Реферат по предмету "Транспорт"


Расширение Пунгинской ПХГ (подземного хранилища газа)

/>Содержание
Реферат
Введение
1. Исходные данные теплового расчета
1.1 Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим
1.2 Моделирование компрессора
2. Газодинамический расчет турбины
2.1 Предварительный расчет
2.2 Газодинамический расчет ступеней по среднему диаметру
2.3 Выбор и расчет законазакрутки для каждой из ступеней
3. Профилирование лопаток ТВД и ТНД
3.1 Расчет потерь энергии, КПД и мощности турбины
4. Расчет на прочность диска ТВД
5. Спецтема: Расширение Пунгинского ПХГ (подземного хранилища газа)
5.1. Схема работы ПХГ
5.2. Расчёт количества эксплуатационныхскважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемомгаза 3,5 млрд. м3 ипроизводительностью 35 млн. м3/сут.
Заключение
Библиографический список
Реферат
В настоящей работе представлен проект газотурбиннойустановки мощностью N=10 МВт, предназначенной дляпривода нагнетателя природного газа на компрессорных станциях магистральныхгазопроводов.
Проект газотурбинной установки выполнен по регенеративномуциклу, то есть с использованием тепла отходящих газов для подогреваатмосферного воздуха, поступающего в камеру сгорания после осевого компрессора.
Выполнены и представлены:
расчёт тепловой схемы ГТУ с выбором оптимальной степени
сжатия компрессора;
газодинамический расчёт турбины;
моделирование компрессора;
расчет на прочность диска ТВД;
по специальной теме: обоснование и схема расширенияПунгинского ПХГ;
мероприятия по безопасности и экологичности проекта;
графические документы.
Введение
Перспективы развития газопроводного транспорта огромны. Впоследние годы выпуск газотурбинных установок (ГТУ) для компрессорных станций (КС)уменьшается. На КС поступали ГТУ большой мощности и производительности,вынужденная остановка которых или длительный простой в ремонте снижаеттехнико-экономические показатели не только КС, но и системы газопроводов вцелом.
Сооружение многопоточных газопроводов большой протяженности,в том числе и экспортных, сопровождается постановкой новых задач попроектированию мобильных ГПА при сооружении газотранспортных сетей, по охране окружающейсреды, а также по эффективной эксплуатации всего оборудования.
Одной из главных проблем сегодняшнего времени являетсяохрана окружающей среды. Главным источником загрязнения атмосферы вгазопроводной транспортной промышленности являются ГТУ, в том числе и установкаГТК-10-4, поставленная на серийное производство еще в 1968 году. УстановкаГТК-10-4 была совершенной для своего времени, за исключением некоторыхнедоработок. В конце 90-х годов началась модернизация топливной системы этихустановок и систем управления.
Особенности работы газотурбинного привода в наилучшейстепени отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокаяединичная мощность, небольшая относительная масса, высокий уровеньавтоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемомгазе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение нагазопроводах.
Модернизация газоперекачивающих агрегатов на компрессорныхстанциях магистрального газопровода с улучшением их технико-экономическихпоказателей позволяет снизить себестоимость транспорта газа, обеспечиватьбезопасные условия эксплуатации основного и вспомогательного оборудования вкомпрессорном цехе, решать задачи по охране окружающей среды, повышать культурупроизводства.
Нормативные ссылки В настоящем курсовом проекте использованыссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.1 004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общиетребования.
ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общиетребования безопасности.
ГОСТ 12.4 011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общиетребования и классификация.
ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общиетребования к охране поверхностных вод от загрязнений.
ГОСТ 380-94 Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.
ГОСТ 3342-79 Соединения сварные. Методы контроля качества.
ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определениямеханических свойств.
ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов.
ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой сталиобыкновенного качества. Технические условия.
ГОСТ 19903-74 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент.
ГОСТ 19904-90 Прокат листовой холоднокатаный. Сортамент.
ГОСТ 23118-99 Конструкции металлические строительные. Общиетехнические условия.
СНиП II-23-81Стальные конструкции.
НПБ III-98 Автозаправочные станции. Требованияпожарной безопасности.
ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнениюконструкторских и технологических документов на печатающих и графическихустройствах ЭВМ.
ГОСТ 2.102-68 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторскихдокументов.
ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.
ГОСТ 2.113-75 ЕСКД. Групповые и базовые конструкторскиедокументы.
ГОСТ 2.124-85 ЕСКД. Порядок применения покупных изделий.
ГОСТ 2.301 — 68 ЕСКД. Форматы.
ГОСТ 2.601 — 95 ЕСКД. Эксплуатационные документы.
ГОСТ 2.602 — 95 ЕСКД. Ремонтные документы.
ГОСТ 2.120 — 73 ЕСКД. Технический проект
ГОСТ 2.301 — 68 ЕСКД. Форматы
ГОСТ 2.302 — 68 ЕСКД. Масштабы
ГОСТ 2.303 — 68 ЕСКД. Линии
ГОСТ 2.304 — 81 ЕСКД. Шрифты чертежные
ГОСТ 2.305 — 68 ЕСКД. Изображение -виды, размеры, сечения
ГОСТ 3.1201 — 85 ЕСТД. Система обозначения техническойдокументации.
ГОСТ 3.1105 — 84 ЕСТД. Формы и правила оформления документовобщего назначения.
ГОСТ 3.1127 — 93 ЕСТД. Общие правила выполнения текстовыхтехнологических документов.
ГОСТ 3.1128 — 93 ЕСТД. Общие правила выполнения графическихтехнологических документов.
ГОСТ 3.1201 — 85 ЕСТД. Система обозначения технологическойдокументации.
ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин.
ГОСТ 19.104-78 ЕСПД. Основные надписи.
ГОСТ 19.202-78 ЕСПД. Спецификация. Требования к содержанию иоформлению.
ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования ксодержанию и оформлению.
ГОСТ 19.502-78 ЕСТД. Описание применения. Требования ксодержанию и оформлениям.
ГОСТ 7.1 — 84 Библиографическое описание документа. Общиетребования и правила составления.
ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной ирабочей документации.
ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификацийоборудования, изделий и материалов.
ГОСТ 21.205-93 СПДС. Технология производства. Основныетребования к рабочим чертежам.
ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийскийклассификатор стандартов.
ОК 005-93 Общероссийский классификатор продукции.
ОК 012-93 Общероссийский классификатор изделий иконструкторских документов.
ОК 015-94 Общероссийский классификатор единиц измерения.
1. Исходные данные теплового расчета
Таблица 1.1Название Обозначение Значение Единица измерения Температура перед ТВД
Тг 1063 К Температура среднегодовая перед компрессором
Тв 285 К Потери по тракту
xтр 0,1 --- Относительный расход охлаждаемого воздуха
qохл 0,035 --- Степень регенерации r 0,7 --- Относительный расход топлива
qтопл 0,015 ---
На основании опыта УЗТМ и научно-исследовательскихорганизаций по созданию ГТУ задаёмся необходимыми теплофизическимикоэффициентами (табл.1.2).
Таблица 1.2. Необходимые теплофизические коэффициентыНазвание Обозначение Значение Единица измерения КПД турбины
hТ 0,88 --- КПД компрессора
hК 0,86 --- КПД камеры сгорания
hКС 0,99 --- КПД механический
hмех 0,98 --- Теплоемкость воздуха на входе в компрессор
CpК 1,008 кДж/ (кт*К) Теплоемкость газовоздушной смеси в камере сгорания
CpКС 1,08 кДж/ (кт*К) Теплоемкость воздуха в камере сгорания
CpВ 1,03 кДж/ (кт*К) Теплоемкость продуктов сгорания в турбине
CpТ 1,16 кДж/ (кт*К)
В качестве расчетной величины принимаем значение />, оптимальное, как по КПД,так и по эффективной мощности. Результаты расчета представлены в табл.1.3

Таблица 1.3. Данные предварительного расчета тепловой схемыОбозначение Значение Обозначение Значение
/> 4,400
/> 3,982
/> 0,527
/> 0,290
/> 177,9
/> 315,2
/> 285,0
/> 791,5
/> 464,5
/> 693,4 />1.1 Уточненный расчеттепловой схемы на номинальный режим
Номинальное значение />.
КПД турбомашины принимаем в соответствии с заданием: />, />
Из предварительного расчета:
/>
Для воздуха:
/>
Для газа:
/>
Подвод тепла в КС при:
/>
/>
составит:
/>;
/>
Из уравнения баланса мощностей:

/>
/>
Удельная полезная работа:
/>
Расход воздуха при 10 МВт составит
/>/>
1.2 Моделирование компрессора
Осевой компрессор проектируемого ГПА при нормальныхатмосферных условиях (Ро=0,1013Мпа; То=285К) долженобеспечивать следующие характеристики работы в расчетном режиме:
массовый расход воздуха;
степень повышения давления;
КПД компрессора.
Воздушный осевой компрессор должен работать в диапазонеприменяемого приведенного расхода 0,8 … 1,09 от расчетного значения.
Для создания проточной части воздушного осевого компрессорав качестве модели используем проточную часть воздушного осевого компрессорагазотурбинной установки ГТК-10-4, выпускаемой НЗЛ.
Моделирование осевого компрессора проектируемой установкиможно провести двумя способами:
В качестве точки моделирования нахарактеристике осевого компрессора выбрать прежнюю расчетную точку, ввестикоэффициент моделирования m и уменьшить частотувращения ротора на этот коэффициент.
Расчетную точку на характеристике компрессора сместить по частотевращения ротора; при этом размеры компрессора остаются прежними.
Наиболее оправданным является выбор первого варианта, таккак он не приводит к снижению КПД, в то время как второй вариант ведет кснижению КПД на 1-1,5%.
Определим коэффициент моделирования
/>

где:
G проект = 83,72 кг/с — расход воздуха через проектныйкомпрессор;
G модель = 86,20 кг/с — расход воздуха через модельныйкомпрессор;
ТВ проект = 288 К — температура воздуха на входев проектный компрессор;
ТВ модель = 288 К — температура воздуха на входев модельный компрессор;
Р1 проект = 101,3 кПа — давление воздуха на входев проектный компрессор;
Р1 модель= 101,3 кПа — давление воздуха на входев модельный компрессор;
Частоту вращения проектного воздушного осевого компрессора определимиспользуя следующее соотношение:
/>
/>/>2. Газодинамический расчет турбины
/> 2.1 Предварительный расчет
Чтобы распределить теплоперепад между ступенями, необходимоопределить степень понижения давления, расход газа, работу расширения газа втурбине, полезную работу и полезную мощность этой турбины. Часть данныхизвестна из задания и теплового расчета. Результаты предварительного расчетасведены в табл.2.1
Давление газа передтурбиной
/>
Данные предварительного расчетаНаименование величины Формула Обозн Разм. Величина Температура газа перед турбиной задано
Т0* К 1063 Давление газа перед турбиной найдено
Р0* МПа 0,4236 Полная мощность турбины задано N МВт 10 Частота вращения ротора ТВД задано
nТВД об/мин 5280 Частота вращения ротора ТНД задано
nТНД об/мин 4800 Атмосферное давление задано
Ра* Па 101300 Расход газа через турбину из расчета
/> кг/с 82,83 Степень расширения из расчета
Т - 3,982 Адиабатический теплоперепад в турбине
/>
Hад* кДж/кг 358,1 Полная температура газа за турбиной
/>
ТZ* K 791,5 Давление за выходным трактом
Р0*/Т
РТ* МПа 0,106 Удельный объем газа за турбиной
RТZ* /РТ*
Т
м3/кг 2,143 Скорость перед диффузором задано
СZ м/с 220 Скорость в выходном патрубке задано
СВЫХ м/с 50 КПД выходного диффузорного патрубка задано
Д - 0,5 Потеря полного давления в диффузоре
/>
РД Па 5355 Полное давление за ступенью
/>
РZ* Па 111737 Давление за последней ступенью
/>
РZ МПа 0,100 Адиабатический теплоперепад в турбине по параметрам торможения
/>
Hад1-z кДж/кг 370,5
Распределим теплоперепад по турбинам, исходя из тепловогорасчета ГТУ, из которого известен теплоперепад на ТНД.
НТНД = 125,75 кДж/кг;
HТВД = HТ — НТНД = 315,15-125,75=189,40 кДж/кг.
Кинематические параметры, принимаемые перед газодинамическимрасчётом, сводим в табл.2.2
Таблица 2.2. Кинематические параметрыНаименование Обозначение Разм. ТВД ТНД Угол выхода потока из сопел
1 град. 17,40 22,44 Степень реактивности ступени
/> - 0,350 0,485 Скорость выхода потока из РК
С2а м/с 183,6 171,0
Для стационарных ГТУ КПД турбины возрастает при понижениивыходной скорости. Величина этой скорости при заданном расходе и параметрахгаза на выходе определяется торцевой площадью последней ступени, которая в своюочередь связана с прочностью рабочих лопаток.
Определим корневойдиаметр ступени ТВД:
w = pn/30 =542,4
w = p*5280/30 = 552,9 рад/с;
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
Определим корневойдиаметр ступени ТНД:
w = pn/30;
w = p*4800/30 = 502,7 рад/с;
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
 2.2 Газодинамический расчет ступеней по среднемудиаметру
Распределив теплоперепад и задав кинематические параметры,можно произвести газодинамический расчет по среднему диаметру, результатыкоторого сведены в табл.2.3

Таблица 2.3. Результатыгазодинамического расчета по среднему диаметруНаименование величины Формула Обозн Разм.
ступень
ТВД
ступень
ТHД 1 2 3 4 5 6 Адиабатический теплоперепад ступени найден
hстад кДж/кг 189,4 125,8 Полная температура за ступенью
/>
Т2* К 919,4 819,7 Полное давление за ступенью
/>
Р2* Па 217929 131826 Осевая составляющая скорости за РЛ задаемся
С2а м/с 183,6 171,0 Статическая температура за РЛ
/>
Т2 К 904,9 807,1 Статическое давление за РЛ
/>
Р2 Па 202602 123180 Удельный объем РЛ
/>
V2
м3/кг 1,286 1,887 Ометаемая площадь на выходе из РЛ
/>
F2а
м2 0,574 0,914 Высота РЛ
/>
lр м 0,153 0,244 Веерность ступени
/>
Dl - 7,794 4,897 Окружная скорость на среднем диаметре РЛ
/>
U2 м/с 329,8 300,0 Адиабатический теплоперепад в соплах
/>
hсад кДж/кг 123,1 64,8 Степень реактивности на среднем диаметре принимаем
cp - 0,350 0,485 Скорость газа на выходе из сопел
/>
С1 м/с 486,3 352,7 Угол выхода потока из сопел Принимаем
1 град 17,40 22,44 Осевая составляющая скорости за СА
/>
C1а м/с 145,4 134,6 Статическая температура за СА
/>
Т1 К 961,1 865,8 Статическое давление за СА
/>
Р1 Па 277574 169384 Удельный объем за СА
/>
V1
м3/кг 0,997 1,472 Ометаемая площадь на выходе из СА
/>
F1а
м2 0,554 0,906 Высота сопловой лопатки
/>
lc м 0,148 0,242 Окружная скорость на среднем диаметре СА
/>
U1 м/с 328,5 299,6 Коэффициент расхода для СА
/>
C1а- - 0,443 0,449 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
С1u м/с 464,0 326,0 Окружная проекция относительной скорости
/>
W1u м/с 135,5 26,4 Угол входа потока на РЛ
/>
1 град 47,02 78,89 Скорость выхода потока на РЛ
/>
W1 м/с 198,8 137,2 Скорость выхода потока из РЛ
/>
W2 м/с 394,1 356,5 Угол выхода потока из РЛ
/>
2 град 27,77 28,67 Окружная проекция относительной скорости
/>
W2U м/с 348,7 312,8 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
C2U м/с 18,86 12,76 Угол выхода потока за РЛ
/>
2 град 84,1 85,7 Скорость выхода потока
/>
C2 м/с 184,6 171,5 Скорость звука в потоке за РЛ
/>
a2 м/с 588,7 556,0 Число Маха за РЛ
/>
MС2 - 0,314 0,308 Скорость звука на выходе из СА
/>
a1 м/с 606,8 575,9 Число Маха на выходе из СА
/>
MС1 - 0,801 0,612 Температура заторможенного потока на РЛ
/>
T1W* К 978,2 873,9 Ширина РЛ на среднем диаметре
/>
Bpcp м 0,046 0,073 Передний осевой зазор
/>
S1 м 0,016 0,026 Ширина сопел на среднем диаметре
/>
BCcp м 0,051 0,080 Задний осевой зазор
/>
S2 м 0,024 0,038
 
2.3 Выбор и расчет закона закрутки для каждой изступеней
Выполненный расчет ступеней по среднему диаметру определяеттребования к геометрии лопаток только в одном сечении — среднем. У корня и напериферии условия обтекания будут отличаться. Поэтому производим расчет ступенис учетом закрутки. Лопаточные аппараты профилируются так, чтобы обеспечитьрадиальное равновесие потока в межвенцовых зазорах. За счет безударногообтекания рабочих лопаток и предупреждения побочных течений газа в ступениэкономичность ступени повышается. Закрутка приводит к увеличению степениреактивности ступени от корневого сечения к периферии.
Для обеих ступеней принимаем закон постоянства осевойсоставляющей скорости выхода газа из сопел, то есть C1a (r) = const.Результаты расчетов закрутки в трех сечениях для ступени ТВД сведены в табл.2.4
Изменение основных параметров потока по высоте лопаткиступени ТВД и ТНД представлены на рис.2.1., 2.2., 2.3., 2.4., 2.5., 2.6 .
Таблица 2.4. Результаты расчета закрутки лопаток ТВД
Наименование
величины Формула Обозн Разм. Сечение корн. средн. периф. 1 2 3 4 5 6 7
Относительный
радиус
/> r - 0,872 1,000 1,128 Угол выхода потока из сопел
/>
1 град 15,28 17,40 19,47 Осевая составляющая скорости за СА
/>
C1а м/с 145,4 145,4 145,4 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
C1U м/с 532,3 464,0 411,3
Скорость газа на
выходе из сопел
/>
C1 м/с 551,8 486,3 436,2 Осевая составляющая скорости за РЛ
/>
C2а м/с 183,6 183,6 183,6 Окружная скорость
/>
U1 м/с 286,4 328,5 370,7 Адиабатический теплоперепад на соплах
/>
hcад кДж/кг 158,5 123,1 99,1 Термодинамическая степень реактивности
/>
т - 0,163 0,350 0,477
Угол входа потока
на РЛ
/>
1 град 30,59 47,02 74,41
Скорость входа
потока на РЛ
/>
W1 м/с 285,7 198,8 151,0
Скорость выхода
потока из РЛ
/>
W2 м/с 359,7 394,1 428,5 Угол выхода потока из РЛ
/>
2 град 30,70 27,77 25,37 Окружная проекция относительной скорости
/>
W2U м/с 309,3 348,7 387,2 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
C2U м/с -20,54 18,86 57,35 Угол выхода потока за РЛ
/>
2 град 96,38 84,13 72,66
Кинематическая
степень реактивности
/>
кин - 0,035 0,323 0,523
Удельная работа
на ободе
/>
hU кДж/кг 146,6 158,7 173,7
Скорость выхода
потока (абсолютная)
/>
C2 м/с 184,8 184,6 192,4 Статическая температура за СА
/>
T1 К 931,8 961,1 981,0
Статическое
давление за СА
/>
P1 МПа 243739 277574 302496 Температура заторможенного потока на РЛ
/>
T1W* К 967,0 978,2 990,8
Скорость звука
на выходе из СА
/>
/> м/с 597,4 606,8 613,0
Число Маха на
выходе из СА
/>
/> - 0,924 0,801 0,712
Скорость звука
на входе в РЛ
/>
/> м/с 597,4 606,8 613,0
Число Маха на
входе в РЛ
/>
/> - 0,478 0,328 0,246
Результаты расчетов закрутки в трех сечениях для ступени ТНДсведены в таблицу 2.5.
Таблица 2.5. Результаты расчета закрутки лопаток ТНД
Наименование
величины Формула Обозн Разм. Сечение корн. средн. периф. 1 2 3 4 5 6 7
Относительный
радиус
/> r - 0,796 1,000 1, 204 Угол выхода потока из сопел
/>
1 град 18,2 22,4 26,4 Осевая составляющая скорости за СА
/>
C1а м/с 134,6 134,6 134,6 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
C1U м/с 409,6 326,0 270,7
Скорость газа на
выходе из сопел
/>
C1 м/с 431,2 352,7 302,3 Осевая составляющая скорости за РЛ
/>
C2а м/с 171,0 171,0 171,0 Окружная скорость
/>
U1 м/с 238,4 299,6 360,7 Адиабатический теплоперепад на соплах
/>
hcад кДж/кг 96,8 64,8 47,6 Термодинамическая степень реактивности
/>
т - 0,230 0,485 0,622
Угол входа потока
на РЛ
/>
1 град 38,17 78,89 123,76
Скорость входа
потока на РЛ
/>
W1 м/с 217,8 137,2 161,9
Скорость выхода
потока из РЛ
/>
W2 м/с 308,4 356,5 405,9 Угол выхода потока из РЛ
/>
2 град 33,68 28,67 24,92 Окружная проекция относительной скорости
/>
W2U м/с 256,6 312,8 368,1 Окружная проекция абсолютной скорости
/>
C2U м/с -43,41 12,76 68,10 Угол выхода потока за РЛ
/>
2 град 104,2 85,7 68,3
Кинематическая
степень реактивности
/>
кин - 0,050 0,477 0,719
Удельная работа
на ободе
/>
hU кДж/кг 87,3 101,5 122,2
Скорость выхода
потока (абсолютная)
/>
C2 м/с 176,4 171,5 184,1 Статическая температура за СА
/>
T1 К 839,3 865,8 880,0
Статическое
давление за СА
/>
P1 МПа 148665 169384 181358 Температура заторможенного потока на РЛ
/>
T1W* К 859,8 873,9 891,3
Скорость звука
на выходе из СА
/>
/> м/с 567,0 575,9 580,6
Число Маха на
выходе из СА
/>
/> - 0,760 0,612 0,521
Скорость звука
на входе в РЛ
/>
/> м/с 567,0 575,9 580,6
Число Маха на
входе в РЛ
/>
/> - 0,384 0,238 0,279
3. Профилирование лопаток ТВД и ТНД
В основе расчета лежит методика, разработанная специалистамиавиапромышленности и основанная на результатах статического анализагеометрических параметров профилей большого числа реально выполненных,тщательно отработанных и испытанных ступеней.
Исходными данными для расчета геометрических параметровпрофилей являются результаты газодинамического расчета ступени по сечениям.
Расчет производим на ЭВМ. Результаты расчета профилейлопаток ТВД и ТНД сводим в табл.3.1 и 3.2 .
Таблица 3.1. Геометрическиепараметры профилей рабочих лопаток ступени ТВД
Наименование
величины Формула Обозн Разм. Сечение корн. средн. периф. 1 2 3 4 5 6 7 Скорость входа потока в решетку
C1a/sin1
W1 м/с 285,7 198,8 151,0 Скорость выхода потока из решетки
w12 + 2т hcтад
W2 м/с 359,7 394,1 428,5 Входной угол потока
arctg (c1a/ (c1u — u1))
 град 30,6 47,0 74,4 Выходной угол потока
arcsin (c2a/w2)
2 град 30,7 27,8 25,4 Число Маха
w2/a2
Mw2 - 0,602 0,650 0,699 Ширина решетки из расчета по среднему диаметру B м 0,054 0,046 0,038 Угол установки профиля
0,85arctg [ (w1sin1 + +w2sin2) / (w2cos2 -
w1sin1)]
y град 80,1 62,2 49,8 Хорда профиля
B [1/ sinу + 0,054*
* (1-1/sinу)] b м 0,0543 0,0516 0,0495 Относительная максимальная толщина профиля Принимаем
Cmax - 0,250 0,125 0,045 Оптимальный относительный шаг решетки
0,6{ [180 (sin1/sin2) / / (180-1-2)] 1/3*
* [1-cmax] }
tопт - 0,516 0,730 0,983 Диаметр рассчитанного сечения
DСР*rОТН
D2 м 1,040 1, 193 1,346 Число лопаток в решетке
D2/ (tоптb)
Zл шт 116 116 116 Шаг решетки
D2/zл t м 0,028 0,032 0,036 Фактический относительный шаг t/b t - 0,518 0,626 0,737 Входной геометрический угол профиля
1/ [a112+ +b11+c1+ (a212+ +b21+c2) 2]
1л град 30,8 54,2 75,8 Эффективный выходной угол решетки
2 — 25
2э град 27,7 24,8 22,4 Затылочный угол профиля Принимаем  град 10,5 9,8 9,1 Выходной геометрический угол профиля
2э + 26,66cmax — 0,2764,29t + 4,13
2л град 33,4 26,8 22,0 Относительный радиус выходной кромки Принимаем
R2 - 0,01 0,01 0,01 Относительный радиус входной кромки
0,0527sin1л+0,007* *sin2л+0,236cmax+ +0,18R2-0,053
R1 - 0,039 0,024 0,013 Относительное положение максимальной толщины
0,1092+1,00810-3* *1л+3,33510-3*
*2л-0,1525t+0,2188*
* Сmax+4,697Ч10-3g
Xc - 0,276 0,231 0, 199 Относительная длина средней линии профиля
1,32-2,18210-31л — 3,07210-3* *2л+0,367cmax L - 1,242 1,165 1,103 Угол заострения входной кромки
3,51arctg [ (cmax/2-
R1) / ( (1-xc) L-R1)]
 град 55,5 31,1 9,1 Угол заострения выходной кромки
3,51arctg [ (cmax/2-
R2) / ( (1-xc) L-R2)]
2 град 15,9 7,3 1,8 Горло межлопаточного канала
tsin2
2 м 0,0131 0,0135 0,0139 Радиус входной кромки
bR1
R1 м 0,0021 0,0013 0,0007 Радиус выходной кромки
bR2
R2 м 0,0005 0,0005 0,0005 Максимальная толщина профиля
b cmax
Cmax м 0,0136 0,0064 0,0022 Положение макс. толщины профиля
b xc
Xc м 0,0150 0,0119 0,0099
Табчлица 3.2. Геометрическиепараметры профилей рабочих лопаток ступени ТНД
Наименование
величины Формула Обозн Разм. Сечение корн. средн. периф. 1 2 3 4 5 6 7 Скорость входа потока в решетку
C1a/sin1
W1 м/с 217,8 137,2 161,9 Скорость выхода потока из решетки
w12 + 2т hcтад
W2 м/с 308,4 356,5 405,9 Входной угол потока
arctg (c1a/ (c1u — u1))
 град 38,2 78,9 123,8 Выходной угол потока
arcsin (c2a/w2)
2 град 33,7 28,7 24,9 Число Маха
w2/a2
Mw2 - 0,544 0,619 0,699 Ширина решетки из расчета по среднему диаметру B м 0,085 0,073 0,061 Угол установки профиля
0,85arctg [ (w1sin1 + +w2sin2) / (w2cos2 -
w1sin1)]
y град 63,0 39,0 28,1 Хорда профиля
B [1/ sinу + 0,054*
* (1-1/sinу)] b м 0,0952 0,1138 0,1256 Относительная максимальная толщина профиля принимается
Cmax - 0,250 0,125 0,045 Оптимальный относительный шаг решетки
0,6{ [180 (sin1/sin2) / / (180-1-2)] 1/3х
х [1-cmax] }
tопт - 0,553 0,903 1,287 Диаметр рассчитанного сечения
DСР*rОТН
D2 М 0,950 1, 194 1,438 Число лопаток в решетке
D2/ (tоптb)
Zл шт 57 57 57 Шаг решетки
D2/zл t м 0,052 0,066 0,079 Фактический относительный шаг t/b t - 0,550 0,578 0,631 Входной геометрический угол профиля
1/ [a112+
+b11+c1+ (a212+ b21+c2) 2]
1л град 40,0 80,4 115,2 Эффективный выходной угол решетки
2 — 25
2э град 30,7 25,7 21,9 Затылочный угол профиля принимаем  град 11,3 10,2 9,1 Выходной геометрический угол профиля
2э + 26,66cmax -
0,2764,29t + 4,13
2л град 36,0 27,8 22,0 Относительный радиус выходной кромки принимаем
R2 - 0,01 0,01 0,01 Относительный радиус входной кромки
0,0527sin1л+0,007* *sin2л+0,236cmax+ +0,18R2-0,053
R1 - 0,046 0,034 0,010 Относительное положение максимальной толщины
0,1092+1,00810-3* *1л+3,33510-3*
*2л-0,1525t+0,2188*
* Сmax+4,697Ч10-3g
Xc - 0,293 0,270 0,255 Относительная длина средней линии профиля
1,32-2,18210-31л — 3,07210-3* *2л+0,367cmax L - 1,214 1,105 1,018 Угол заострения входной кромки
3,51arctg [ (cmax/2-
R1) / ( (1-xc) L-R1)]
 град 50,2 21,9 10,2 Угол заострения выходной кромки
3,51arctg [ (cmax/2-
R2) / ( (1-xc) L-R2)]
 град 16,7 8,1 2,1 Горло межлопаточного канала
tsin2
2 м 0,0267 0,0285 0,0296 Радиус входной кромки
bR1
R1 м 0,0044 0,0038 0,0012 Радиус выходной кромки
bR2
R2 м 0,0010 0,0011 0,0013 Максимальная толщина профиля
b cmax
Cmax м 0,0238 0,0142 0,0057
Положение макс. толщины профиля
b xc
Xc м 0,0279 0,0308 0,0321
3.1 Расчет потерь энергии, КПД и мощности турбины
Расчет приведен в табл. 3.3
Таблица 3.3Наименование Формула Обозначение Размерность ТВД ТНД 1 2 3 4 5 6 Профильные потери для СА
/> hс. п
/> 4,88 2,56 Профильные потери для венцов РК
/> hр. п
/> 8,39 6,86 Концевые потери СА
/> hс. к
/> 1,03 0,68 Концевые потери в рабочих венцах
/> hр. к
/> 2,00 1,90 Радиальный зазор в СА принимаем с мм 2,0 2,0 Радиальный зазор в РА принимаем р мм 2,0 2,0 Потери от перетеканий в радиальном зазоре СА
/> hс. з
/> 1,659 0,535 Потери от перетеканий в радиальном зазоре РЛ
/> hр. з
/> 0,866 0,500 Использованный в ступени перепад
/> hu
/> 170,6 112,7 Внутренний КПД ступени
/> u 0,901 0,896
Суммарный использованный теплоперепад в турбине:
/>
/>

КПД турбины без учета потерь на трение дисков:
/>
/>
Этот КПД определен с учетом полного использования выходнойскорости всех ступеней, за исключением последней.
Оценивая потери на трение дисков с помощью тр~0,99,получаем внутренний КПД турбины
hÒ = huÒ* hòð;
hТ =0,899*0,99=0,890
а общую мощность турбины:
/>
/>=82,83*283,3*0,890=23231 кВт.
При вычете мощности, потребляемой компрессором,расположенном на этом же валу, с учетом механических потерь, получаем полезную(эффективную) мощность:
/>
/>=83,72*177,9*0,86=12809кВт;
Ne = (NT — NK) *мех;
Ne = (23231 — 12809) *0,96 = 10010кВт.
/>4. Расчет на прочностьдиска ТВД
Разрушение дисков является одной из наиболее тяжелых аварий,поскольку оно, как правило, влечет за собой полное разрушение турбины, а такженаносит серьезный урон соседнему оборудованию.
Диски роторов являются одними из самых напряженных элементовтурбомашин. Основные напряжения в дисках возникают вследствие центробежных силинерции, обусловленных вращением ротора (динамические напряжения), инеравномерного распределения температуры по объему диска (температурныенапряжения). Прочностные расчеты дисков турбомашин обязательны при ихпроектировании, так как они позволяют достичь необходимого запаса прочности итем самым обеспечить достаточную надежность и долговечность эксплуатациитурбомашин.
Динамические силы и напряжения, связанные с колебаниями иопределяющие длительную усталостную прочность деталей в рамках данногодипломного проекта не рассматриваются. Расчет произведен для рабочего колесаступени турбины высокого давления.
Основными величинами, влияющими на прочность диска, являютсятемпература, воздействующая на него при работе и напряжения от действияцентробежных сил.
В расчете используются следующие величины:
N — число разбиений диска на участки;
/> - плотностьматериала диска, />;
n — частота вращения диска, />;
/> - радиусыучастков диска, м;
/> - шириныучастков дисков, м;
/> - значениятемператур участков диска, />;
/> - значениякоэффициентов линейного расширения, />;
/> - значениямодуля упругости материала диска по участкам, МПа;
/> - значениединамических радиальных напряжений, МПа;
/> - значениединамических тангенциальных напряжений, МПа;
/> - значениетемпературных радиальных напряжений, МПа;
/> - значениетемпературных тангенциальных напряжений, МПа.
Свойства материала: предел текучести />, модуль упругости />, коэффициент Пуассона /> и коэффициент линейногорасширения /> - принимаем в соответствиис температурой диска.
Таблица 4.1. Параметры, необходимые для расчёта диска ТВД
Материал
диска
/>МПа
/>МПа
r0
r1

rоб
у0
у1
уа
уоб
t0,0С
Dt,
0С 20Х12ВНМФШ 10 220 00 150 450 520 190 100 55 65 400 36
Таблица 4.2. Характеристики материала диска
Характеристика
материала
Температура 0С 20 100 2300 300 400 500 600
Модуль упругости, МПа 2,14 2,12 2,09 2,03 1,95 1,87 1,71
Коэффициент линейного расширения, t.10-6, 1/ 0C 10,4 - 10,5 10,7 11,0 11,4 12,0 Коэффициент Пуассона,  0,3, 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Плотность, , кг/м3 7850 7850 7850 7850 7850 7850 7850
Предел текучести, 0.2, МПа 559 545 527 509 491 456 368
Для расчета разобьем диск на 10 частей. На каждом участкереальный профиль заменяется профилем постоянной ширины. Температурный режимдиска задается исходя из условий эксплуатации. Распределение температуры дискапо радиусу задано в виде функции
/>
Распределение температуры диска по радиусу отображено в табл.4.1
Таблица 4.3. Распределение температуры по радиусу диска№ участка
Внутренний радиус участка,
rср, м
Температура участка,
t, 0C 1 0,025 400 2 0,045 400 3 0,110 400 4 0,150 400 5 0,250 401 6 0,350 406 7 0,410 415 8 0,450 427 9 0,485 436 10 0,520 436
Расчет напряжений производится сприменением ЭВМ (программа DISK22), исходные данные и результаты этого расчета приведены вприл.1.
/> - суммарные тангенциальные напряжения в точке диска,
/> - суммарные радиальные напряжения в точке диска.
Изменение температуры по радиусудиска отображено на рис.4.1
Эпюры распределения напряженийотображены на рис.4.2
/>= />
/>=/>=254,1 МПа.
Запас прочности определяеткоэффициент запаса прочности (/>). Для выбранного материала диска (сплав 20Х12ВНМФШ) при t = 436 °Спредел текучести />=478 МПа.
Коэффициент запаса прочности: kзап =/>/max =1,88.
Так как значение коэффициентазапаса прочности вошло в необходимый диапазон (1,5
5. Спецтема: Расширение Пунгинского ПХГ (подземногохранилища газа)
«В условиях, когда потребление газа неравномерно втечение года, надежность поставок газа по разным направлениям призваныобеспечить подземные хранилища газа (ПХГ). Начавшийся процесс формированиягазового рынка в России требует повышения гибкости поставок газа и увеличенияактивной емкости ПХГ. Поэтому сегодня „Газпром“ работает надповышением суточной производительности ПХГ. Такие характеристики ПХГ позволятобеспечить еще большую надежность поставок российского газа внутренним изарубежным потребителям» (член правления «Газпрома» БогданБудзуляк).
Мировое потребление газа растёт и, по прогнозам XXII Мирового газового конгресса в Токио, к 2018 году можетувеличиться вдвое. При этом повышаются требования к снижению удельных затрат наего транспортировку, к увеличению надёжности газопотребления.
Из-за неравномерности потребления (рис.5.1., 5.2., 5.3) режимыработы магистральных газопроводов и компрессорных станций отклоняются отпроектных, что приводит к увеличению удельных затрат на транспортировку газа. Дляуменьшения неравномерности транспорта и создания резервов газа на случаиаварийных ситуаций на МГ используются подземные хранилища газа (ПХГ).
Пунгинское месторождение было введено в разработку в 1965году с пластовым давлением 18,46 МПа и начальными запасами 60 млрд. м3газа.
Пунгинское ПХГ создано на базе истощенного, но герметичногогазового месторождения. Первая закачка газа в Пунгинское подземное хранилищегаза была начата в августе 1985 года в соответствии с “Технологической схемойсоздания и эксплуатации комплекса Пунга-Шухтунгорд", разработанной ВНИИГАЗомв 1983 году и утвержденной в Мингазпроме в 1985 году.
Положительным моментом, повлиявшим на выбор Пунгинскойструктуры в качестве объекта для создания ПХГ явилось её выгодное расположениена трассе магистральных газопроводов от месторождений СРТО в центр Европейскойчасти России.
В 1992 г. по заданию ГГК “Газпром” была разработанатехнологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активного объема 6,5 млрд. м3.Для ускорения сроков создания газахранилища была предусмотрена этапность егоразвития.
На первом этапе, используя существующие мощности, предполагалосьвывести Пунгинское ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемомгаза 1,2 млрд. м3, что позволило бы на 63-65% отрегулироватьсезонную неравномерность газопотребления и одновременно получить дополнительнуюинформацию о пласте, необходимую для корректировки технологической схемы.
На втором этапе создания Пунгинского ПХГ предусматривалосьподключить газохранилище к системе МГ с рабочим давлением 75 кгс/см2(для повышения давления нагнетания), пробурить дополнительно 75эксплуатационных скважин и вывести ПХГ на режим циклической эксплуатации сактивным объемом газа 3,5 млрд. м3, максимальной суточной производительностьюна отбор — 35 млн. м3/сут. (II очередь).
По третьему этапу (полное развитие газохранилища) проводилосьтолько экспертная оценка возможных технологических показателей циклическойэксплуатации, технологическая схема не разрабатывалась.
Основной задачей настоящей работы является разработканазванной технологической схемы и определение основных показателей циклическойэксплуатации III очереди создания Пунгинского ПХГ.
Показатели первого этапа создания и циклической эксплуатациина Пунгинском ПХГ достигнуты. Проведено, также подключение газохранилища ксистеме МГ с рабочим давлением 75 кг/см2. Следовательно, в настоящеевремя, Пунгинское ПХГ находится на втором этапе создания, хотя бурениеэксплуатационных скважин начато, но приостановлено из-за отсутствияфинансирования.
В перспективе рассматривается увеличение максимальнойсуточной производительности до 40 млн. м3.
Геометрический объём хранилища оценивается примерно в 311,5млн. м3.
За восемнадцать лет эксплуатации Пунгинского ПХГ в пластзакачано 32,8 млрд. м3 и отобрано 24,8 млрд. м3 газа(Рис.6.1). Максимальный отбор газа из хранилища составил 2,4 млрд. м3в сезоне 1999-2000 г. г. Максимальное давление в пласте возросло с 4,18 до 6,86МПа. Разница в 8 млрд. м3 вызвала повышение давления на 2,68 МПа. Всоответствии с ростом пластового давления увеличилась производительностьхранилища на отбор, превысившая 16 млн. м3/сут.
Отсутствие собственной компрессорной станции влияет на режимэксплуатации хранилища, который характеризуется нестабильностью, связанной сколебаниями давления в магистральном газопроводе. В период отбора нередкопроисходит переключение на закачку и обратно. Значительным колебаниямподтверждены как величины отборов по месяцам, так и общий объем отбора. Объемызакачки также характеризуются большой переменчивостью.
На балансе Пунгинского ПХГ 37 скважин, в том числе 31эксплуатационная, 1 в капитальном ремонте и 5 наблюдательных и пьезометрических.Эксплуатационные скважины пробурены в период разработки месторождения и кнастоящему времени отработали почти 40 лет. Практически по всем скважинампроводится комплекс исследований, включающих геофизические исследования, замерыдавлений, дебитов, отборы проб воды. Существующая технология подготовки газа (двухступенчатаясепарация), морально и физически устаревшее технологическое оборудование необеспечивают выполнение требований нормативных документов по качествуподготовки газа, подаваемого в магистральные газопроводы.
Актуальность расширения связана с отсутствием благоприятныхгеологических условий для создания подземных хранилищ вблизи крупныхпотребителей Урала и вдоль трассы магистральных газопроводов. Кроме этого,стратегические запасы газа в Пунгинском ПХГ позволяют обеспечить подачу газа втранспортную систему при вынужденных отключениях магистральных газопроводов,расположенных по ходу газа до Пунгинского ПХГ и, в общем, повышают надёжностьподачи газа и позволяют оптимизировать режим эксплуатации системы газопроводовООО «Тюментрансгаз».5.1. Схема работы ПХГ
При режиме закачки газ из магистральных газопроводовпоступает в замерный пункт. После замера газ подаётся в компрессорный цех,компримируется до давления 80-87 кг/см2 и, после охлаждения в АВО,подаётся на блок входных ниток для распределения по газопроводам-шлейфам искважинам и закачивается в подземное хранилище.
При режиме отбора газ от скважин ПХГ по шлейфам поступает наблок входных ниток, где на установках сепарации улавливается капельная влага имехпримеси. Отсепарированный газ подаётся на установку осушки газа. Осушкаосуществляется высококонцентрированным раствором ТЭГа (98,5-99,3%). Послеосушки газ замеряется на замерном пункте и, скомпримированный в компрессорномцехе, после охлаждения в АВО, подаётся в систему магистральных газопроводов. Вначале сезона отбора, при высоких пластовых давлениях, газ в магистральныегазопроводы может подаваться, минуя компрессорный цех.
Отсепарированная жидкость поступает на установку дегазациипластовой воды, где отделяется от углеводородного конденсата, растворённогогаза и метанола. Затем жидкость направляется на установку очистки стоков.
Регенерированные метанол и конденсат от установкирегенерации возвращается на склад реагентов и масел.
Для обеспечения безаварийной работы основных технологическихустановок на промплощадке ПХГ предусматриваются вспомогательные установки исооружения:
система сброса газа высокого и низкого давлений;
установка подготовки топливного, пускового и импульсногогазов;
установка подогрева теплоносителя для технологических нужд;
компрессорная воздуха КИП;
установка получения инертного газа;
склад реагентов и масел;
установка приготовления моющего раствора для ГПА ирегенерации фильтров;
маслохозяйство компрессорного цеха.5.2. Расчёт количества эксплуатационных скважин длявывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд. м3и производительностью 35 млн. м3/сут.
На старой промплощадке в настоящее время работает 31скважина.
Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ3, 464 км;
Диаметр проходного сечения шлейфаD =150 мм;
Среднее давление на устье скважины рн = 40,4кг/см2;
Среднее давление на входе в блок сепарации рк =36,2 кг/см2;
Средняя температура грунтаtгр= — 3,5 оС;
Средняя температура газа на устье скважиныtн= 7,7 оС;
Средняя температура газа на входе в блок сепарацииtк = 4,9 оС;
Средний суточный расход одного шлейфаQ= 0,542935 млн. м3/сут.
Для расчётов температуры и давления газа необходимоперевести в абсолютные величины:
Т = (t + 273,15) К; Р = (р+ 1) кг/см2.
Расчёт коэффициента гидравлической эффективности (Е)
шлейфа Ду150 мм
/>;
/> кг/см2;
/>;
/>
/>;
/>К;
/>;
/>
Коэффициент сжимаемости газа
/>,
где: />;
/>= 0,2344;
тогда: />=0,9144;
Коэффициент гидравлического сопротивления теоретический (/>) шлейфа Ду150 мм
/>
/>=0,0147;
Коэффициент гидравлического сопротивления фактический (/>) шлейфа Ду150 мм
/>
где: />
/>=0,3142;
тогда: />=0,0179;
Коэффициент гидравлической эффективности шлейфа Ду150 мм
/>
/>= 0,9056.

Расчёт коэффициентов гидравлического сопротивления игидравлической эффективности «среднего» шлейфа выполнен для одногофактического режима работы шлейфов. В динамике все величины непрерывно меняются.Кроме того, расход газа по шлейфам напрямую зависит от перепада между давлениемпласта и создавшимся давлением на замерном узле (в зависимости от режима работыгазотранспортной системы). Причём эти зависимости при отборе и закачке разные(рис.5.4. и 5.5)
На новой промплощадке ПХГ проектируем шлейфы Ду300 мм. Исходяиз того, что газ из ПХГ идёт с влагой, и возможны гидратообразования, принимаемдля новых шлейфов такую же эффективность. Давление газа на устье скважин длярасхода 35 млн. м3/сут рн = 37,9 кг/см2 (принеизменном давлении газа на входе в блок сепарации). Для упрощения расчётов,температуры газа (начальную и конечную) и грунта для шлейфа Ду300 мм принимаемтакие же, как и в расчёте шлейфа Ду150 мм.
Расчёт необходимого количества шлейфов и скважин Ду300 мм
Коэффициент гидравлического сопротивления теоретический (/>) шлейфа Ду300 мм
/>
/>=0,0128;
Коэффициент гидравлического сопротивления фактический (/>) шлейфа Ду300 мм
/>
/>=0,0156;

/>
/>=11,52;
Суточный расход одного шлейфа Ду300 мм
/>
/>=2,058 млн. м3/сут;
Необходимое количество шлейфов для суточного расхода 35 млн.м3
/>/>=17.
Так как для статических замеров один раз в декаду шлейфыпоочерёдно выключаются из работы, для стабильного расхода газа из ПХГнеобходимо 17+1=18 шлейфов и 18 скважин.
Семнадцать новых шлейфов Ду300 мм смогут заменить 32 старыхшлейфа Ду150 мм по производительности на тех же режимах работы.
Применение дожимного компрессорного цеха позволит увеличитьдавление пласта в конце сезона закачки до 80 кг/см2, что, в свою очередь,даст возможность увеличить подачу газа в газотранспортную систему в сезонотбора. В результате: 7 млрд. м3 газа (3,5 млрд. м3 приотборе и 3,5 млрд. м3 при закачке), на которые летом уже затраченаработа, на половине пути по ГТС ООО «Тюментрансгаз» будут заложены нахранение, а зимой, с середины пути, с минимальными затратами, поданы в ГТС.
Заключение
При дипломном проектировании рассчитана ГТУ для приводанагнетателя природного газа мощностью 10 МВт со следующими техническими данными:
Эффективная мощность кВт 10010;
Эффективный КПД%28,1;
Расход воздуха в компрессоре кг/с83,72;
Степень сжатия в компрессоре 4,4;
Температура газов перед турбиной К1063;
Давление газа перед турбиной МПа0,4236;
Температура газа за ТНД К791,5;
Давление газа за ТНД МПа0,106;
Частота вращения ротора ТВД об/мин5280;
Частота вращения ротора ТНД об/мин4800.
По спецтеме: в результате расширения Пунгинского ПХГ будутрешены следующие задачи:
увеличена суточная производительность с 17 до 35 млн. м3/сут;
выведен из эксплуатации существующий технологическийкомплекс с морально и физически устаревшим оборудованием, не обеспечивающимкачественной подготовки газа;
вынесены из пределов водоохраной зоны реки Пунга основныеобъекты технологического и вспомогательного назначения.
Технико-экономические показатели по этапам расширения ПХГ,приведенные в табл.6.1, свидетельствуют о том, что эффективность капвложенийвозрастает по мере наращивания активного объема газа в хранилище с 3,5 до 10млрд. м3. В этой связи рекомендуется строительство объектоврасширения ПХГ вести непрерывно с поэтапным вводом в эксплуатациюпроизводственных мощностей по закачке и отбору газа из/в хранилища — 3,5; 6,5; 10млрд. м3, соответственно.
Для повышения эффективности капвложений представляетсяцелесообразным рассмотрение варианта по закачке газа в хранилище с давлением настороне нагнетания ГПА до 10 МПа уже на 3-ем этапе (очереди) расширения ПХГ,что позволит увеличить активный объем газа в хранилище без дополнительныхкапвложений с 6,5 млрд. м3 до 8 млрд. м3.
Кроме того, необходимо уже в настоящее время, т.е. доокончания строительства 2-й очереди сделать заявку на разработку и изготовлениеотдельных видов арматуры, соединительных деталей трубопроводов и аппаратоввоздушного охлаждения (АВО) на давление 12 МПа. Это позволит в последующем (на4-ом этапе расширения ПХГ) избежать необходимости выполнения трудоемкихстроительно-монтажных работ по замене отдельных видов арматуры, соединительныхдеталей трубопроводов и АВО на расчетное давление 12 МПа, а также безувеличения капвложений увеличить активный объем газа в хранилище с 10 млрд. м3до 13-14 млрд. м3 за счет увеличения, при закачке газа в хранилище,давления на стороне нагнетания ГПА до 12 МПа.
Библиографический список
1. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет. / Справочное пособие подобщ. ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, Ленинградскоеотделение, 1978, 232с.
2. Газодинамический расчет многоступенчатой газовой турбины: Методическиеуказания к курсовому проектированию по курсу “Турбомашины” / Б.С. Ревзин, В.Г. Шамрук.Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1994, 31с.
3. Расчет на прочность диска сложного профиля с применением ЭВМ: Методическиеуказания к курсовому и дипломному проектированию/ П.Н. Плотников. Свердловск: УПИ,1989, 27с.
4. Тепловой расчёт схем приводных газотурбинных установок на номинальный ипеременный режимы работы. Б.С. Ревзин, А.В. Тарасов, В.М. Марковский, 2001.
5. Фондовые материалы: ВНИИГАЗа, РАО “ Газпром”, ТГНГУ.
6. Справочник работника газовой промышленности. М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А.Конев М «Недра» — 2-е изд., перераб. и доп. — М Недра, 1989. — 286 с.
7. Методика определения запаса газа газотранспортных предприятий.
8. Технико-экономический анализ производства: Б.В. Прыкин М.: ЮНИТИ-ДАНА,2000. — 399 с.
9. Экономический анализ предприятия Л.В. Прыкина М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2002. — 360 с.
10. Экономика предприятия: В.П. Грузинов, В.Д. Грибов М.: Финансы истатистика, 2001 г. 208 стр.


Не сдавайте скачаную работу преподавателю!
Данный реферат Вы можете использовать для подготовки курсовых проектов.

Поделись с друзьями, за репост + 100 мильонов к студенческой карме :

Пишем реферат самостоятельно:
! Как писать рефераты
Практические рекомендации по написанию студенческих рефератов.
! План реферата Краткий список разделов, отражающий структура и порядок работы над будующим рефератом.
! Введение реферата Вводная часть работы, в которой отражается цель и обозначается список задач.
! Заключение реферата В заключении подводятся итоги, описывается была ли достигнута поставленная цель, каковы результаты.
! Оформление рефератов Методические рекомендации по грамотному оформлению работы по ГОСТ.

Читайте также:
Виды рефератов Какими бывают рефераты по своему назначению и структуре.