
Тип работы:	Предмет:	Язык работы:

Анализ возможных путей повышения эксплуатационной надежности газотурбинных установок

Работа №	10521
Тип работы	Бакалаврская работа
Предмет	технология машиностроения
Объем работы	141стр.
Год сдачи	2016
Стоимость	6400 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено	897

Не подходит работа?

Узнай цену на написание

Содержание

Введение 8
1. Обзор литературы 13
2. Характеристика объекта исследования, расположенного на
территории Омской области 20
2.1 Краткая характеристика природных условий района 20
2.2 Основные параметры работы компрессорной станции 21
2.3 Схема подключения компрессорной станции к газопроводам 22
2.4 Технологическая схема компрессорной станции и
компрессорного цеха 25
3. Конструктивные особенности газотурбинного газоперекачивающего
агрегата типа 27
3.1 Назначение, устройство и работа газотурбинного
газоперекачивающего агрегата типа 27
3.2 Устройство и работа двигателя 28
3.3 Назначение, устройство, работа и характеристики
двухкаскадного центробежного нагнетателя 30
4. Расчетная часть 34
4.1 Расчет режимов работы двухкаскадного центробежного
нагнетателя 34
4.2 Расчет характеристик двухкаскадного центробежного
нагнетателя 34
4.3 Методика теплотехнических и газодинамических испытаний
газотурбинных газоперекачивающих агрегатов 35
4.4 Расчет показателей газотурбинной установки 39
4.5 Расчет показателей газового компрессора 42
4.6 Расчет показателей энергоэффективности газоперекачивающего
агрегата 48
5. Технология эксплуатации газотурбинного газоперекачивающего
агрегата типа 49
5.1 Общие положения 49
5.2 Пуск газотурбинного газоперекачивающего агрегата 50
5.3 Обслуживание ГПА во время работы 51
5.4 Эксплуатация ГПА в холодное время года 53
5.5 Предупреждение помпажных режимов осевого компрессора 54
5.6 Предупреждение помпажных режимов работы центробежного
нагнетателя 55
Анализ возможных путей повышения эксплуатационной надежности газотурбинных установок

Изм Лист Ф.И.О. Под. Дата
Разраб. Борисов Д. И. 01.06.16 Оглавление Литера Лист Листов
Руковод. Чухарева Н. В. 01.06.16 ДР 6 131
Консульт. Кафедра транспорта и хранения нефти и газа Группа 2Б2А
Зав. каф. Рудаченко А. В. 01.06.16

5.7 Нормальный останов 56
5.8 Аварийный останов 56
5.9 Техническое обслуживание 57
6. Кольцевой диффузорный канал турбомашины 60
6.1 Классификация диффузоров 60
6.2 Характеристика выходного кольцевого диффузора газовой
турбины 60
6.3 Мероприятия по снижению динамической нагрузки на стенки
выхлопного диффузорного патрубка 63
7. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 70
7.1 Экономическое обоснование работ по повышению эксплуатационной надежности газотурбинного
газоперекачивающего агрегата типа 70
7.1.1 SWOT-анализ 70
7.1.2 Оценка готовности проекта к коммерциализации 71
7.1.3 План проекта 73
7.2 Расчет эксплуатационных затрат для газотурбинных
газоперекачивающих агрегатов типа 75
7.2.1 Расчет эксплуатационных затрат до проведения
мероприятия 75
7.2.2 Расчет эксплуатационных затрат после проведения
мероприятия 75
7.3 Расчет технико-экономических показателей 76
8. Социальная ответственность 77
8.1 Введение 77
8.2 Производственная безопасность 78
8.2.1 Анализ вредных производственных факторов и
обоснование мероприятий по их устранению 79
8.2.2 Анализ опасных производственных факторов и
обоснование мероприятий по их устранению 85
8.3 Экологическая безопасность 90
8.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 97
8.5 Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности 100
Заключение 102
Список публикаций 104
Список использованных источников 105
Приложения 112

Введение

Объект исследования. Газотурбинный газоперекачивающий агрегат типа ___.
Цель работы – изучение влияния вибрационной нагрузки на стенки выхлопного
диффузорного патрубка газовой турбины ГПА и разработка методов по снижению
сопротивления стенок диффузора, обеспечивающих повышение коэффициента полезного
действия и экономичности всей установки.
В выпускной квалификационной работе бакалавра проведен аналитический обзор
литературы по методам повышения (изменения) коэффициента полезного действия
газотурбинных двигателей, эксплуатируемых в качестве привода газоперекачивающих
агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов.
Основные конструктивные, технологические и технико-эксплуатационные
характеристики: на основе методических указаний по проведению теплотехнических и
газодинамических расчетов при испытаниях газоперекачивающего агрегата типа ___ с
нагнетателем ___ в условиях компрессорной станции были определены: коэффициент
полезного действия агрегата; удельный расход топливного газа; коэффициент технического
состояния газотурбинной установки и нагнетателя.
В выпускной квалификационной работе приведены методы по снижению
сопротивления стенок диффузора, обеспечивающие более высокий коэффициент полезного
действия.
Область применения: газотранспортные системы природного газа.
Экономическая эффективность/значимость работы. Проведение сравнительного
анализа эксплуатационных затрат на обслуживание ГПА до и после проведения
мероприятия, которые включают в себя эксплуатацию одного, двух или трех работающих
агрегатов, для выявления экономичного режима работы станции.
ВВЕДЕНИЕ
Большинство основных месторождений газа в России расположены на
значительном расстоянии от крупных газопроводных магистралей.
Транспортировка газа к ним осуществляется по газопроводам, благодаря
которым можно обеспечить равномерную и бесперебойную поставку
значительного количества газа при минимальных экономических затратах.
При движении газа по трубопроводу часть его энергии расходуется на
преодоление сил трения, исходя из этого скорость газа в трубопроводе уменьшается,
происходит падение давления, приводящее к снижению пропускной способности
газопровода. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа и
обеспечения его оптимального давления вдоль трассы газопровода устанавливаются
компрессорные станции через каждые 100 – 150 км.
Компрессорная станция является составной частью магистрального
газопровода, которая предназначена для обеспечения его расчетной пропускной
способности за счет компримирования газа на выходе КС с помощью
газоперекачивающих агрегатов.
Газотранспортные предприятия эксплуатируют электроприводные и
газотурбинные привода для ГПА. Доля агрегатов с газотурбинным приводом
составляет 86,5 %, с электрическим – 13 %.
Основной объем добычи и транспортирования природного газа в России
принадлежит ___. ___ эксплуатирует самую крупную в мире систему
транспортирования газа. Эта система непрерывно увеличивается, что требует
разработки новых ГПА и оснащения ими компрессорными станций вновь
создаваемых газопроводов, а также для модернизации уже действующих
компрессорных станций вследствие изменения технологических параметров,Введение
Лист
9
Изм Лист № докум Подп. Дата
морального и физического старения установленного оборудования [1].
___ реализует комплексную программу по реконструкции и техническому
перевооружению объектов транспорта газа на 2016 – 2020 годы. Одним из
направлений указанной программы является повышение надежности работы и
эффективности компрессорных станций с газотурбинными ГПА,
обеспечивающим бесперебойную поставку природного газа.
В выпускной квалификационной работе бакалавра рассмотрена
компрессорная станция, расположенная на территории ___ (КС-1), с
газотурбинными газоперекачивающими агрегатами типа ___, в состав которых
входят: газотурбинные двигатели марки ___ и двухкаскадные центробежные
нагнетатели марки ___.
Актуальность работы. В связи с возрастающими требованиями, в
соответствии со стандартами качества ГОСТ Р ИСО 14031-2001 (ГОСТ Р ИСО
9004-2010, ГОСТ Р ИСО 20815-2013) [2-4], к экономичности, экологичности и
повышению надежности эксплуатационных характеристик оборудования,
находящегося в ___, в частности при эксплуатации газоперекачивающих
агрегатов с газотурбинным приводом, которые характеризуются наличием
выбросов вредных веществ в атмосферу, кроме того современная программа
развития ___ на период до 2020 года направлена на повышение ресурса
эксплуатации и надежности газоперекачивающих агрегатов, поэтому любые
работы, направленные на повышение КПД газоперекачивающих агрегатов с
газотурбинным приводом являются актуальными. Одним из основных
направлений повышения КПД, кроме введения различных теплообменных,
охладительных аппаратов в цикл двигателя может являться снижение вибрации
выхлопного диффузорного патрубка газовой турбины газоперекачивающего
агрегата, которое приводит к эффекту торможения при выбросе вредных
веществ в атмосферу и отражается на КПД газовой турбины
газоперекачивающего агрегата.

Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь студентам в написании работ!

ДИПЛОМНЫЕ МАГИСТЕРСКИЕ ДИССЕРТАЦИИ

Курсовые Статьи Диплом Рязань

Заключение

В результате проведенной выпускной квалификационной работы
бакалавра был выполнен аналитический обзор литературы по методам
повышения коэффициента полезного действия газотурбинных двигателей,
эксплуатируемых в качестве привода газоперекачивающих агрегатов
компрессорных станций газотранспортной системы МГ.
Одним из основных направлений повышения КПД, кроме введения
различных теплообменных, охладительных аппаратов в цикл двигателя, выявил
снижение вибрации выхлопного диффузорного патрубка газовой турбины
газоперекачивающего агрегата, которое приводит к эффекту торможения при
выбросе вредных веществ в атмосферу и отражается на КПД газовой турбины
газоперекачивающего агрегата.
Исходя из проведенного аналитического обзора по выбранной тематике
выпускной квалификационной работы бакалавра, определены наиболее
перспективные способы снижения вибрации на стенки диффузоров:
- установка перфорированных экранов около внешнего обвода;
- применение продольного внутреннего оребрения.
Проведены технические расчеты ряда параметров, на основе
методических указаний по проведению теплотехнических и газодинамических
расчетов при испытаниях газоперекачивающего агрегата типа ___ с
нагнетателем ___, которые позволили определить:
- коэффициент полезного действия агрегата – ___;
- удельный расход топливного газа агрегата – ___ м3/кВт·ч;
- коэффициент технического состояния ГТУ по мощности – ___;
- коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу – ___;Заключение
Лист
103
Изм Лист № докум Подп. Дата
- коэффициент технического состояния нагнетателя – ___.
Применение методов по снижению сопротивления на стенки выхлопного
диффузорного патрубка позволили снизить потери давления в выхлопной
системе на ___ Па и увеличить эффективный коэффициент полезного действия
двигателя с ___ до___ %, что дало значительный экономический эффект.
Провел сравнительный анализ эксплуатационных затрат на обслуживание
ГПА до и после проведения мероприятия, которые включают в себя
эксплуатацию одного, двух или трех работающих агрегатов, для выявления
экономичного режима работы станции.
Годовые эксплуатационные затраты при работе агрегатов составляют:
- одной ГПА – ___ тыс. руб.;
- двух ГПА – ___ тыс. руб.;
- трех ГПА – ___ тыс. руб.
Из вышеприведенных затрат видно, что при эксплуатации КС с одним
рабочим ГПА производительностью QКС = ___ млн. м3/сут и с двумя рабочими
ГПА производительность QКС = ___ = ___ млн. м3/сут себестоимость
компримирования газа по сравнению с первоначальной ситуацией на КС (3
рабочих и 2 в резерве) понизилась, что приведет к увеличению прибыли.

Литература

Шайхутдинов А.З. Разработка и модернизация газоперекачивающих
агрегатов с газотурбинным приводом / А.З. Шайхутдинов; под
редакцией В.А. Максимова. – Казань: ООО «Слово», 2007. – 339 с.
2. ГОСТ Р ИСО 14031-2001. Управление окружающей средой.
Оценивание экологической эффективности. Общие требования.
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www/docload.ru (дата
обращения 05.03.2016 г.).
3. ГОСТ Р ИСО 9004-2010. Менеджмент для достижения устойчивого
успех организации. Подход на основе менеджмента качества.
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата
обращения 05.03.2016 г.).
4. ГОСТ Р ИСО 20815-2013. Нефтяная, нефтехимическая и газовая
промышленность. Управление обеспечением эффективности
производства и надежностью. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 05.03.2016 г.).
5. Поршаков Б.П., Апостолов А.А., Козаченко А.Н., Никишин В.И.
Газотурбинные установки на газопроводах. – М: ФГУП Издательство
«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. – 216 с.
6. Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностика газоперекачивающих
агрегатов. – М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 598 с.
7. Шабаров А. Б. Методика расчёта газотурбинных двигателей. М.: МВТУ
им. Баумана, 1983 – 31 с.
8. Рудаченко А.В., Чухарева Н.В. Газотурбинные установки. – Томск:
Изд-во Томского политехнического университета, 2008. – 139 с.Список использованных источников
Лист
106
Изм Лист № докум Подп. Дата
9. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые
установки тепловых электростанций. – М.: МЭИ, 2002. – 584 с.
10. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и
турбоустановки. – М.: Издательство МЭИ, 2002. — 540 с.
11. Пиралишвили Ш.А., Веретенников С.В. Энергосберегающие технологии
утилизации тепла уходящих газов приводных ГТУ. – М.: Машиностроение,
2011. – 214 с.
12. Иноземцев А.А., Нихамкин М.А. Основы конструирования авиационных
двигателей и энергетических установок. – М.: Машиностроение, 2008. – 366 с.
13. Щуровский В.А. Перспективы развития газотурбинного привода в
газовой промышленности. – Теплоэнерегетик, 1984, №1, с. 3-7.
14. Черников В.А., Семакина Е.Ю. Аэродинамические характеристики
выходного диффузора стационарной газовой турбины при различных
режимах ее работы // Энергетические машины и установки. – 2009. – № 2. –с.
42–48.
15. Григорьев Е.Ю. Новые методы стабилизации течения в плоских,
конических, кольцевых диффузорных каналах турбомашин / А.Е. Зарянкин,
Е.Ю. Григорьев, В.В. Носков и др.// Вестник ИГЭУ. – 2012. – №5. – С. 5–10.
16. Соколов В.С. Газотурбинные установки. – М.: Высш. шк., 1986. — 151 с.
17. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: учеб. пособие
для вузов. – М.: Высш. школа, 1979. – 254 с.
18. Строительство КС «Омская» газопровода «СРТО – Сургут – Омск» на
участке ООО «Томсктрансгаз». Основные технические решения.
2006.-140 с.
19. Климат Омской области. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/trasa.ru (дата обращения 25.04.2016 г.).
20. ВРД 39-1.8-055-2002. Типовые технические требования на
проектирование КС, ДКС и КС ПХГ. [Электронный ресурс]. – РежимСписок использованных источников
Лист
107
Изм Лист № докум Подп. Дата
доступа: http://www/docload.ru (дата обращения 25.04.2016 г.).
21. СТО Газпром 2-3.5.051-2006. Нормы технологического проектирования
магистральных газопроводов. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/ohranatruda.ru (дата обращения 25.04.2016 г.).
22. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. [Электронный
ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата обращения
25.04.2016 г.).
23. Газоперекачивающий агрегат ГПА-10-01: техническое описание.–М.: 1977.—350 с.
24. Двигатель ДР-59Л: техническое описание двигателя. – М.: 2002. — 256 с.
25. Нагнетатели центробежные типа 235-21-1, 25-22-1, 235-23-1, 235-24-1:
техническое описание. – Невский завод.: 1977. — 350 с.
26. Методические указания по проведению теплотехнических и
газодинамических расчетов при испытаниях ГПА. – ВНИИГАЗ.: 1999. — 26 с.
27. ПР 51-31323949-43-99. Методические указания по проведению
теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях
газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. – ВНИИГАЗ.: 1999. — 53 с.
28. Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа. – ВНИИГАЗ.:
2005. — 128 с.
29. ГОСТ 20440-75. Установки газотурбинные. Методы испытаний.
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата
обращения 05.05.2016 г.).
30. ISO 5389:2005. Turbocompressors Performance test code - Second Edition.
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата
обращения 05.05.2016 г.).
31. Каталог компрессорных машин и турбин. – М.: 2000. — 156 с.
32. Отт К.Ф. Основы технической эксплуатации компрессорных цехов с
газотурбинным приводом (ОТЭ) Обз. инф. Сер. Транспорт и
подземное хранение газа – М.:ИРЦ Газпром, 1993. – 68 с.Список использованных источников
Лист
108
Изм Лист № докум Подп. Дата
33. СТО 172302282.27.040.002-2008.Газотурбинные установки.
Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и
требования. – М.: 2008. — 77 с.
34. СТО Газпром 2-2.3-681-2012.Компрессорные станции.
Газоперекачивающие агрегаты. Порядок проведения технического
обслуживания и ремонта. – М.: 2014. — 545 с.
35. Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Газодинамика диффузоров и выхлопных
патрубков турбомашин. – М.: 1970 – 384 с.
36. Мигай В.К., Гудков Э.И. Проектирование и расчет выходных
диффузоров турбомашин. – Л.: 1981 – 272 с.
37. Зарянкин А.Е., Симонов Б.П. Выхлопные патрубки паровых и газовых
турбин. – М.:Изд-во МЭИ, 2002 – 274 с.
38. ГОСТ 12.0.003-74. ССБТ. Опасные и вредные производственные
факторы. Классификация. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 03.05.2016 г.).
39. ГОСТ 12.1.019-79. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и
номенклатура видов защиты. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 03.05.2016 г.).
40. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление,
зануление. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 03.05.2016 г.).
41. ГОСТ 12.2.003-91. ССБТ. Оборудование производственное. Общие
требования безопасности. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 03.05.2016 г.).
42. НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных
установок по взрывопожарной и пожарной опасности. [Электронный
ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата обращения
03.05.2016 г.).Список использованных источников
Лист
109
Изм Лист № докум Подп. Дата
43. ППБ 01-2003. Правила пожарной безопасности в Российской
Федерации. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www/docs.cntd.ru (дата обращения 03.05.2016 г.).
44. НПБ 110-99. Перечень зданий, сооружений, помещений и
оборудования, подлежащих защите автоматическими установками
пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией.
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www/docs.cntd.ru (дата
обращения 03.05.2016 г.).