Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим

Реферат

 

В настоящей работе представлен проект газотурбинной установки мощностью N=10 МВт, предназначенной для привода нагнетателя природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Проект газотурбинной установки выполнен по регенеративному циклу, то есть с использованием тепла отходящих газов для подогрева атмосферного 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 расширения Пунгинского ПХГ;

мероприятия по безопасности и экологичности проекта;

графические документы.

Введение

 

Перспективы развития газопроводного транспорта огромны. В последние 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 снижает технико-экономические показатели не только КС, но и системы газопроводов в целом.

Сооружение многопоточных газопроводов большой протяженности, в том числе и экспортных, сопровождается постановкой новых задач по проектированию мобильных ГПА при сооружении газотранспортных сетей, по охране окружающей среды, а также по эффективной эксплуатации всего оборудования.

Одной из главных проблем сегодняшнего времени является охрана окружающей среды. Главным источником загрязнения атмосферы в газопроводной транспортной промышленности являются ГТУ, в том числе и установка ГТК-10-4, поставленная на серийное производство еще в 1968 году. Установка ГТК-10-4 была совершенной для своего времени, за исключением некоторых недоработок. В конце 90-х годов началась модернизация топливной системы этих установок и систем управления.

Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность, небольшая относительная масса, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах.

Модернизация газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистрального газопровода с улучшением их технико-экономических показателей позволяет снизить себестоимость транспорта газа, обеспечивать безопасные условия эксплуатации основного и вспомогательного оборудования в компрессорном цехе, решать задачи по охране окружающей среды, повышать культуру производства.

Нормативные ссылки В настоящем курсовом проекте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1 004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.4 011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования 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 определения механических свойств.

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов.

ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия.

ГОСТ 19903-74 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент.

ГОСТ 19904-90 Прокат листовой холоднокатаный. Сортамент.

ГОСТ 23118-99 Конструкции металлические строительные. Общие технические условия.

СНиП II-23-81Стальные конструкции.

НПБ III-98 Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности.

ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах ЭВМ.

ГОСТ 2.102-68 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов.

ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

ГОСТ 2.113-75 ЕСКД. Групповые и базовые конструкторские документы.

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 технической документации.

ГОСТ 3.1105 - 84 ЕСТД. Формы и правила оформления документов общего назначения.

ГОСТ 3.1127 - 93 ЕСТД. Общие правила выполнения текстовых технологических документов.

ГОСТ 3.1128 - 93 ЕСТД. Общие правила выполнения графических технологических документов.

ГОСТ 3.1201 - 85 ЕСТД. Система обозначения технологической документации.

ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин.

ГОСТ 19.104-78 ЕСПД. Основные надписи.

ГОСТ 19.202-78 ЕСПД. Спецификация. Требования к содержанию и оформлению.

ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению.

ГОСТ 19.502-78 ЕСТД. Описание применения. Требования к содержанию и оформлениям.

ГОСТ 7.1 - 84 Библиографическое описание документа. Общие требования и правила составления.

ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной и рабочей документации.

ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификаций оборудования, изделий и материалов.

ГОСТ 21.205-93 СПДС. Технология производства. Основные требования к рабочим чертежам.

ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийский классификатор стандартов.

ОК 005-93 Общероссийский классификатор продукции.

ОК 012-93 Общероссийский классификатор изделий и конструкторских документов.

ОК 015-94 Общероссийский классификатор единиц измерения.

Исходные данные теплового расчета

 

Таблица 1.1

Название	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-исследовательских организаций по созданию ГТУ задаёмся необходимыми теплофизическими коэффициентами (табл.1.2).

 

Таблица 1.2. Необходимые теплофизические коэффициенты

Название	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	Cp К	1,008	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость газовоздушной смеси в камере сгорания	Cp КС	1,08	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость воздуха в камере сгорания	Cp В	1,03	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость продуктов сгорания в турбине	Cp Т	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 схемы

Обозначение	Значение	Обозначение	Значение
	4,400		3,982
	0,527		0,290
	177,9		315,2
	285,0		791,5
	464,5		693,4

 

Моделирование компрессора

 

Осевой компрессор проектируемого ГПА при нормальных атмосферных условиях (Р_о=0,1013Мпа; Т_о=285К) должен обеспечивать следующие характеристики работы в расчетном режиме:

массовый расход воздуха;

степень повышения давления;

КПД компрессора.

Воздушный осевой компрессор должен работать в диапазоне применяемого приведенного расхода 0,8 … 1,09 от расчетного значения.

Для создания проточной части воздушного осевого компрессора в качестве модели используем проточную часть воздушного осевого компрессора газотурбинной установки ГТК-10-4, выпускаемой НЗЛ.

Моделирование осевого компрессора проектируемой установки можно провести двумя способами:

В качестве точки моделирования на характеристике осевого компрессора выбрать прежнюю расчетную точку, ввести коэффициент моделирования m и уменьшить частоту вращения ротора на этот коэффициент.

Расчетную точку на характеристике компрессора сместить по частоте вращения ротора; при этом размеры компрессора остаются прежними.

Наиболее оправданным является выбор первого варианта, так как он не приводит к снижению КПД, в то время как второй вариант ведет к снижению КПД на 1-1,5%.

Определим коэффициент моделирования

 

где:

G проект = 83,72 кг/с - расход воздуха через проектный компрессор;

G модель = 86,20 кг/с - расход воздуха через модельный компрессор;

Т_В проект = 288 К - температура воздуха на входе в проектный компрессор;

Т_В модель = 288 К - температура воздуха на входе в модельный компрессор;

Р₁ проект = 101,3 кПа - давление воздуха на входе в проектный компрессор;

Р₁ модель= 101,3 кПа - давление воздуха на входе в модельный компрессор;

Частоту вращения проектного воздушного осевого компрессора определим используя следующее соотношение:

 

Предварительный расчет

 

Чтобы распределить теплоперепад между ступенями, необходимо определить степень понижения давления, расход газа, работу расширения газа в турбине, полезную работу и полезную мощность этой турбины. Часть данных известна из задания и теплового расчета. Результаты предварительного расчета сведены в табл.2.1

Давление газа перед турбиной

 

 

Данные предварительного расчета

Наименование 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 теплового расчета ГТУ, из которого известен теплоперепад на ТНД.

 

Н_ТНД = 125,75 кДж/кг;

H_ТВД = H_Т - Н_ТНД = 315,15-125,75=189,40 кДж/кг.

 

Кинематические параметры, принимаемые перед газодинамическим расчётом, сводим в табл.2.2

 

Таблица 2.2. Кинематические параметры

Наименование	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 понижении выходной скорости. Величина этой скорости при заданном расходе и параметрах газа на выходе определяется торцевой площадью последней ступени, которая в свою очередь связана с прочностью рабочих лопаток.

Определим корневой диаметр ступени ТВД:

 

w = pn/30 = 542,4

w = p*5280/30 = 552,9 рад/с;

 

Определим корневой диаметр ступени ТНД:

 

w = pn/30;

w = p*4800/30 = 502,7 рад/с;

 

Схема работы ПХГ

 

При режиме закачки газ из магистральных газопроводов поступает 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 и скважинам и закачивается в подземное хранилище.

При режиме отбора газ от скважин ПХГ по шлейфам поступает на блок входных ниток, где на установках сепарации улавливается капельная влага и мехпримеси. Отсепарированный газ подаётся на установку осушки газа. Осушка осуществляется высококонцентрированным раствором ТЭГа (98,5-99,3%). После осушки газ замеряется на замерном пункте и, скомпримированный в компрессорном цехе, после охлаждения в АВО, подаётся в систему магистральных газопроводов. В начале сезона отбора, при высоких пластовых давлениях, газ в магистральные газопроводы может подаваться, минуя компрессорный цех.

Отсепарированная жидкость поступает на установку дегазации пластовой воды, где отделяется от углеводородного конденсата, растворённого газа и метанола. Затем жидкость направляется на установку очистки стоков.

Регенерированные метанол и конденсат от установки регенерации возвращается на склад реагентов и масел.

Для обеспечения безаварийной работы основных технологических установок на промплощадке ПХГ предусматриваются вспомогательные установки и сооружения:

система сброса газа высокого и низкого давлений;

установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов;

установка подогрева теплоносителя для технологических нужд;

компрессорная воздуха КИП;

установка получения инертного газа;

склад реагентов и масел;

установка приготовления моющего раствора для ГПА и регенерации фильтров;

маслохозяйство компрессорного цеха.

 

5.2. Расчёт количества эксплуатационных скважин для вывода ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд. м³ и производительностью 35 млн. м³/сут.

 

На старой промплощадке в настоящее время работает 31 скважина.

Средняя длина одного шлейфа от скважины до существующего ПХГ 3, 464 км;

Диаметр проходного сечения шлейфаD = 150 мм;

Среднее давление на устье скважины р_н = 40,4 кг/см²;

Среднее давление на входе в блок сепарации р_к = 36,2 кг/см²;

Средняя температура грунтаt_гр = - 3,5 ^оС;

Средняя температура газа на устье скважиныt_н = 7,7 ^оС;

Средняя температура газа на входе в блок сепарацииt_к = 4,9 ^оС;

Средний суточный расход одного шлейфаQ = 0,542935 млн. м³/сут.

Для расчётов температуры и давления газа необходимо перевести 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 и гидравлической эффективности "среднего" шлейфа выполнен для одного фактического режима работы шлейфов. В динамике все величины непрерывно меняются. Кроме того, расход газа по шлейфам напрямую зависит от перепада между давлением пласта и создавшимся давлением на замерном узле (в зависимости от режима работы газотранспортной системы). Причём эти зависимости при отборе и закачке разные (рис.5.4. и 5.5)

На новой промплощадке ПХГ проектируем шлейфы Ду300 мм. Исходя из того, что газ из ПХГ идёт с влагой, и возможны гидратообразования, принимаем для новых шлейфов такую же эффективность. Давление газа на устье скважин для расхода 35 млн. м³/сут р_н = 37,9 кг/см² (при неизменном давлении газа на входе в блок сепарации). Для упрощения расчётов, температуры газа (начальную и конечную) и грунта для шлейфа Ду300 мм принимаем такие 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 шлейфы поочерёдно выключаются из работы, для стабильного расхода газа из ПХГ необходимо 17+1=18 шлейфов и 18 скважин.

Семнадцать новых шлейфов Ду300 мм смогут заменить 32 старых шлейфа Ду150 мм по производительности на тех же режимах работы.

Применение дожимного компрессорного цеха позволит увеличить давление пласта в конце сезона закачки до 80 кг/см², что, в свою очередь, даст возможность увеличить подачу газа в газотранспортную систему в сезон отбора. В результате: 7 млрд. м³ газа (3,5 млрд. м³ при отборе и 3,5 млрд. м³ при закачке), на которые летом уже затрачена работа, на половине пути по ГТС ООО "Тюментрансгаз" будут заложены на хранение, а зимой, с середины пути, с минимальными затратами, поданы в ГТС.

Заключение

 

При дипломном проектировании рассчитана ГТУ для привода нагнетателя 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 будут решены следующие задачи:

увеличена суточная производительность с 17 до 35 млн. м³/сут;

выведен из эксплуатации существующий технологический комплекс с морально и физически устаревшим оборудованием, не обеспечивающим качественной подготовки газа;

вынесены из пределов водоохраной зоны реки Пунга основные объекты технологического и вспомогательного назначения.

Технико-экономические показатели по этапам расширения ПХГ, приведенные в табл.6.1, свидетельствуют о том, что эффективность капвложений возрастает по мере наращивания активного объема газа в хранилище с 3,5 до 10 млрд. м³. В этой связи рекомендуется строительство объектов расширения ПХГ вести непрерывно с поэтапным вводом в эксплуатацию производственных мощностей по закачке и отбору газа из/в хранилища - 3,5; 6,5; 10 млрд. м³, соответственно.

Для повышения эффективности капвложений представляется целесообразным рассмотрение варианта по закачке газа в хранилище с давлением на стороне нагнетания ГПА до 10 МПа уже на 3-ем этапе (очереди) расширения ПХГ, что позволит увеличить активный объем газа в хранилище без дополнительных капвложений с 6,5 млрд. м³ до 8 млрд. м³.

Кроме того, необходимо уже в настоящее время, т.е. до окончания строительства 2-й очереди сделать заявку на разработку и изготовление отдельных видов арматуры, соединительных деталей трубопроводов и аппаратов воздушного охлаждения (АВО) на давление 12 МПа. Это позволит в последующем (на 4-ом этапе расширения ПХГ) избежать необходимости выполнения трудоемких строительно-монтажных работ по замене отдельных видов арматуры, соединительных деталей трубопроводов и АВО на расчетное давление 12 МПа, а также без увеличения капвложений увеличить активный объем газа в хранилище с 10 млрд. м³ до 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 под общ. ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1978, 232с.

2. Газодинамический расчет многоступенчатой газовой турбины: Методические указания 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: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию/ П.Н. Плотников. Свердловск: УПИ, 1989, 27с.

4. Тепловой расчёт схем приводных газотурбинных установок на номинальный и переменный 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 и статистика, 2001 г. 208 стр.

Реферат

 

В настоящей работе представлен проект газотурбинной установки мощностью N=10 МВт, предназначенной для привода нагнетателя природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Проект газотурбинной установки выполнен по регенеративному циклу, то есть с использованием тепла отходящих газов для подогрева атмосферного 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 расширения Пунгинского ПХГ;

мероприятия по безопасности и экологичности проекта;

графические документы.

Введение

 

Перспективы развития газопроводного транспорта огромны. В последние 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 снижает технико-экономические показатели не только КС, но и системы газопроводов в целом.

Сооружение многопоточных газопроводов большой протяженности, в том числе и экспортных, сопровождается постановкой новых задач по проектированию мобильных ГПА при сооружении газотранспортных сетей, по охране окружающей среды, а также по эффективной эксплуатации всего оборудования.

Одной из главных проблем сегодняшнего времени является охрана окружающей среды. Главным источником загрязнения атмосферы в газопроводной транспортной промышленности являются ГТУ, в том числе и установка ГТК-10-4, поставленная на серийное производство еще в 1968 году. Установка ГТК-10-4 была совершенной для своего времени, за исключением некоторых недоработок. В конце 90-х годов началась модернизация топливной системы этих установок и систем управления.

Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность, небольшая относительная масса, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах.

Модернизация газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистрального газопровода с улучшением их технико-экономических показателей позволяет снизить себестоимость транспорта газа, обеспечивать безопасные условия эксплуатации основного и вспомогательного оборудования в компрессорном цехе, решать задачи по охране окружающей среды, повышать культуру производства.

Нормативные ссылки В настоящем курсовом проекте использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1 004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.2 003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.4 011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования 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 определения механических свойств.

ГОСТ 14192-96 Маркировка грузов.

ГОСТ 14637-89 Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия.

ГОСТ 19903-74 Прокат листовой горячекатаный. Сортамент.

ГОСТ 19904-90 Прокат листовой холоднокатаный. Сортамент.

ГОСТ 23118-99 Конструкции металлические строительные. Общие технические условия.

СНиП II-23-81Стальные конструкции.

НПБ III-98 Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности.

ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах ЭВМ.

ГОСТ 2.102-68 ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов.

ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

ГОСТ 2.113-75 ЕСКД. Групповые и базовые конструкторские документы.

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 технической документации.

ГОСТ 3.1105 - 84 ЕСТД. Формы и правила оформления документов общего назначения.

ГОСТ 3.1127 - 93 ЕСТД. Общие правила выполнения текстовых технологических документов.

ГОСТ 3.1128 - 93 ЕСТД. Общие правила выполнения графических технологических документов.

ГОСТ 3.1201 - 85 ЕСТД. Система обозначения технологической документации.

ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин.

ГОСТ 19.104-78 ЕСПД. Основные надписи.

ГОСТ 19.202-78 ЕСПД. Спецификация. Требования к содержанию и оформлению.

ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению.

ГОСТ 19.502-78 ЕСТД. Описание применения. Требования к содержанию и оформлениям.

ГОСТ 7.1 - 84 Библиографическое описание документа. Общие требования и правила составления.

ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной и рабочей документации.

ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификаций оборудования, изделий и материалов.

ГОСТ 21.205-93 СПДС. Технология производства. Основные требования к рабочим чертежам.

ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийский классификатор стандартов.

ОК 005-93 Общероссийский классификатор продукции.

ОК 012-93 Общероссийский классификатор изделий и конструкторских документов.

ОК 015-94 Общероссийский классификатор единиц измерения.

Исходные данные теплового расчета

 

Таблица 1.1

Название	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-исследовательских организаций по созданию ГТУ задаёмся необходимыми теплофизическими коэффициентами (табл.1.2).

 

Таблица 1.2. Необходимые теплофизические коэффициенты

Название	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	Cp К	1,008	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость газовоздушной смеси в камере сгорания	Cp КС	1,08	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость воздуха в камере сгорания	Cp В	1,03	кДж/ (кт*К)
Теплоемкость продуктов сгорания в турбине	Cp Т	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 схемы

Обозначение	Значение	Обозначение	Значение
	4,400		3,982
	0,527		0,290
	177,9		315,2
	285,0		791,5
	464,5		693,4

 

Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим

 

Номинальное значение .

КПД турбомашины принимаем в соответствии с заданием: ,

И