС, СА ТВД, обод ТВД и является составной частью внутреннего контура ГГ. Через него также осуществляется подача воздуха из магистрали за КВД в воздухо-воздушный теплообменник (ВВТ) и подача охлажденного воздуха из ВВТ на охлаждение ТВД.

Корпус представляет собой двухступенчатую сварную конструкцию, со-держащую внутреннюю и внешнюю силовые оболочки, среднюю перегородку, передний и задний фланцы крепления к корпусам КС и ободу ТНД соответственно и проставку с прямоугольным пазом для соединения с заходной частью наружного кольца СА ТВД.

Конструкция корпуса формирует две коллекторные полости, входную и выходную. В коллекторную полость воздух поступает из полости КС по от-верстиям и далее через два передних патрубка направляется в ВВТ. В кол-лекторную полость охлажденный в ВВТ воздух поступает в два задних пат-рубка и далее по отверстиям направляется на охлаждение ТВД.

5.5 Турбина высокого давления

ТВД приводит во вращение ротор КВД и систему привода агрегатов дви-гателя.

СА ТВД кольцом соединен с фланцами обода СА ТНД, корпуса промежу-точного и телескопическим соединением через кольца с жаровой трубой КС. Наружное кольцо СА ТВД имеет отверстия для подвода вторичного воздуха из КС и ВВТ на охлаждение СА и РЛ ТВД. Внутреннее кольцо СА ТВД соединено фланцем с аппаратом закрутки и внутренним корпусом КС.

СА ТВД имеет 42 лопатки, объединенные в четырнадцать литых трехло-паточных блоков, чем достигается уменьшение перетечек газа.

Сопловая лопатка - пустотелая, охлаждаемая. На входной кромке лопатки имеется перфорация, обеспечивающая пленочное охлаждение наружной по-верхности пера лопатки.

Ротор ТВД состоит из диска с лопатками рабочего колеса и цапфы с лаби-ринтами. В диске выполнены наклонные отверстия для подвода охлаждающего воздуха к РЛ.

Рабочая лопатка ТВД - литая, полая, охлаждаемая. Хвостовик лопатки "елочного" типа. На хвостовике цапфы размещено лабиринтное уплотнение, а внутри обойма роликового подшипника являющегося задней опорой ротора ВД.

5.6 Турбина низкого давления

ТНД приводит во вращение ротор КНД. СА ТНД соединен с корпусом промежуточным и наружным кольцом ТВД. Сопловая лопатка - литая пустотелая, охлаждаемая.

Ротор ТНД состоит из диска с сопловыми лопатками, цапфы, вала, напорного диска. Диск имеет пазы для крепления рабочих лопаток и наклонные отверстия для подвода охлаждающего воздуха к ним.

Рабочая лопатка ТНД - литая, полая, охлаждаемая. На периферийной части имеет бандажную полку с гребешком лабиринтного уплотнения, обеспе-чивающим уменьшение зазора между ротором и статором.

Цапфа имеет на передней части внутренние шлицы, передающие крутящий момент на вал. На наружной поверхности передней части цапфы установлена внутренняя обойма роликового подшипника (на который опирается ротор высокого давления), лабиринт, являющийся передним уплотнением масляной полости опоры ТВД. На цилиндрическом поясе задней части цапфы имеется лабиринтное кольцо, образующее уплотнение масляной полости между роторами ТВД и ТНД. На цилиндрическом поясе в задней части цапфы установлено лабиринтное кольцо, образующее уплотнение масляной полости опоры ТНД.

Вал состоит из трех частей, соединенных штифтами. В задней части вала имеется привод откачивающего маслонасоса опоры турбины. В передней части вала имеются шлицы, передающие крутящий момент на ротор КНД через рессору.

Напорный диск обеспечивает увеличение давления охлаждающего воздуха на входе в РЛ ТНД.

В состав опоры турбины входят корпус опоры и корпус подшипника. Корпус опоры состоит из наружного корпуса и внутренних колец, соединенных силовыми стойками и образующих силовую схему опоры турбины. В состав входят также экран с обтекателями и пеногасящая сетка. Внутри силовых стоек размещены трубопроводы подвода и откачки масла, суфлирования масляных полостей, слива масла.

Через полости силовых стоек подводится воздух на охлаждение опоры ТНД и отводится воздух из предмасляной полости. Силовые стойки закрыты снаружи обтекателями. Экран с обтекателями образует проточную часть газовоздушного тракта за ТНД.

Корпус подшипника и крышки образуют масляную полость опоры турбины. Масляная полость термоизолирована. На корпусе подшипника установлены маслооткачивающий насос и масляный коллектор. Между наружной обоймой роликоподшипника ротора ТНД и корпусом подшипника размещен упругомасляный демпфер.

6. ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ

6.1 Обслуживание ГПА во время работы

После монтажа и наладки газоперекачивающего агрегата должны прово-диться испытания по утвержденной типовой методике определения факти-ческих показателей агрегата. Контрольные испытания должны проводиться перед остановкой ГПА на капитальный ремонт и после ремонтов, а также при систематическом отклонении параметров от нормативных, требующем выяснения причин отклонения.

Во время работы ГПА эксплуатационный персонал компрессорного цеха обязан:

1) Поддерживать требуемый режим работы газоперекачивающих агрегатов, обеспечивая их наиболее экономичную и рациональную загрузку;

2) Следить за показаниями приборов. Величина любого не нормального отклонения должна немедленно выясняться для принятия соответствующих мер;

3) Поддерживать температуру и давление охлаждающего масла в системе смазки в необходимых пределах;

4) Следить за чистотой фильтров в маслосистеме и маслобаке;

5) Производить контроль за работой системы уплотнения по уровню масла в поплавковой камере, перепаду давления "масло - газ", расходу масла и загазованности маслосистем;

6) Контролировать перепад давления на воздушных фильтрах воздухоза-борной камеры, следить за их чистотой; в случае загрязнения или обледенения фильтра и воздухозаборная камера подлежит очистке (на остановленном агрегате);

7) Производить тщательную уборку агрегата;

8) Вести необходимые записи в эксплуатационных документах.               Для обеспечения надежной и безаварийной работы ГПА необходимо особенно тщательно выполнять следующие требования:

1) не допускать повышения температуры продуктов сгорания по тракту ПТУ выше установленной величины;

2) контролировать скорость вращения валов ГПА;

3) поддерживать давление газа за нагнетателем не выше допустимого;

4) поддерживать необходимую степень повышения давления газа в нагне-тателе;

5)контролировать:

а) минимально и максимально допустимую объемную производительность нагнетателя;

б) перепад давления на защитной решетке нагнетателя;

в) уровень масла в отсеках маслобака;

г) давление топливного и импульсного газа. Температура масла смазки и металла подшипников должна быть не выше допустимого. Быстрое возрастание температуры в любом из подшипников свидетельствует о его аварий-ном состоянии, агрегат должен быть остановлен.

Категорически запрещается при пуске или в процессе эксплуатации отод-вигать аварийные установки приборов или отключать защиты ГПА.

Ежемесячно вахтенным персоналом должен производиться осмотр агрегатов и оборудования.

Во время осмотра должны проверяться:

1) воздухозаборные устройства ГПА, воздуховоды и газоходы;

2) газо- и маслопроводы, их соединительные фланцы и арматура;

3) технологическая обвязка нагнетателей, пылеуловители, газовые холо-дильники и арматура;

4) циркуляционные насосы, водоводы, АВО масла;

5) крепление оборудования, трубопроводов к фундаментам и опорам;

6) наружная изоляция трубопроводов;

7) контрольно-измерительные приборы, устройства регулирования и автоматики;

8) положения шлангов на узлах управления и наличие необходимых плакатов.

Все обнаруженные во время работы оборудования дефекты должны фик-сироваться в журнале дефектов и эксплуатационных формулярах. Немедленно должны приниматься меры для устранения неполадок.

6.2 Эксплуатация ГПА в холодное время года

Низкие температуры в холодное время года снижают надежность работы агрегатов из-за хладноломкости металла, увеличивают возможность отказов в работе узлов управления газовыми кранами и самих кранов, затрудняют операции по технологическим переключениям цеха, АВО.

Для обеспечения безопасной эксплуатации агрегата при температуре на-ружного воздуха ниже допустимой по техническим условиям завода-изго-товителя необходимо включить систему подогрева на всасе осевого ком-прессора. При низких температурах наружного воздуха может быть достигнута мощность ГПА значительно выше номинальной без превышения максимальной температуры газа перед турбиной. Необходимо следить, чтобы нагрузка агрегата (из условий механической прочности) не превышала мощность предельно допустимую техническими условиями.

При остановке агрегата на срок свыше одного часа и необходимости пос-ледующего пуска должен быть включен подогрев масла.

При подготовке компрессорного цеха к эксплуатации в холодное время года должны быть выполнены мероприятия по плану подготовки к осенне-зимней эксплуатации. При этом системы вентиляции и теплоснабжения должны обеспечивать во всех помещениях и других местах расположения маслопроводов, водоводов и прочих коммуникаций температуру не ниже +5°С.

6.3 Эксплуатация ГПА при грозе

Для обеспечения безаварийной работы компрессорного цеха во время грозы руководством предприятия должны быть выполнены следующие ме-роприятия:

1) налажено через метеослужбу района заблаговременное извещение эксп-луатационного персонала КС о возможной грозе;

2) назначена группа ответственных специалистов по обеспечению безава-рийной работы компрессорного цеха при грозе в составе начальника КС, старших инженеров ЭВС и КИПиА;

После извещения о возможной грозе должны быть проведены подготови-тельные работы:

1) проверка отсутствия утечек через запорную арматуру свечей;

2) проверка готовности резервного источника электроснабжения (аварийной электростанции);

3) проверка и подготовка систем и средств пожаротушения на КС. При грозе в районе КС запрещаются пуск агрегатов и производство плановых переключений на технологической обвязке, а также силовом электрооборудовании компрессорного цеха.

6.4 Предупреждение помпажных режимов осевого компрессора

Неустойчивые режимы осевого компрессора, основными из которых явля-ются вращающийся срыв и помпаж, создают недопустимые усталостные на-пряжения в лопаточном аппарате, возрастание вибрации и поломки лопаток.

Эксплуатация ГПА в зоне неустойчивых помпажных режимах не разре-шается.

Работа агрегата в условиях неустойчивого режима осевого компрессора характеризуется повышением температуры продуктов сгорания перед турбиной при неизменной или понижающейся нагрузке и температуре наружного воздуха, колебанием давления воздуха за компрессором, ненормальным звуком и ударами в проточной части осевого компрессора. При возникновении помпажных явлений агрегат должен быть немедленно остановлен для устранения причин, вызывающих помпаж.

Во время работы ГПА помпажные и неустойчивые режимы осевого ком-прессора могут возникнуть:

1 ) при возрастании разряжения на всасе вследствие пыльной бури, снегопада или обледенения всасывающего тракта и входного лопаточного аппа-рата осевого компрессора;

2) при сбросе или резком возрастании нагрузки ГПА;

3) при недостаточной подаче топливного газа вследствие загрязнения и закоксования горелок или загрязнения фильтров на подводе топливного газа;

4) при неудовлетворительном техническом состоянии проточной части турбоагрегата, загрязнении осевого компрессора.

Для обеспечения устойчивой работы осевого компрессора в процессе пуска и при значительном снижении числа оборотов применяется  поворотный направляющий аппарат осевого компрессора, который должен быть настроен в соответствии с требованиями технической инструкции завода-изготовителя.

Необходимо обращать внимание на предупреждение помпажных явлений в компрессоре во время повторного пуска, возможность появления которых при горячей проточной части турбоагрегата возрастает.

При наступлении условий возможного обледенения необходимо включать в работу противообледенительные устройства системы подготовки  циклового  воздуха.  Период  включения противообледенительных устройств определяется в зависимости от района расположения КС или по показаниям приборов в соответствии с требованиями инструкции завода-изготовителя. Включение и отключение оформляется записью в оперативном журнале и эксплуатационном формуляре ГПА.

Для предотвращения помпажных режимов осевого компрессора в процессе работы ГТУ необходимо следить за показаниями приборов, замеряющих температуру газа перед турбиной и давление воздуха в нагнетании компрессора, давлением топливного газа, скоростью вращения и нагрузкой агрегата, а также отсутствием обледенения на входе в компрессор.

6.5 Предупреждение помпажных режимов работы центробежного   нагнетателя

Помпаж центробежного нагнетателя является следствием работы при вы-соких степенях сжатия и малых расходах в зоне неустойчивых режимов (на-пример, в результате изменения режима газопровода, роста сопротивления на входе или выходе нагнетателя, самопроизвольной перестановке кранов, аварийной остановке одного из последовательно работающих нагнетателей и других причин, связанных с уменьшением расхода через нагнетатель). Помпаж сопровождается резкими колебаниями расхода и давления газа, увеличением вибрации и характерным звуком в нагнетателе, что может привести к разрушению узлов ГПА и обвязки нагнетателей. Работа в зоне помпажных режимов нагнетателя не допускается.

Для предохранения центробежного нагнетателя от перехода в зону неус-тойчивой работы в случае уменьшения расхода транспортируемого газа или увеличения степени повышения давления необходимо осуществлять контроль за работой нагнетателя и использовать сигнализаторы помпажа, и про-тивопомпажные регуляторы.

Для уменьшения сопротивления на входе нагнетателя в результате гидра-тообразования следует выводить нагнетатель "на кольцо" с целью разрушения гидратов путем увеличения температуры газа.

7. СПЕЦТЕМА: РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИЛОВОЙ ТУРБИНЫ НА ПОДШИПНИКАХ СКОЛЬЖЕНИЯ

В данном дипломном проекте конструкция силовой турбины газотурбинного двигателя была спроектирована двухступенчатой, стационарного типа. Назначение свободной силовой турбины – выработка полезной мощности, которая расходуется на привод нагнетателя природного газа. Стационарная силовая турбина отличается повышенными массово – габаритными характеристиками по сравнению с газогенератором и применением дешевых низколегированных и углеродистых сталей.

Газодинамический расчет был проведен с учетом наличия хорошо спрофилированного затурбинного диффузора, что определило принятые КПД диффузора hдифф = 0.7 и скорость выхода из диффузора Свых=70 м/с. Предварительный газодинамический расчет сведен в таблицу 7.1. Газодинамический расчет ступеней по среднему диаметру проведен по методике (2). Он проведен для нескольких значений корневого диаметра ступеней СТ, а также с разным количеством ступеней (от 1 до 3) с целью выбора оптимального решения (см. табл. 7.2). Кроме того, были произведены расчеты закрутки лопаток ступеней СТ по радиусу по законам a1(r)=соnst и С(r)= соnst, которые приведены в таблицах 7.3 и 7.4.

Данный газотурбинный двигатель спроектирован (а именно, силовая турбина ГТД) для применения в качестве механического привода нагнетателя с номинальной частотой вращения 6500об/мин. Для того, чтобы обеспечить необходимые запасы прочности лопаток и дисков средняя окружная скорость Uср была выбрана в пределах 280...310 м/с при постоянном корневом диаметре Dк= 0.70 м.

7.1 Влияние коэффициентов m и Са на адиабатический КПД турбины

При расчетах в качестве критерия, оценивающего максимальную работу, которую можно получить в ступени при данной окружной скорости и с мак-симальным КПД, рассматривался коэффициент нагрузки ступени .

Коэффициенты нагрузки в данном варианте для 1-ой и 2-ой ступеней СТ получили соответственно:

- Dк= 0.70 м, m1ст= 1.68, m2ст= 1.29;

При этом коэффициенты расхода ступеней соответственно для сопловых и рабочих лопаток ступени составили

,  при Dк= 0.70 м,

были получены соотношения  между коэффициентами расхода, нагрузки ступеней и КПД, что подтверждается практикой газотурбостроения (1,13). Наглядно это можно проиллюстрировать, обратившись к  кривым КПД Смита, которые представлены на рис. 7.1.

Данная экспериментальная зависимость между m и Са при различных зна-чениях КПД ступени hст* получена в результате обработки большого количества турбин газотурбинных двигателей. Из указанной диаграммы следует, что с увеличением Са при m =соnst величина hст* вначале растет, а затем падает из-за увеличивающейся доли потерь с выходной скоростью. Также из приведенной графической зависимости следует, что для получения наибольшего КПД необходимо, чтобы значения коэффициентов m и Са определяли положение точки на диаграмме в левом, нижнем углу.                        

По кривым Смита определяем следующие значения hст*:

- при Dк= 0.70 м получаем h1ст*= 0.93, h2ст*=0.94;

Как видно, ступени находятся в области высоких КПД, значения которых равны: h1ст*= 0.93, h2ст*=0.94.

Обобщенная зависимость коэффициента нагрузки ступени от коэффициента расхода при различных значениях адиабатического КПД

•1-первая ступень СТ

•2-вторая ступень СТ

          Рис. 7.1

7.2. Выбор оптимального значения удлинения и веерности для лопаток   1-ой и 2-ой ступеней СТ

Важным конструктивным параметром ступени является удлинение лопаток, определяемое как

                                                                                                              

 где lл (hл) - высота лопатки в выходном сечении; bл - длина хорды профиля на среднем радиусе. Расчет bл на среднем радиусе для лопаток ступеней спроектированной СТ сведен в таблицу 7.6.

Величина оптимального удлинения зависит от относительной длины (ве-

ерности) лопаток – (Dcр/ lл) и наличия или отсутствия охлаждения лопаток (в спроектированной СТ лопатки охлаждаемые из-за высокой температуры на входе).

Для оценки выбранных удлинений лопаток можно использовать статисти-ческие зависимости подобного рода, рассмотренные в (16). Пример такой зависимости иллюстрирует рис. 7.2, на котором точкам 1-4 соответствуют значения m и (Dcр/ lл)  для лопаток СА и РК 1-ой и 2-ой ступеней силовой турбины. Эти значения приведены также в таблице 7.6. Как видно, полученные результаты хорошо согласуются с данными, накопленными и обобщенными практикой газотурбостроения и авиадвигателестроения в отношении оптимальных удлинений. Также из опыта проектирования турбинных ступеней известно, что для первой ступени желательно иметь D 8... 10, в то время как для последних – D 3.5..4. Это в свою очередь указывает на то, что полученные для спроектированной СТ значения веерности лопаток можно признать оптимальными.

Таблица 7.6

Значения удлинения и веерности для лопаток ступеней СТ

Название величины

  Сопловой

аппарат

      Рабочее

колесо

1-я ступень

2-я ступень

1-я ступень

2-я ступень

(Dcр/ lл)

6.34

4.30

6.04

4.14

lл/bл

1.64

2.29

2.60

2.43

7.3 Общее описание конструкции силовой турбины

Силовая турбина - осевая, двухступенчатая; работает на перепаде давления и температуры газов за газогенератором, предназначена для привода нагнетателя ГПА.

СТ состоит из корпуса, обоймы силовой турбины, промежуточных вставок, ротора, дефлекторного диска, концевой части, рабочих и сопловых лопаток.

Ротор СТ с газогенератором имеет только газодинамическую связь. Ротор силовой турбины сборно – дисковый и состоит из трех дисков турбины с рабочими лопатками, концевой части и дефлекторного диска. Ротор трехдисковый, диски выполнены из стали ЭИ698. Концевая часть из стали Р2МА. Рабочие лопатки СТ имеют закрученный профиль. На вершинах лопаток выполнены утонения. Хвостовик елочного типа. Материал лопаток ЭИ607А  

Гребни дисков и хвостовики рабочих лопаток охлаждаются воздухом низкого давления. Охлаждающий воздух из камеры уплотнения среднего подшипника поступает по прямоугольным пазам, выполненным в цилиндрическом бурте хвостовика 1-ой ступени, в полость между полотном диска 2-ой ступени и дефлекторным диском, откуда через пазы под полками лопаток поступает в зазоры замковых соединений.

С передней стороны ротора выполнена шейка опорного вкладыша, расточки под масляное и воздушные уплотнения среднего подшипника.

На боковой поверхности дефлекторного диска и цилиндрической поверхности хвостовика выполнены проточки в форме “ласточкиного хвоста” для крепления уравновешивающий грузов при балансировке ротора.

Корпус силовой турбины выполнен сварным из стали 12МХ с горизонтальным разъемом, что позволяет проводить ремонтные работы силовой турбины в условиях компрессорной станции.

Сопловые лопатки второй и третьей ступеней СТ набираются в тонкосъемные сегменты с Г – образными пазами. На каждом сегменте крепится 5 направляющих лопаток. Сегменты закреплены в обойме Г – образными хвостовиками. Сегменты изготовлены из жаропрочных марок сталей: 12Х18Н9Т (12Х18Н10Т). Сопловой аппарат первой ступени выполнен охлаждаемым. Охлаждающий воздух низкого давления подается из корпуса среднего подшипника, предварительно охладив его, а затем выпускается в проточную часть через отверстия в кромке лопаток.

Между ступицей дефлекторного диска ротора СТ и диафрагмой установлено лабиринтовое уплотнение, состоящее из шести сегментов, прижимаемых пружинами. От надежности этого уплотнения зависит гарантированная подача воздуха на охлаждение ротора ТНД. Поэтому работа агрегата при зазоре более 0,8 мм в этих уплотнениях недопустима.

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

8.1.Введение

Рассматриваемая газотурбинная установка является приводом нагнетателя природного газа и устанавливается на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Компрессорная станция магистрального газопровода является комплексом сооружений, обеспечивающих транспортировку, очистку и охлаждение газа.

 Проектирование и монтаж компрессорных станций осуществляется  на специально выбранных площадках, что должно обеспечить безопасность работы агрегата и соблюдение санитарно-технических норм. Расположение площадки КС по отношению к розе ветров осуществляется таким образом, чтобы эрозионные вещества не попадали на КС и в тоже время выбросы КС не попадали на населенные пункты. Поверхностный почвенный слой должен быть твердым. Площадка КС должна находится на таком расстоянии, которое обеспечивает допустимый уровень шума в жилой зоне (5-7км).

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 (17) можно выделить на КС следующие опасные и вредные факторы:

- Химические (турбинное масло, как легковоспламеняющееся и разъедающее кожу жидкость);

- Физические (вращающиеся и грузоподъемные механизмы, высокая температура и давление воздуха, масла, газа при работе ГТУ; шум и вибрация; электрический ток, высокое давление газа в трубопроводе);

- Психофизиологические (перенапряжение анализаторов, статические и динамические нагрузки).

Все эти факторы видны при работе сменного персонала при обслуживании агрегатов, а также при плановых и аварийных работах проводимых на КС.

8.2. Безопасность проекта

8.2.1. Состояние воздуха рабочей зоны

На здоровье человека существенное влияние оказывают микроклиматические условия производственной среды, которые складываются из температуры окружающего воздуха, его влажности, скорости движения и излучений от нагретых предметов. Все работающие на производстве, примерно треть времени находятся во взаимосвязи с производственной средой.

Параметры микроклимата в машзале необходимо поддерживать по      СанПиН 2.2.4.548- 96 (18), соответствующие категории работ – I Iа:

- интенсивность энергозатрат 630...840 кДж/ч;

- облучаемая поверхность не более 25 %;

- интенсивность теплового облучения 100 Вт/м2.                                                                       Для холодного времени года:                

- температура воздуха 19...21 0С;         

- температура поверхностей 18...200С;

- влажность 40...60%;

- скорость движения воздуха 0.2 м/с.

Для теплого времени года:

- температура воздуха 21...23 0С;         

- температура поверхностей 20...230С;

- влажность 40...60%;

- скорость движения воздуха 0.3 м/с.

На входе в компрессорный цех организуется тепловая завеса, которая перекрывает поток наружного холодного воздуха при открытых дверях и способствует поддерживанию микроклимата в помещении. Летом микроклимат поддерживается при помощи естественной и искусственной вентиляции, зимой - обогревом помещения с помощью калориферов и за счет утилизации теплоты уходящих газов.

8.2.2. Освещенность

Проект предусматривает, согласно СНиП 23-05-95 (19) применение двух видов освещения: искусственного и естественного. В здании, где устанавливаются турбины, предусматривается естественное освещение, обеспечивающее достаточную освещённость через оконные проёмы дневным светом. Оконные проёмы предусмотрены с увеличенной площадью остекления (на 25%), чтобы предотвратить разрушение здания на случай взрыва.

Величина искусственного освещения на рабочих местах принята: для основных и вспомогательных помещений без постоянного дежурного персонала – 75лк при газоразрядных лампах, а при лампах накаливания – 30лк.

В компрессорном цехе предусматривается рабочее, аварийное и ремонтное освещение.

Напряжение питания рабочего освещения во всех основных производственных помещениях осуществляется от двух независимых источников питания, на одном из которых постоянно будет напряжение. Кроме того, в помещениях  КЦ предусмотрено аварийное освещение от аккумуляторной батареи.

Для внутреннего освещения помещений с нормальной средой применяются светильники с люминесцентными лампами, во взрывоопасных помещениях приняты светильники во взрывоопасном исполнении. Для наружного освещения приняты прожекторы ПЗД–700 с ртутными лампами 700 Вт, установленные на площадках молниеотводов или прожекторных мачтах. Управление наружным освещением осуществляется из помещения операторной.

8.2.3. Уровни шума

Шум в машзале бывает аэродинамического и механического характера. Механические шумы создаются за счёт соударения различных деталей турбины (например, шум в подшипниках). Аэродинамический шум создаётся высокоскоростными потоками рабочего тела.

Основным источником шума являются всасывающий патрубок ОК, промежуточный и выхлопной патрубок турбины, пульсация факела в КС. По ГОСТ 12.1.003-83*(22) допустимый уровень шума на постоянных рабочих местах 80 дБА.

По ГОСТ 12.1.029-80* (21) для подавления шума применяются различные глушители: активные, реактивные и комбинированные (всасывающий и выхлопной патрубок). При этом широко используются шумопоглощающие материалы при строительстве зданий и сооружений и создание преград на пути звуковых волн. Наиболее простой и дешевый способ снижения – установка звукопоглощающих корпусов съемных и разборных. Кожухи изготавливаются из металла (иногда в них делается перфорация). Внутренняя часть кожуха облицовывается звукопоглощающими материалами.

Инфразвук – область акустических колебаний с частотой ниже 16…20 Гц. Наиболее характерным и широко распространенным источником низкоакустических колебаний являются компрессоры. Шум компрессорных цехов является низкочастотным с преобладанием инфразвука. При воздействии инфразвука на организм уровнем 110 – 150 дБ могут возникать неприятные субъективные ощущения и многочисленные реактивные изменения: нарушения в центральной нервной системе, сердечно – сосудистой и дыхательной системах. Отмечают жалобы на головные боли, головокружение, осязаемые движения в барабанных перепонках, снижения внимания и др. Гигиеническая регламентация инфразвука на рабочих местах производится по СН-2274–80 (22).     

К основным мероприятиям по борьбе с инфразвуком можно отнести:

- повышение быстроходности машин, что обеспечивает перевод максимума излучения в область слышимых частот;

- повышение жесткости конструкций больших размеров;

- устранение низкочастотных вибраций;

- установка глушителей реактивного типа, в основном резонансных и камерных.

8.2.4. Уровни вибрации

Газотурбинный агрегат вызывает вибрацию.  Вибрация оказывает вредное воздействие на работу центральной нервной системы и анализаторов, длительное воздействие приводит к возникновению вибрационной болезни обслуживающего персонала. При повышенной вибрации возможны задевания ротора о статорные детали. При значительных задеваниях может произойти разрушение лопаточного аппарата, что является тяжелой аварийной ситуацией.

Вибрация агрегата, особенно низкочастотная, может привести к разрушению элементов фундамента. Для защиты человека установлены предельно допустимые нормы вибрации по ГОСТ 12.1.012–90. (23).

Допустимые значения вибрации при средней геометрической частоте полосы 63 Гц составляет:

- по виброускорению - 0.145 м/сек2 ;

- по виброскорости - 0.12 м/с, что в соответствии с ГОСТ соответствует общей вибрации категории 3а.

Категория 3а – технологическая вибрация, воздействующая на оператора на рабочих местах стационарных машин или передающиеся на рабочие места, не имеющие источников вибрации.

Вибробезопасные условия труда могут быть обеспечены:

- правильно сконструированным фундаментом;

- тщательной центровкой ротора;

- балансировкой роторов;

- правильно сконструированными опорами;

- поддержанием в условиях эксплуатации того состояния машин, которое обеспечивает нормы вибрации.

Вибрация конструкций контролируются вибродатчиками.

8.2.5. Электробезопасность

Машзал по степени опасности поражения персонала электрическим током относится по ГОСТ 12.1.019-79*(24) к помещениям с условиями особой опасности поражения. Эти помещения характеризуются наличием следующих условий:

- токопроводящих полов;

- возможность одновременного прикосновения человека с имеющими соединение с землей металлоконструкциями здания, технологическими аппаратами, механизмами с одной стороны и металлическим корпусом оборудования с другой стороны.

Источниками электроэнергии на КС являются:

- высоковольтные подстанции энергетических систем, расположенных в районе КС;

- малые электростанции собственных нужд, приводом электрогенератора на которых является один из ГПА или специальная энергетическая ГТУ;

- аварийные аккумуляторы.

Мероприятия по устранению электротравматизма:

- все электродвигатели должны быть во взрывобезопасном исполнении и должны иметь заземление;

- все электрооборудование должно иметь заземление с сопротивлением  не более Rз=4 Ом  по ГОСТ 12.1.030 -81 (25) при межфазном напряжении     380 В, электрооборудование присоединено к общему контуру заземления;

- токоведущие части и провода должны быть надежно изолированы.                             В металлических емкостях, на токопроводящих полах и поверхностях разрешено применять безопасные лампы только заводского изготовления с защитной сеткой и с напряжением не выше 12В по ПУЭ-87(26). В машзале предусмотрены специальная проводка и розетки с плоскими контактами.

На всех КС имеются устройства молниезащиты зданий и сооружений по РД 34.21.122 - 87 (27). Для взрывоопасных помещений молниезащита выполняется по II – категории;  для пожароопасных помещений по III – категории. Молниеотводы устанавливаются:

- на верхней точке выхлопной трубы каждого агрегата;

- на осветительной мачте АВО газа;

- на узле подключения (устанавливаются молниеотводы М3 на каждой свече);

- на узлах стравливания газа из общецехового контура (свечах);

- на прожекторных мачтах освещения территории компрессорного цеха.

Молниезащита установки подготовки газа осуществляется отдельным молниеотводом М3.

     

8.2.6. Энергетические воздействия

К энергетическому воздействию можно отнести выделение большого количества тепловой энергии в окружающую среду. Важную роль в снижении тепловыделений играет теплоизоляция. Все теплотехническое оборудование покрыто изоляцией, которая не должна отслаиваться от металла. По ГОСТ 12.1.005 – 88 (28)  изоляция должна иметь температуру поверхности, не превышающую 45 С. Для снижения перепада температур на корпусе ГТУ и других деталей, подверженных нагреву, используется система охлаждения корпусных деталей воздухом, отбираемым из компрессора. Отбираемый воздух используется для охлаждения турбины, выходного патрубка, а количество отбираемого воздуха определяется таким образом, чтобы микроклимат в машзале соответствовал СанПиН 2.2.4.548-96(18).

8.3. Экологичность проекта

Компрессорная станция является источником шумового, теплового и химического загрязнения окружающей среды. В целях борьбы с этими явлениями применяются звуко- и теплоизоляция, утилизация тепла уходящих газов.

Развитие и расширяющееся применение ГТУ сопровождается как возрастанием потребления топлива и атмосферного кислорода, так и увеличением масштабов загрязнения атмосферы выхлопными газами. Газы представляют собой смесь продуктов сгорания с избыточным воздухом. Продукты сгорания, применяемых в ГТУ топлив, могут содержать:

- продукты полного сгорания компонентов топлива (СО2, Н2О, SO2, SO3);

- продукты неполного сгорания топлива (свободный углерод – сажа, СО2, -различные углеводороды СxН4);

- окислы азота (NO и NO2);

- золовые частицы.

Наиболее реальную угрозу представляют окислы азота. Поэтому сжигание топлива без образования окислов азота – важнейшая задача. Для уменьшения выбросов окислов азота необходимо соблюдать оптимальный режим горения в камере сгорания, а также увеличивать скорость прохождения через зону горения.

В настоящее время углекислый газ и водяные пары не считаются загрязнителями, хотя в будущем отношение к ним может измениться, так как повышение содержания их в атмосфере может повлиять на её температуру и, следовательно, изменить климатические условия. Другие компонентов продуктов сгорания либо обуславливают дымление, либо являются токсичными. Дымление и загрязнение атмосферы приводят к уменьшению солнечной радиации, попадающей на землю и ухудшения видимости в результате поглощения и рассеивания света взвешенными в воздухе частицами.

    Для уменьшения локальных нарушений микроклимата тепло должно рассеиваться в слоях атмосферы, удалённых от поверхности земли с помощью дымовых труб. Расчёт этих труб ведут обычно не из условий рассеивания тепла, а из условий рассеивания в атмосфере токсичных продуктов выходящих газов.

Для работы газоперекачивающих агрегатов необходимо большое количество масла. Масло нужно для смазки трущихся поверхностей, гидравлических САР и в систмы уплотнения “масло-газ”. Большой вред наносят утечки масла, после которых масло может попасть в водные источники, в почву и тем самым загрязнить их. Поэтому для защиты водных источников и почвы от утечек масла одновременно проводят профилактические работы по осмотру и ремонту систем смазки ГПА.

Также для защиты от загрязнения водных источников и почвы предусматривается следующие мероприятия:

- запрещен спуск в канализацию токсичных веществ, кислот, щелочей, масел даже в аварийных ситуациях. Для слива этих продуктов предусмотрены специальные емкости;

- промышленные сточные воды, содержащие токсичные вещества перед их спуском в водоемы проходят систему очистки и нейтрализации;

- запрещено складирование ГСМ в непредусмотренных для этого местах;

- запрещены разливы ГСМ для предотвращения загрязнения почвы.

8.4. Чрезвычайные ситуации

8.4.1. Возможные чрезвычайные ситуации на КС

С целью осуществления контроля за соблюдением мер безопасности, оценки по предупреждению и ликвидации ЧС на КС разрабатывается декларация промышленной безопасности (согласно закону о промышленной безопасности). Для сведения к минимуму вероятности чрезвычайных ситуаций необходимо проводить диагностику и прогнозирование аварийных ситуаций с помощью АСУП.

На компрессорной станции возможно возникновение следующих аварийных ситуаций:

- резкое падение давления газа на входе в КС;

- резкое падение давления газа на выходе  КС;

- разрыв газопровода и утечка газа на территории КС или узла подключения;

- пожар в технологических установках и на коммуникациях КС;

- пожар в машинном зале;

- пожар в галерее нагнетателей.

8.4.2. Анализ сценариев развития чрезвычайных ситуаций

Повреждение или разрыв газопровода на территории КЦ или вне её, разрушение оборудования вследствие воздействия каких-либо внешних или внутренних физических факторов.

Отказ какой-либо САР, системы защиты, нарушение нормального их функционирования (например, из-за короткого замыкания или скачка напряжения в электрической сети).

Это может произойти из-за невозможности физически обеспечить нормальное функционирование систем обслуживающим персоналом как по их вине или халатности, так и в следствие брака в монтаже, наладке, ремонте, настройке САР и других систем ГТУ.

Разрыв трубопроводов, неплотность фланцевых соединений и, как следствие, утечка газа, масла, что представляет собой потенциальную опасность взрыва, пожара. Это как следствие нарушение нормальной работы систем агрегата по всем перечисленным выше группам причин или вследствие износа и старения оборудования и вынужденная работа систем и оборудования на критических режимах, а именно: работа на нерасчетных, повышенных температурах и давлениях рабочих сред, высокой вибрации, искрообразования, короткого замыкания и так далее.

Исходя из этого, можно сделать вывод о необходимости:

- поддержание высокого уровня работоспособности всех систем и всего  оборудования агрегата;

- дублирование их работы и повышение уровня техники безопасности  обслуживающего персонала;

- постоянного контроля правильности действий персонала, проверки уровня знаний и повышения квалификации.

8.4.3. Защита населения и работающего персонала

Защита населения организуется в целях максимального ослабления воздействия поражающих факторов в случае возникновения крупных поражающих аварий.

На КС главным фактором защиты населения является удаленность ее не менее одного километра от ближайшего населенного пункта.

К основным видам защиты относятся:

- своевременное оповещение людей об угрозе:

- эвакуация населения;

- защитные укрытия;

- использование средств индивидуальной защиты.

Эффективность защиты достигается следующими способами:

- подготовка населения:

- созданием и подготовкой невоенизированных  спецформирований;

- постоянным наблюдением за внешней средой;

- медицинским обследованием и своевременным оказанием медицинской помощи при заражении или заболевании;

- постоянным химическим контролем и дозиметрией.

    

8.4.4. Структура органов ГО и ЧС

Органами управления по делам ГО и ЧС являются:

- на федеральном уровне – Министерство Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий (МЧС);

- на региональном уровне - региональные центры;

- на территориальном и местном уровнях – органы управления по делам ГО и ЧС, создаваемые при органах исполнительной власти субъектов РФ и при органах местного самоуправления;

- на объектовом уровне - отделы (секторы или специально назначенные лица) по делам ГО и ЧС.

  Во время ЧС управление компрессорной станцией осуществляет комиссия по ЧС, рабочим органом которой является отдел по делам ГО и ЧС. Данная комиссия находится под управлением  начальника КС. Она обеспечивает эвакуацию людей из зоны аварии, четкую работу служб станции, взаимодействие с подразделениями пожарной охраны, спасательными отрядами и воинскими подразделениями.

8.5. Пожарная безопасность

Пожарная безопасность предусматривает обеспечение безопасности людей и сохранения материальных ценностей предприятия на всех стадиях его жизненного цикла.

Основными системами пожарной безопасности являются системы предотвращения пожара и противопожарной защиты, включая организационно-технические мероприятия.

В соответствии с противопожарными нормами НПБ-105-95 (29) помещения КС можно разделить на следующие категории взрывоопасности:

- категория А - галерея нагнетателей – взрывопожароопасное помещение, так как в результате неисправностей может образоваться взрывоопасная смесь горючих газов с воздухом в большом объёме, при воспламенении которой развивается расчетное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа;

- категория B - помещение главного щита управления;

- категория Г - машинный зал – производство, где имеются горючие газы(СН4), используемые в виде топлива.

В соответствии с ПУЭ-87 (26) помещения КС можно разделить на следующие классы взрывоопасности:

- зона класса В-1а – галерея нагнетателей. При нормальной эксплуатации, взрывоопасной смеси горючих газов не образуется, а возможны только в результате аварии или неисправности;

- зона класса В-1г – машзал. При нормальной эксплуатации, взрывоопасной смеси горючих газов не образуется, а возможны только в результате аварии или неисправности.                                                                                                        

Для предпрятий транспорта газа характерны наличия большого количества горючих газов в магистральных газопроводах, высокое давление в трубопроводах, наличие большого количества ГСМ (турбинного масла).

В компрессорном цехе должно иметься в наличии необходимое количество средств пожаротушения по ППБ-93(30):

1) Огнетушитель химической пены ОП-3 или ОП-5               2 шт.  

2) Огнетушитель углекислотный ОУ-5                                     2 шт.

3) Ящик с песком на 0.5м 3                                         1 шт.

4) Лопата железная                                                            2 шт.

5) Топор                                                                   1 шт.

6) Багор                                                                     1 шт.

7) Ведро                                                                     1 шт.

Внутри помещения устанавливаются пожарные краны из расчета один кран на 150 м 2. Размещаются они на высоте 1.5 м от пола.

Успех ликвидации пожара на производстве зависит прежде всего от быстроты оповещения о его начале. Поэтому цехи, склады и административные помещения оборудуют пожарной сигнализацией. Пожарная сигнализация может быть электрическая и автоматическая. Электрическая сигнализация состоит из извещателей, которые установлены на видных местах в производственных помещениях, а также и вне их, для того чтобы возникший вблизи пожар не мог препятствовать подходу к извещателю. В автоматической пожарной сигнализации используют датчики, реагирующие на повышение температуры до определенного уровня, на излучение открытого пламени, дым. Применение того или иного извещателя определяется характером возможного пожара, контролируемой площадью, условиями производства. Технологическая, предупредительная, аварийные сигнализации и необходимые для контроля приборы вынесены на щит управления.

Предусмотрены пути эвакуации, согласно плану эвакуации, утвержденному начальником газокомпрессорной станции и который находится в каждом помещении на видном месте.

9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

9.1. Расчет себестоимости производства газотурбинного двигателя

9.1.1. Стоимость материальных затрат

Расчет себестоимости производства газотурбинного двигателя производим по методике (11).

Черный вес газотурбинного двигателя

 Gчерн = G/ψ = 4/0.45 = 8.889 т,                                                                (9.1)

где G = 4 т - чистый вес ГТД;

       ψ  = 0.45 - коэффициент использования металла.

Стоимость основных материалов рассчитывается по данным завода - изготовителя ( НПО “Сатурн” им. А. М. Люльки )

SМ = ∑ (Ц ст i . Gчернi ) ,                                                                               (9.2)

где Ц ст i цена  i – го материала, используемого в производстве агрегата, руб.;

Gчернi – доля данного материала в общем весе турбоагрегата, т.

В таблице 9.1 представлена структура основных материалов в черном весе турбоагрегата и стоимость данных материалов.

                                                                                       Таблица 9.1  

Структура основных материалов в черном весе турбоагрегата

Наименование материала

Стоимость, руб./т

%

Вес, кг

Стоимость, руб.

1

2

3

4

5

Титановые сплавы

122456.8

15.6

1386.7

169808.9

Никелевые сплавы

97546.4

12.2

1084.5

105785.0

Алюминиевые сплавы

76459.1

47.6

4231.2

323511.0

Цветной металл

28825.1

2.3

204.4

5893.2

Поковки стальные легированные

12445.2

6.8

604.5

7522.5

Поковки стальные нержавеющие

63763.6

5

444.5

28339.7

Заготовки лопаток

80684.3

9.5

844.5

68134.3

Сталь сортовая легированная

15985.2

1

88.9

1420.9

Всего:

-

100

8889.0

710415.5

Черный вес турбоагрегата    Gчерн = 8.889 т.

Общая стоимость металла     Sм = 710415.5 руб.

9.1.2. Расчет стоимости реализуемых отходов

Стоимость реализуемых отходов определяем по формуле                                                        Sотх = Gотх. ki . Sм / Gчерн = 4.889 . 0.1 . 710415.5/8.889 = 39073.3 руб,          (9.3)

где ki = 0.1 – коэффициент, учитывающий отношение стоимости возвратных отходов к стои-мости основных материалов;  

     Sм – стоимость основных материалов, руб.;

     Gчерн - черный вес турбоагрегата, т.

Вес отходов находим по выражению                                                                                                 Gотх = Gчерн - Gчист = 8.889 – 4 = 4.889 т.                                                       (9.4)                  

9.1.3. Расчет производственной заработной платы

Величина производственной заработной платы рассчитывается по выражению

Sзп = kр . Т0 . Рср = 1.05 . 57600 . 11.58 = 700358.4 руб,                                  (9.5)                       

где kр = 1.05 – районный коэффициент;

     Т0 = 16000 кВт * 3.6 нчас/кВт = 57600 нчас – трудоемкость изготовления турбины;

     Рср = 11.58 руб/нчас – средняя часовая тарифная ставка.

9.1.4. Расчет дополнительной заработной платы и отчислений с заработной платы, поступающих в органы соцобеспечения

Величина дополнительной заработной платы рассчитывается по выражению

Sдоп = Sзп . ηдоп = 700358.4 . 0.35 =  245125.4 руб,                                          (9.6)

где ηдоп – коэффициент дополнительной заработной платы.  

Коэффициент дополнительной заработной платы находится по формуле

ηдоп =  ηотп + ηпр = 0.1+0.25 = 0.35,                                                                 (9.7)

где ηотп  – коэффициент дополнительной заработной платы, связанный с выплатой отпускных;

      ηпр = 0.25 – коэффициент прочих доплат (по заводским данным).

Коэффициент дополнительной заработной платы, связанный с выплатой отпускных, определяем по формуле

ηотп = τотп / τраб = 24/240 = 0.1,                                                                       (9.8)

где  τотп – время отпуска; τотп = 24 дней (НПО “Сатурн”);

      τраб – количество рабочих дней в году; τраб = 240 дней/год.

Величину отчислений на социальные нужды находим по выражению

Sотч = 0.356. (Sзп + Sдоп) = 0.356 . (700358.4+245125.4) = 336592.2 руб.     (9.9)

9.1.5. Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования и расчет общецеховых и заводских расходов

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, относящиеся на себестоимость агрегата, определяем по формуле

Sэкспл = Sэксплцех . Sзп / Sзпцех = 45324.0 . 700358.4/682441.2 = 46514.0 руб, (9.10)

где Sэкспл – расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, относящиеся на себестоимость агрегата;

      Sэксплцех – расходы на содержание и эксплуатацию оборудования в целом по цеху;

      Sзпцех – общецеховая основная заработная плата за отчетный период.

Стоимость обтирочно – смазочных материалов в расчете на одного производственного рабочего вычисляем по выражению

Sсм = kсм . kинф . Т0 / τраб = 240 . 6.295 . 57600/1920 = 45324.0 руб,               (9.11)

где kсм = 240  руб/год (в ценах 1994 года);

     kинф = 6.295 – инфляционный коэффициент;

     Т0 = 57600 нчас – трудоемкость изготовления турбины;

     τраб = 240 дней/год – количество рабочих дней в году;                                     

     τраб = 240 . 8 = 1920 нчас/год – количество рабочих часов в году.

Основная заработная плата вспомогательных рабочих рассчитывается по следующей формуле

Sзпвспом = kр . nв . τизг. S1.kт ср = 1.05 . 135 . 320 . 8.85 . 1.7 = 682441.2 руб,    (9.12)

где kр = 1.05 – районный коэффициент;

      nв   – количество вспомогательных рабочих (для НПО “Сатурн”);

      τизг = 320 нчас = 2 мес. – календарное время изготовления агрегата;

      S1 = 8.85 руб/нчас – часовая тарифная ставка рабочих пятого разряда по тарифной сетке;

      kт ср = 1.7 – средний тарифный коэффициент для вспомогательных рабочих;

Число основных производственных рабочих определяется по выражению

n0 = T0/( τизг. мес) = 57600/(2.160) = 180,                                                     (9.13)

где Т0 = 57600 нчас – трудоемкость изготовления турбины;

      τизг = 2 мес. – календарное время изготовления агрегата;

      мес = 1920/12 = 160 нчас/мес. – месячный фонд времени одного производственного рабочего.

Число вспомогательных рабочих находим по выражению

nв = (nв/ n0). n0 = 0.75 .180 = 135,                                                                 (9.14)

где отношение nв/ n0 для НПО “Сатурн” составляет 0.75.

Общецеховые и заводские расходы рассчитываются по формуле

Sцех + Sобщ = kобщ. Sзп = 2.25 . 700358.4 = 1575806.4 руб,                          (9.15)

где  kобщ = 2.25   (для НПО “Сатурн”).

9.1.6. Расчет расходов по освоению изделия и на специальную технологическую оснастку

Величина расходов по освоению агрегата, приходящихся на его себестоимость, рассчитывается по выражению

Sосв = ( Sзппр + Sдоп пр + Sотчпр + Sобщпр ) / nизд =                                              (9.16)

= (2964203.4 + 1037471.2 + 1424596.2 + 6521247.5)/20 =597375.9 руб,

где Sзппр – основная зарплата инженеров – конструкторов;

     Sдоп пр – дополнительная зарплата инженеров – конструкторов;

     Sотчпр – отчисления на социальные нужды;

     Sобщпр – накладные расходы конструкторского бюро;

     nизд – количество изделий, предполагаемых выпустить в ближайшие два года.

Величина основной заработной платы рассчитывается по выражению

Sзппр = kр. Тпр . ρсрпр = 1.05 . 152928 . 18.46 = 2964203.4 руб,                     (9.17)

где Тпр = 2.655 . Т0 = 2.655 . 57600 = 152928 нчас – трудоемкость проектирования ГТД;

         ρсрпр = 18.46 – средняя почасовая ставка оплаты труда инженеров – конструкторов;

      kр = 1.05 – районный коэффициент.

Величина дополнительной заработной платы находится по выражению                        Sдоп пр = Sзппр . ηдоп = 2964203.4 . 0.35 =  1037471.2 руб.                           (9.18)

Величину отчислений на социальные нужды находим по выражению

Sотчпр = 0.356 . (Sзппр + Sдоп пр) = 0.356 . (2964203.4+1037471.2) =             (9.19)          = 1424596.2 руб.

Величину накладных расходов конструкторского бюро определяем по выражению

Sобщпр = (Sобщк б/  Sзп кбобщ) .  Sзппр = 2.2 . Sзппр = 2.2 . 2964203.4 =               (9.20)                                           = 6521247.5 руб,

где Sзппр - величина основной заработной платы;

     Sобщк б – общие расходы конструкторского бюро;

     Sзп кбобщ – общая основная зарплата инженеров – конструкторов;

     отношение Sобщк б/  Sзп кбобщ  для НПО “Сатурн” составляет 2.2.

Расчет расходов на специальную технологическую оснастку производим по следующей формуле

Sспец = 1.9 . Sзп = 1.9 . 700358.4  = 1330681.0 руб,                                     (9.21)       

где 1.9 – коэффициент, учитывающий затраты на ремонт.

9.1.7. Расчет заводской себестоимости и полной себестоимости агрегата

Заводская (производственная) себестоимость агрегата представляет собой сумму всех расходов, рассчитываемых в соответствии с пунктами 1.1 – 1.6, за вычетом стоимости возвратных отходов

Sзав = SмSотх + Sзп + Sдоп + Sотч + Sэкспл + Sцех + Sобщ + Sосв + Sспец =       (9.22)

= 710415.5 - 39073.3 + 700358.4 + 245125.4 + 336592.2 + 46514.0 + 1575806.4 + 597375.9 + 1330681.0 = 5503795.5 руб.

Полная себестоимость газотурбинного двигателя рассчитывается как сумма заводской себестоимости и внепроизводственных (в том числе коммерческих) расходов

S = Sзав + Sвн = 5503795.5 + 630322.6 = 6134118.1 руб.                            (9.23)

где Sвн – внепроизводственные расходы.

Определяем величину внепроизводственных расходов по следующему выражению

Sвн = kвн . Sзп = 0.9 . 700358.4 = 630322.6 руб,                                            (9.24)

где kвн – коэффициент, который для НПО “Сатурн” составляет 0.9.

10. ВОПРОСЫ СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА ПРОДУКЦИИ

В целях обеспечения стандартизации и унификации сборочных работ применяют сходные по трудоемкости, материалам, инструментам, деталям процессы. Кроме сокращения выполняемых работ по сборке, типизация позволяет сократить объем разрабатываемой документации.

При работах по монтажу турбоагрегатов и их сборке в заводских условиях используются калибровочные валы, которые позволяют провести метрологические измерения. Турбина оснащена необходимым количеством замеров.

Для проверки качества продукции установка проходит контроль ОТК, контрольные операции по проверке качества сборки агрегата осуществляется непосредственно перед приемо-сдаточными испытаниями. Приемо-сдаточные операции согласно ГОСТ 29690-78 проводятся на предприятии. При этом проверяется качество изготовления и сборки, правильность работы отдельных сборочных узлов и их взаимодействие, мощность, КПД ГТУ.

После окончания монтажа ГТУ на КС проводятся эксплуатационные испытания, при которых осуществляется приемка ГТУ заказчиком, проверка качества монтажа и правильность настройки систем регулирования и защиты. Длительность работы ГТУ гарантируют при испытаниях под нагрузкой.

После испытаний весь агрегат в собранном виде подвергают консервации и упаковке, обеспечивающих его длительное хранение у заказчика. Гарантийный срок хранения 12 месяцев.

В соответствии с ГОСТ 17140-84 ГТУ должны выполняться по схеме открытого цикла с независимой силовой турбиной с регенерацией или без регенерации тепла выхлопных газов. Номинальные значения основных параметров ГТУ должны соответствовать параметрам, представленным в таблице 11.1.

                                                                                         

           Таблица 10.1

Номинальные значения основных параметров ГТУ

Мощность, МВт

(при номинальных условиях)

КПД

(при номи-

нальных

условиях)

КПД

(для стан-

ции)

Удельная

масса

% (не менее)

нее)

6,3

25

24

7

10,0

28

27

5,6

16,0

29

28

3,8

25,0

29

28

3,6

40,0

30

29

Для вновь проектируемой ГТУ (с новой проточной частью) КПД должен быть не менее, чем на 2 процента выше, указанных в таблице 10.1.

Допускается повышение номинальных мощностей ГТУ в результате конструкторских или технологических усовершенствований при условии подтверждения соответствующими испытаниями возможностей надежной эксплуатации с повышенной мощностью.

По ГОСТ 21199-82 ГТУ должны надежно работать с мощностью на 20% выше номинальной при любых погодных условиях без повышения номинальной температуры газа перед турбиной.

Блочная конструкция ГТУ позволяет обеспечить взаимозаменяемость сборочных единиц и деталей и их централизованный ремонт.

При оформлении графической документации и пояснительной записки использовались следующие стандарты:

- СТП УПИ 1-96 Общие требования и правила оформления дипломных проектов и курсовых работ;

- ГОСТ 2.101-68 Виды изделий;

- ГОСТ 2.102101 - 68 Виды и комплектность конструкторских документов;

- ГОСТ 2.301 - 68 Форматы;

- ГОСТ 2.302 - 68 Масштабы;

- ГОСТ 2.303 - 68 Линии;

- ГОСТ 2 304 - 68 Шрифты чертежные;

- ГОСТ 2.305 - 68 Изображения, виды, разрезы, сечения;

- ГОСТ 2.307 - 68 Нанесение размеров и предельных отклонений;

- ГОСТ 2.311 - 68 Резьбы;

- ГОСТ 2.401 - 68 Пружины.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящем дипломном проекте разработан вариант газоперекачивающего агрегата мощностью 16 МВт. В качестве привода спроектирован трехвальный газотурбинный двигатель на базе АЛ-31 СТ со следующими техническими характеристиками:

- эффективная мощность                                                    Nе= 16 МВт;

- эффективный КПД                                                            hе = 33 % (не менее);

- температура продуктов сгорания перед ТВД                 Тг = 1443 К;

- расчетная температура наружного воздуха                    Тв = 288 К;

- частота вращения вала СТ                                                nст = 6500 об/мин.

В дипломном проекте особое внимание было уделено расчету и проектированию двухступенчатой силовой турбины на подшипниках скольжения. Значения характерных газодинамических и конструктивных параметров ступеней, полученных при расчетах, были подтверждены (сточки зрения оптимальности) при анализе ряда экспериментальных зависимостей и данных, полученных и обобщенных практикой эксплуатации газотурбинных двигателей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Арсеньев А. В., Тырышкин В. Г. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет. -Л.: Машиностроение, 1978. - 232с.

2. Газодинамический расчет многоступенчатой газовой турбины: Методические указания к курсовому проектированию - Екатеринбург, 1994. -31 с.

3. Газоперекачивающий агрегат мощностью 16000 кВт. Техническое описание.

4. Копелев С.З. Проектирование проточной части турбин авиационных двигателей. - М.: Машиностроение, 1984. - 224с.

5. КостюкА.Г, ШерстюкА.Н. Газотурбинные установки. - М.: Высшая школа, 1979. -254с.

6. Определение основных размеров ступени центробежного нагнетателя природного газа: Методические указания к курсовому проектированию. - Екатеринбург: УГТУ, 2000. - 22с.

7. Основы проектирования турбин авиадвигателей. Деревянко А.В., Журавлев В.А., Зикеев В.В. и др. / Под ред. Копелева С.З. – М.:Машинострое-ние, 1988. -328с.

8. Особенности конструкций одно- и двухступенчатых нагнетателей природного газа: Учебное пособие / Ревзин Б.С., Тарасов А.В.Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2000. - 102с.

9.Отт К.Ф. Основы технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом (ОТЭ) Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа – М.:ИРЦ Газпром, 1993, 68с.

10. Проскуряков Г.В. Приводные ГТУ и конвертированные ГТД для транспорта газа. - Екатеринбург: УГТУ, 1999. - 168с.

11. Расчет себестоимости паровых и газовых турбин: Методические указания по экомомическому обоснованию дипломных проектов / Ю.Г. Леконцева Ю. Г., Шилков В. И. - Екатеринбург: УГТУ, 1995. 16с.

12. Ревзин Б.С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. - М.:

Недра,1986. -215с.

13. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта природного газа. Справочное пособие -М.: Недра, 1991.-303с.

14. Справочник проектировщика. Защита от шума. Под ред. Е.Я. Юдина. М., Стройиздат, 1974. 134с.

15. Тепловой расчет схем приводных газотурбинных установок на номинальный и переменный режимы работы: Учебное пособие / Б.С.Ревзин,  А.В. Тарасов, В.М. Марковский. Екатеринбург: ГОУ УГТУ – УПИ, 2001. 61с.

16.Холщевников К.В., Емин О.Н., Митрохин В.Т. Теория и расчет авиационных лопаточных машин.- М.: Машиностроение, 1986.- 245с.

17.ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Государственные стандарты СССР ССБТ. Официальное издание. – М. : Издательство стандартов, 1984. – 18с.

18. СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. – М.: Информационно-издательский центр Госкомсанэпиднадзора России, 1996. –21с.

19. СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение. - М.: Министерство России,1995. - 35с.

20. ГОСТ 12.1.003-83* ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. -   М. : Издательство стандартов,1983 – 45с.

21. ГОСТ 12.1.029-80* ССБТ. Средства и методы защиты от шума. - М. : Стройиздат, 1978.– 50с.

22. СН-2274-80. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. -  М.: Стройиздат , 1980. - 139с.

23. ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная безопасность. - М.: Издательство стандартов, 1990 - 46с.

24. ГОСТ 12.1.019-79* ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.- М. : Издательство стандартов,1979 – 30с.

25. ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление. -     М. : Издательство стандартов,1982 – 9с.

26. ПУЭ Минэнерго СССР, - 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987-648с.

27. РД 34.21.122.-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-56с.

28. ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.- М.: Издательство стандартов, 1988 - 46с.

29. НПБ 105-95. Категории помещений по взрывопожарной и пожарной опасности. - М.: Главное управление государственной противопожарной службы МВД России, 1995. - 32с

30. ППБ-93. Правила пожарной безопасности. - М.: Главное управление государственной противопожарной службы МВД России, 1993. - 26с.

31. Voss Н. Тhе development оf а роwеr turbine fоr thе FТ8-55 gas turbinе еngine. Доклад фирмы МАН ГХХ. 1993. 10р.

32. Wilson J.М. Тrends in design аnd development оf mechanical drive роwеr turbines. Тurbomachinerу International, 1987, №2, 38-45р.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

9416. Субъекты правового обеспечения информационной безопасности 52 KB
  Тема №3: Субъекты правового обеспечения информационной безопасности. Понятие субъектов. Общая характеристика. РФ, субъекты РФ и муниципальные образования. Граждане и другие физические лица. Общественные объединения и коммерче...
9417. Система органов государственной власти, регулирующих информационную сферу 77.5 KB
  Тема №4: Система органов государственной власти, регулирующих информационную сферу. государственное управление в информационной сфере система и полномочия органов государственной власти (ОГВ), обеспечивающих право доступа к информации...
9418. Правовые режимы информационных ресурсов 74 KB
  Тема №5: Правовые режимы информационных ресурсов. Правовой режим. Понятие и виды охраноспособной информации Государственная тайна Служебная и профессиональная тайна Тайна частной жизни Коммерческая и банковская тайна...
9419. Правовое регулирование создания и применения информационных технологий 74 KB
  Тема №6. Правовое регулирование создания и применения информационных технологий. понятие и виды информационных технологий порядок создания информационных технологий применение информационных технологий государственными органами, ЮЛ...
9420. Правовое регулирование информационных систем 34 KB
  Тема №7: Правовое регулирование информационных систем. Понятие и виды информационных систем. Порядок разработки информационных систем. В соответствии со ст.2 закона об информации: Информационная система - совокупность содержащей...
9421. Особенности правового регулирования Интернета 53.5 KB
  Тема № 8. Особенности правового регулирования Интернета. общая характеристика Интернет как особой информационно-телекоммуникационной сети деятельность, осуществляемая посредством Интернета государственное регулирование Интернета в ...
9422. Правовое регулирование информационных ресурсов 44 KB
  Тема №9. Правовое регулирование информационных ресурсов. понятие и виды ИР. Порядок формирования ИР и предоставления информационных услуг государственные ИР государственное регулирование библиотечного дела государственн...
9423. Информационная безопасность (ИБ) 28.5 KB
  Информационная безопасность (ИБ). Жизненно важные интересы ИБ общества. Угрозы ИБ общества. Защита ИБ общества. ИБ - это защита экономических, социальных, международных и духовных ценностей с использованием информационных сред...
9424. Задачи пропедевтической клиники. Понятие о семиотике. Общий план обследования больного. Расспрос больного. Общий осмотр больного 30.57 KB
  Задачи пропедевтической клиники. Понятие о семиотике. Общий план обследования больного. Расспрос больного. Общий осмотр больного Внутренние болезни - область клинической медицины, изучающая этиологию, патогенез и клинические проявления болезни ...