Вариант модернизации камер сгорания установки ГТ-750-6

Вариант модернизации камер сгорания установки ГТ-750-6

Введение

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Для снабжения газом потребителей в стране создана крупнейшая в мире сеть магистральных газопроводов, общая протяженность которых продолжает быстро расти. Все эти газовые артерии объединены в единую систему газоснабжения (ЕСГ) России с подключением к ней подземных хранилищ газа.

Подача больших объемов газа на значительные расстояния осуществляется по трубам больших диаметров с помощью сложных газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

Существует несколько разновидностей газовых турбин, представляющих собой довольно сложные агрегаты.

Необходимым условием устойчивой работы ГПА является качественный их ремонт. В настоящее время ремонт ГТУ очень трудоемкий процесс. От качественного ремонта во многом зависит дальнейшая эксплуатация ГПА, их технико-экономические показатели. Это в свою очередь позволит решить важнейшую задачу - бесперебойную поставку газа потребителям.

Конструирование, создание нового или модернизирование оборудования является основой развития газового машиностроения. Для достижения основной цели газового машиностроения - добычи газа и дальнейшей его переработки необходимо решить ряд задач, среди которых создание надёжного и долговечного оборудования - одна из важнейших.

В настоящее время в газоперекачивающем производстве газовые турбины широко используются в качестве энергоустановок различного назначения.

В связи с тем, что большинство агрегатов типа ГТ-750-6 почти выработали или уже выработали свой ресурс на магистральном газопроводе, в настоящее время остро стоит вопрос об обновлении парка ГПА, т.е. внедрения ГГПА нового поколения. Однако большой парк ГТ-750-6 не может быть обновлен быстрыми темпами по финансовым причинам, связанным с внедрением ГГПА нового поколения.

Помимо этого возникает необходимость снижения потребления топлива газовыми турбинами, повышение межремонтного периода и стоимости самого ремонта, что в свою очередь ведет к снижению затрат на эксплуатацию ГПА и повышение их долговечности.

Целью данного дипломного проекта является модернизация камеры сгорания газотурбинной установки ГТ-750-6 для повышения её надёжности и долговечности. Газотурбинная установка ГТ-750-6 предназначена для привода центробежного нагнетателя природного газа. Цель модернизации - улучшение технико-экономических показателей. Модернизация газотурбинной установки ГТ-750-6 осуществляется путем разработки горелки в камере сгорания. Данная модернизация приведет к снижению потребления топливного газа горелкой до 2,5 раза, увеличение межремонтного периода до 10% и стоимости ремонта до 45%.

1. Технологическая часть

Газотурбинная установка выполнена по схеме разомкнутого цикла с регенерацией тепла и состоит из двух турбин (турбины высокого давления для привода воздушного компрессора и турбины низкого давления для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера и систем смазки, регулирования, защиты и автоматического управления.

Газотурбинная установка работает следующим образом: воздух из атмосферы через фильтры засасывается воздушным осевым компрессором. Из компрессора сжатый воздух поступает в воздухоподогреватель, где происходит подогрев воздуха за счет тепла отходящих от турбины газов. Далее воздух поступает в камеру сгорания, куда также подается топливный газ. Получившаяся газовоздушная смесь сгорает с образованием продуктов сгорания с температурой 750°С.

Из камеры сгорания газ поступает в турбины высокого и низкого давления. В турбинах происходит превращение потенциальной энергии газа в механическую работу. Из турбины низкого давления газ проходит в воздухоподогреватель, где отдает часть своего тепла воздуху, и далее выбрасывается в атмосферу.

Турбина высокого давления вращает воздушный компрессор, а турбина низкого давления служит приводом газового нагнетателя. Для запуска газотурбинной установки используется турбодетандер [3].

1.1 Камера сгорания

сгорание газотурбинный зажигание топливо

Камера сгорания предназначена для осуществления непрерывного процесса сгорания газообразного топлива в потоке воздуха с начальной температурой 400°С, поступающего из воздухоподогревателя в количестве 190 т/час.

Продукты сгорания направляются через переходной патрубок в газовую турбину.

Камера сгорания состоит из следующих основных узлов:

горелочного устройства;

фронтового устройства;

огневой части;

корпуса камеры;

крышки.

Горелочное устройство: устанавливается во фронтовой части камеры сгорания и состоит из следующих элементов:

горелки основой;

горелки дежурной с воспламенителем.

Горелка основная состоит из двух концентрично расположенных труб, кольцевое пространство между которыми используется для подвода газа к головке горелки. Торцы кольцевой полости горелки закрыты с одной стороны перфирированной конической головкой, а с другой стороны - фланцем для крепления дежурной горелки.

Газ подается в горелку через патрубок, врезанный в наружную трубку горелки, подходит по кольцевой полости и поступает во фронтовое устройство камеры сгорания через ряд мелких отверстий в конической головке [9].

В пространство внутренней трубы горелки, в которое устанавливается дежурная горелка с воспламенителем, осуществляется подвод воздуха через 4 втулки.

Количество газа, подаваемого в основную горелку, определяется величиной открытия регулирующего клапана в зависимости от режима работы агрегата. Максимальный расход газа через горелку составляет 1900 кг/час.

Горелка дежурная состоит из цилиндрической головки с двумя коническими донышками. Одно из донышек имеет ряд мелких отверстий для выхода газа; во второе донышко вварена трубка диаметром 25 мм для подвода газа к дежурной горелке. Подводящая трубка приварена к фланцу, с помощью которого дежурная горелка соединяется с основной горелкой.

Воздух к дежурной горелке поступает из внутренней полости основной горелки и проходит через лопаточный завихритель, установленный на цилиндрической части головки.

Дежурная горелка при всех режимах работы агрегата работает при постоянном расходе газа. Расход газа устанавливается подбором шайбы и составляет 190-200 кг/час.

К фланцу дежурной горелки также приварен корпус воспламенителя с воспламеняющей головкой. Внутрь корпуса устанавливается запальная электросвеча поверхностного разряда, а через специальные сверления во фланце и корпусе воспламенителя подводится газ в количестве 10-15 кг/час к воспламеняющей головке, куда подсасывается небольшое количество воздуха.

Фронтовое устройство: предназначено для разделения воздуха, поступающего в камеру, на первичный и вторичный, организации смешения газа с первичным воздухом и стабилизации факела на всех режимах.

Фронтовое устройство крепится к ребрам, вваренным во входные воздушные патрубки корпуса, обеспечивая свободу его радиальных и тепловых расширений.

Фронтовое устройство состоит из трех цилиндрических лопаточных завихрителей (регистров) с плоскими лопатками, имеющими разноименную закрутку и соединенных между собой двумя конусами.

Во внутреннее кольцо малого завихрителя свободно входит головная часть основной горелки. Наружное кольцо большого завихрителя свободно входит в обечайку огневой части камеры.

Первичный воздух, подаваемый через малый и средний завихрители с коэффициентом избытка воздуха 1,2 предназначен для смешения его с газом и по возможности полного сгорания последнего.

Закручивание потоков первичного воздуха способствует хорошему смешению газовых струй, выходящих из горелочного устройства, с воздухом, а также определяет возникновение мощного кольцевого вихря, обеспечивающего возврат части тепла к корню факела и, тем самым, его устойчивость.

Отбрасываемый при закрутке к стенкам конусов воздух, охлаждает их до рабочей температуры.

Вторичный воздух подается через большой завихритель и не принимает непосредственного участия в процессе горения. Мощный закрученный поток вторичного воздуха движется вдоль стенок огневой части камеры сгорания, охлаждая их. Вторичный воздух не отделен от факела стенкой, так что факел окружен воздушной рубашкой.

Все элементы фронтового устройства выполнены из листовой аустенитной стали.

Огневая часть камеры сгорания представляет собой трубу в конце которой (по ходу продуктов сгорания) расположен смеситель. концентрично с внутренней трубкой соединен наружный тонкостенный экран. Огневая часть вставляется в корпус камеры сгорания и опирается на него ребрами, приваренными в нижней половине огневой части.

Смеситель предназначен для перемешивания потоков вторичного воздуха с продуктами сгорания и получения на выходе из камеры достаточно равномерного поля температуры по сечению.

Смеситель состоит из 6 изогнутых лопастей, перемещающих наружные слои воздуха к центру камеры, и производит их смешение.

Детали огневой части выполнены из листовой аустетичной стали.

Корпус камеры сгорания представляет собой цилиндрический барабан с двумя врезанными в него овальными входными воздушными патрубками, заканчивающимися круглыми фланцами.

К цилиндрическому барабану приварены два фланца, к одному из которых прибалчивается крышка, другой же служит для соединения с переходным патрубком, связанным с турбиной.

Корпус служит для размещения фронтового устройства и огневой части камеры и воспринимает полное давление, имеющиеся внутри камеры. Корпус выполнен из листовой перлитной стали.

Для установки камеры сгорания на раму и направления ее теплового расширения на корпусе имеются две лапы и продольная шпонка. Для наблюдения за работой камеры в корпусе имеется смотровое окно.

Крышка является днищем корпуса и состоит из штампованной овальной части и фланца для соединения с корпусом камеры. К наварышу, расположенному по оси днища, крепится основная горелка. В крышку вварено смотровое окно и патрубок для крепления датчика фотореле [7].

1.2 Общая характеристика камеры сгорания

Камера сгорания была создана на основе уникальной технологии сжигания природного газа со сверхнизким уровнем эмиссии NO_x [1] без использования сложных и дорогостоящих следящих систем топливной автоматики, изменяемой геометрии камеры сгорания, перепуска воздуха после компрессора, обычно применяемых зарубежными фирмами при создании камер сгорания.

Отличительной особенностью разработанной конструкции камеры сгорания является более широкий диапазон малотоксичной и устойчивой работы за счет создания условий автоматического поддержания оптимального состава смеси в локальной области зоны горения (область стабилизации и формирования фронта пламени) в сравнении с разработками зарубежных фирм «АВВ», «Solaz», «General Electric».

Камера сгорания изготавливается в соответствии с техническими условиями ПСТ-100-98 ТУ. Экологические характеристики достигаются на исправном ГПА в диапазоне режимов 70…100% от номинала. Разработка конструкции камеры сгорания ПСТ, а также их доводка в процессе всего период промышленной эксплуатации осуществлялась для среднестатистических параметров цикла работы ГПА ГТ-750-6, что предполагает выполнение следующих условий:

–   полное давление за осевым компрессором не менее 3,2 атм;

–       температура воздуха на входе в камеру сгорания не менее 370°С;

–       содержание О₂ в продуктах сгорания на выхлопе не менее 17%;

–       температура газов на выходе из турбины не более 525°С;

–       неравномерность температуры газов на выходе из турбины не более 40°С.

Камера сгорания ГТ-750-6 предназначена для сжигания природного газа с уровнем выбросов оксидов азота (NO_x) не более 50 мг/нм³ (в пересчете на 15% содержание О₂ в продуктах сгорания) в составе ГПА ГТ-750-6. Технические характеристики камеры сгорания при эксплуатации в составе ГПА ГТ-750-6 приведены в таблице 1 [5].

Таблица 1 - Технические характеристики камеры сгорания ГТ-750-6 при эксплуатации в составе ГПА ГТ-750-6

1.3
Описание конструкции камеры сгорания

По принципу организации рабочего процесса камера сгорания ГТ-750-6 является однозонной многомодульной камерой сгорания типа DLE (с предварительной подготовкой «бедной» топливо-воздушной смеси) с многоконтурной системой подачи и распределения топлива. Предварительная подготовка топливо-воздушной смеси производится в специальных модулях-горелках, имеющих несколько изолированных топливных контуров.

Конструкция камеры сгорания ГТ-750-6 защищена следующими патентами и свидетельствами Российской Федерации:

- «Горелочное устройство», патент №2128313 от 27.03.1999 г., приоритет от 10.06.1997 г.;

«Горелочное устройство», свидетельство на полезную модель №2134843 от 20.08.1999 г., приоритет от 10.06.1997 г.

Конструктивная схема камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 приведена на рисунке 1.

Камера сгорания состоит из следующих основных систем и элементов:

центральная горелка;

шесть периферийных горелок;

система распределения топлива с распределительным клапаном;

система зажигания;

фронтовое устройство;

смеситель;

корпус;

крышка.

Пуск и останов ГПА ГТ-750-6 с камерой сгорания ГТ-750-6 производятся в соответствии со штатной программой.

Камера сгорания ГТ-750-6 имеет четыре контура топливного газа: контур запального топлива, контур дежурного топлива, основной контур основного топлива и пусковой контур основного топлива. До достижения давления воздуха перед камерой сгорания 1,8 кг/см² распределительный клапан, установленный на входе в пусковой контур основного топлива, находится в полностью открытом положении и около 50% от общего расхода топливного газа поступает в контур дежурного топлива и пусковой контур основного топлива. Горение этой части топлива происходит в диффузионном факеле, что обеспечивает устойчивость работы камеры сгорания и отсутствие вибрационного горения при низких параметрах циклового воздуха. При изменении давления воздуха перед камерой сгорания в диапазоне 1,2ч2,1 кг/см² происходит перестройка положения запорного элемента распределительного клапана, что приводит к плавному уменьшению расхода топлива через пусковой контур.

- центральная горелка; 2 - периферийная горелка; 3 - распределительный клапан; 4 - дополнительный (пусковой) коллектор; 5 - фронтовое устройство; 6 - смеситель; 7 - корпус камеры сгорания; 8 - крышка камеры сгорания; 9 - основной топливный коллектор; 10 - регулирующий клапан; 11 - стопорный клапан; 12 - вентиль запального топлива; 13 - свеча; Кр 14, Кр 15 - штатные электромагнитные краны; 14 - дроссельная шайба запального топлива; 15 - дроссельная шайба дежурного топлива; 16 - трубопровод запального топлива; 17 - трубопровод дежурного топлива; 18 - трубопровод основного контура; 19 - трубопровод пускового контура; 20 - патрубки пускового контура; 21, 22 - патрубки основного контура

Рисунок 1 - Принципиальная схема камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6

При полном закрытии распределительного клапана 100% основного топлива до поступления в зону горения предварительно перемешивается с воздухом в оптимальном количественном соотношении (с коэффициентом избытка воздуха б=1.7ч2.3). Температура пламени в зоне горения на основных рабочих режимах находится в пределах 1600ч1800°С, что обеспечивает низкие уровни выбросов NO_x и СО [12].

1.4 Система распределения топлива камеры сгорания

Система распределения топлива предназначена для организации распреде-ления топливного газа по контурам камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 в зависимости от режима работы ГПА.

Система распределения топлива, представленная на рисунке 1, включает элементы штатной топливной системы (электромагнитные краны Кр 14, Кр 15, стопорный клапан (СК), регулирующий клапан (РК), вентиль запального топлива, основной топливный коллектор 9), распределительный клапан 3, дополнительный коллектор 4, трубопровод запального топлива 16 с дроссельной шайбой 14, дроссельная шайба дежурного топлива 15, трубопровод дежурного топлива 17, трубопровод основного контура 18, трубопровод пускового контура 19, шесть патрубков пускового контура 20, шесть патрубков основного контура 21 и один патрубок основного контура 22, трубопровод перепуска дежурного топлива 23.

Распределительный клапан предназначен для автоматического изменения расхода основного топлива через пусковой контур в зависимости от давления всасывающего воздуха, отбираемого перед камерой сгорания. Клапан состоит из цельносварного корпуса 1, штока 2 и пневмоцилиндра 3.

Корпус 1 имеет седло 4 и фланцы 5, 6 и 7 для соединения соответственно с трубопроводом основного контура, трубопроводом пускового контура и пневмоцилиндром 3. На фланце 7 расположен штуцер 12 для подачи всасываюшего воздуха в пневмоцилиндр 3.

Шток 2 выполнен за одно целое с затвором 13. При посадке затвора 13 на седло 4 проходное сечение клапана полностью закрывается. Шток имеет указатель положения 11.

Пневмоцилиндр 3 служит для перемещения штока 2. Внутри пневмоцилиндра 3 расположен поршень 9, который закреплен с помощью двух гаек на резьбовой части штока 2. На резьбовой части штока 2 также установлена одна опора 14 пружины 10. Вторая опора 15 пружины 10 для регулировки начальной затяжки пружины выполнена плавающей. Для изменения положения опоры 15 служит толкатель 16. Воздушная полость пневмоцилиндра изолируется от газовой полости корпуса 1 и атмосферного воздуха соответственно с помощью уплотнения 17 и манжеты 18.

В исходном состоянии (при избыточном давлении импульсного воздуха до 1,2 кг/см²) силой начальной затяжки пружины 10 затвор 13 штока 2 отжимается от седла 4, открывая подачу основного топлива в пусковой контур. С повышением давления импульсного воздуха свыше 2,1 кг/см² начинается перестройка положения штока 2. При давлении 2,1 кг/см² затвор 13 садится на седло 4, и подача основного топлива в пусковой контур прекращается.

При некоторых условиях (низкая эффективность регенераторов, низкая температура, высокая влажность атмосферного воздуха) после закрытия распределительного клапана возможно появление вибрационного горения в камере сгорания. Вибрационное горение сопровождается резким однотонным шумом с частотой 60ч120 Гц. Для исключения вибрационного горения применяется устройство ручного управления распределительным клапаном, состоящей из вентиля, емкости и дросселя. Перед пуском ГПА вентиль необходимо открыть вручную. Всасывающий воздух при этом стравливается в атмосферу и клапан находится в открытом положении. Камера сгорания работает в режиме диффузионного горения 50% топлива. После завершения прогрева регенераторов (через 40ч45 минут после розжига центральной горелки) необходимо вентиль закрыть.

Стравливание импульсного воздуха прекращается, происходит перестройка штока клапана, подача основного топлива в пусковой контур перекрывается, и камера сгорания переходит в режим работы с предварительным смешением 100% основного топлива.

Трубопровод основного контура 18 и трубопровод пускового контура 19 предназначены для подачи основного топлива соответственно в основной топливный коллектор 9 и дополнительный (пусковой) коллектор 4.

Основной топливный коллектор 9 и патрубки основного контура 21, 22 предназначены для равномерного распределения расхода основного топлива по контурам основного топлива шести периферийных и центральной горелки.

Дополнительный топливный коллектор 4 и патрубки пускового контура 20 предназначены для равномерного распределения расхода основного топлива по каналам пускового топлива шести периферийных горелок.

Трубопровод запального топлива 16 с дроссельной шайбой запального топлива 14 предназначены для дозированной подачи запального топлива к штуцеру запального топлива центральной горелки во время запуска ГПА. Расход запального топлива, необходимый для надежного розжига центральной горелки, обеспечивается за счет выбора проходного сечения дроссельной шайбы 14.

Трубопровод дежурного топлива 17 с дроссельной шайбой дежурного топлива 15 предназначены для дозированной подачи дежурного топлива к штуцеру дежурного топлива центральной горелки. Постоянный расход дежурного топлива, необходимый для обеспечения первого прогрева турбины и поддержания устойчивого горения на всех режимах, определяется проходным сечением дросселя диаметром 3,6, установленного в штуцере дежурного топлива центральной горелки. Для обеспечения первого прогрева турбины до температуры 150-200°С дежурное топливо подается также в переферийные горелки через трубопровод перепуска дежурного топлива 23, на входе в который установлена дроссельная шайба 15 (с отверстием диаметром 5,0) [11].

1.5 Система зажигания камеры сгорания

Система зажигания камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 предназначена для обеспечения надежного розжига камеры сгорания.

Система зажигания состоит из агрегата зажигания 1, высоковольтного кабеля 2 и свечи 3. Свеча устанавливается внутри центральной горелки.

Агрегат зажигания типа СК-224-1 при подаче входного напряжения вырабатывает импульсы высокого напряжения, которые передаются по высоковольтному кабелю к свече и вызывают искровые разряды между электродами свечи. От искровых разрядов происходит розжиг запального топлива во время пуска ГПА.

Технические характеристики элементов системы зажигания приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Технические характеристики элементов системы зажигания

1.6 Центральная горелка

Центральное горелочное устройство предназначено для розжига камеры сгорания, организации устойчивого горения дежурного топлива на всех режимах и организации горения основного топлива с низким уровнем выбросов NO_x и СО при работе ГПА под нагрузкой.

Центральная горелка имеет цельносварную конструкцию и состоит из следующих основных элементов: коллектора 1, трубы наружной 2, трубы промежуточной 3, трубы внутренней 4, завихрителя 5, двенадцати форсунок основного топлива 6, двенадцати форсунок дежурного топлива 7, внутренней обечайки 8, наружной обечайки 9, штуцера основного топлива 10, штуцера дежурного топлива 11, штуцера запального топлива 12, штуцера импульсного воздуха 13, штуцера свечного 16, фланца крепежного 17, косынки 18, двух бобышек 19.

Дежурное топливо подается в горелку из трубопровода дежурного топлива через штуцер дежурного топлива 11 и поступает по кольцевому зазору между промежуточной трубой 3 и внутренней трубой 4 в форсунки дежурного топлива 7. На форсунках дежурного топлива 7 выполнены многочисленные мелкие отверстия для равномерного распределения дежурного топлива в потоке воздуха. В штуцере дежурного топлива выполнено калиброванное отверстие диаметром 3,6 мм.

Основное топливо подается в горелку из патрубка основного контура через штуцер основного топлива 10, поступает через полость коллектора 1 и кольцевой зазор между наружной трубой 2 и промежуточной трубой 3 в форсунки основного топлива 6. На форсунках основного топлива 6 выполнены многочисленные мелкие отверстия для равномерного распределения основного топлива в потоке воздуха. Дежурное и основное топливо смешивается с воздухом на участке от форсунок до выходного сечения горелки.

Лопаточный завихритель 5 предназначен для обеспечения стабилизации пламени и интенсификации процессов смешения и горения. Он состоит из двенадцати профилированных лопаток, обтекание которых придает потоку воздуха вращательное движение, что способствует формированию необходимого для стабилизации пламени возвратного течения на выходе потока из горелки.

Наружная обечайка 9 служит для защиты внутренней обечайки 8 от прямого контакта с горячими продуктами сгорания. Воздух, протекающий в зазоре между наружной обечайкой 9 и внутренней обечайкой 8, охлаждает конструкцию горелки и предотвращает проскок пламени по пограничному слою в зону предварительного смешения топлива с воздухом.

Штуцер свечной 14, расположенный на внутренней трубе 4, предназначен для установки запальной свечи 20. Соединение свечи со штуцером 14 уплотняется с помощью медной прокладки 21. Рабочий участок свечи размещается внутри втулки 16. Втулка 16 имеет диск, часть которого срезана таким образом, что образуется отверстие в форме полукольца для выхода запального топлива.

Для предотвращения повреждения свечи от перегрева предусмотрена продувка полости внутренней трубы 4 воздухом, отбираемым из камеры сгорания через отверстия на продувочной трубке 15.

Запальное топливо поступает в дежурную горелку через штуцер 12, установленный на внутренней трубке 4.

На коллекторе 1 расположен штуцер импульсного воздуха 13.

Центральная горелка крепится к крышке камеры сгорания с помощью крепежного фланца 17. Для повышения надежности соединения фланца с горелкой предусмотрены четыре косынки 18. Фланец и косынки привариваются к центральной горелке во время первичного монтажа.

На боковой поверхности наружной обечайки 9 выполнены две бобышки 19, с помощью которых центральная горелка подвешивается к фронтовому устройству во время первичного монтажа камеры сгорания. После приварки крепежного фланца бобышки срезаются [13].

1.7 Периферийная горелка

Периферийные горелочные устройства предназначены для организации устойчивого горения основного топлива на всех режимах, с низкими уровнями выбросов NO_x и СО при работе ГПА под нагрузкой.

Шесть периферийных горелок расположены равномерно вокруг центральной горелки.

Периферийная горелка имеет цельносварную конструкцию и состоит из следующих основных элементов: хвостовика 1, трубы наружной 2, ствола 3, трубы внутренней 4, шайбы распределительной 5, крышки 6, завихрителя 7, двенадцати форсунок основного контура 8, десяти форсунок основного контура 9, внутренней обечайки 10, наружной обечайки 11, дефлектора воздушного 12, обтекателя 13, штуцера основного контура 14, штуцера пускового контура 15, колец дросселирующих 16, 17, двух бобышек 18.

Хвостовик 1 служит для крепления горелки к крышке камеры сгорания. Горелка 1 опирается буртом хвостовика на упор крепежного фланца 3. Зазор между боковой поверхностью хвостовика и крепежным фланцем уплотняется с помощью фторопластовой прокладки 6.

Обжим прокладки производится под воздействием толкателя 7 при навинчивании хомута 8 на резьбовую часть хвостовика горелки. Резьбовое соединение хомута 8 с хвостовиком стопорится с помощью болта 9 и самоконтрящейся гайки 10. Разъем между крепежным фланцем и крышкой камеры сгорания 2 уплотняется с помощью паронитовой прокладки 4.

Подача основного топлива в периферийную горелку производится через штуцер основного контура 14 и штуцер пускового контура 15. Топливо, поступающее в штуцер основного контура 14, равномерно распределяется в потоке воздуха с помощью форсунок 8, 9 и отверстий на наружной трубе 2, и предварительно смешивается с воздухом до зоны горения.

Топливо, поступающее в штуцер пускового контура 15, направляется непосредственно в зону горения через радиальные отверстия в распределительной шайбе 5.

На режимах с низкими параметрами циклового воздуха расходы, топлива через пусковой и основной контуры приблизительно равны, что обеспечивает высокую устойчивость горения. На основных рабочих режимах поступление топлива в пусковой контур прекращается.

Назначение и конструкция завихрителя 7, наружной обечайки 11, внутренней обечайки 10, аналогичны назначению и конструкции соответствующих элементов центральной горелки.

Дефлектор воздушный 12 предназначен для выравнивания поля скорости воздушного потока на входе в горелку. Он состоит из плавного точеного кольца и двух тонкостенных обечаек. Крепление дефлектора к горелке производится с помощью трех рядов стержней. Кольца 16 и 17, закрепляемые на стержнях, служат для уменьшения расхода воздуха через горелку и применяются при необходимости снижения выбросов СО.

Бобышки 18 предназначены для подвески горелки на фронтовом устройстве при монтаже [12].

1.8 Фронтовое устройство

Фронтовое устройство предназначено для размещения горелок и распределения воздуха для горения и охлаждения жаровой трубы.

Фронтовое устройство имеет цельную сварную конструкцию и состоит из корпуса 1, шести периферийных колец 2, центрального кольца 3, перекрытия 4, экрана 5 и четырех кронштейнов 6, равномерно расположенных по окружности корпуса.

При изготовлении корпуса 1 используется штатное фронтовое устройство камеры сгорания ГТ-750-6. На днище корпуса 1 расположены шесть периферийных колец 2 для установки периферийных горелок и центральное кольцо 3 для установки центральной горелки. На каждом кольце выполнено по два паза в диаметрально противоположных точках, через которые при монтаже камеры сгорания проходят бобышки на горелках.

Перекрытие 4, выполненное из двенадцати сегментов, предназначено для дозирования расхода охлаждающего воздуха, поступающего внутрь камеры сгорания через завихритель корпуса 1 фронтового устройства.

Экран 5, изготовленный из листового жаростойкого материала ХН60ВТ, предназначен для изоляции зоны горения от охлаждающего воздуха. Применение экрана позволяет снизить выбросы СО. Экран выполнен сварным из пяти-шести секторов.

Крепление фронтового устройства к корпусу камеры сгорания производится с помощью четырех кронштейнов. Применение двух дополнительных кронштейнов позволяет снизить нагрузку от жаровой трубы на горелки [12].

1.9 Смеситель камеры сгорания

Смеситель предназначен для организации смешения вторичного воздуха с продуктами сгорания с целью формирования равномерного поля температур перед турбиной. Смеситель камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 изготавливается с использованием штатного смесителя камеры сгорания ГТ-750-6 [12].

1.10 Крышка камеры сгорания

Крышка камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 изготавливается с использованием штатной крышки камеры сгорания ГТ-750-6. Для обеспечения возможности демонтажа центральной горелки без разборки камеры сгорания в целом в крышке вварен центральный фланец с отверстием, диаметр которого превышает максимальный наружный диаметр центральной горелки.

К крышке приварен коллектор дополнительный [12].

1.11 Корпус камеры сгорания

Корпус камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 изготавливается с использованием штатного корпуса камеры сгорания ГТ-750-6. По сравнению со штатной конструкцией изменено расположение смотровых окон [12].

1.12 Средства измерения

Для контроля состава продуктов сгорания допускается применять автономные газоанализаторы типа ДАГ-500, ДАГ-16, и близкие к ним по техническим характеристикам, в соответствии с ГОСТ 13320-8 1, ГОСТ Р 50759-95 [12].

1.13 Упаковка

Упаковка камеры сгоряния производится в соответствии с ГОСТ 23170-90, категория КУ-1 [12].

1.14. Инструкция по монтажу, пуску и наладке

Общие требования

Все работы по монтажу, пуску и наладке камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 должны выполняться специалистами, имеющими допуск на обслуживание и ремонт ГПА и их систем.

При производстве работ необходимо выполнять требования техники безопасности, действующие на предприятии, эксплуатирующем ГПА.

Монтаж камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6 проводит при закрытой крышке турбины [13].

Порядок монтажа

Произвести проверку комплектности камеры сгорания ПСТ ГТ-750-6. Демонтировать штатную крышку камеры сгорания, штатные горелки, штатное фронтовое устройство.

В соответствии с техническими требованиями приварить к крышке камеры сгорания коллектор пускового контура и фланец под установку центральной горелки. Внутреннюю поверхность крышки, уплотнительные поверхности крышки и корпуса камеры сгорания тщательно очистить от герметика (обмазки).

Доработать смеситель камеры сгорания, обеспечив требуемые размеры окон для выхода вторичного воздуха. Установить смотровые окна на корпусе камеры сгорания и выполнить соответствующие им отверстия на фронтовом устройстве.

Смонтировать фронтовое устройство в корпусе камеры сгорания. Болтовые соединения крепления кронштейнов фронтового устройства к корпусу предварительно смазать антипригарной смазкой и затянуть с моментом затяжки 10-15 кгсм.

Подвесить крышку камеры сгорания к корпусу на двух монтажных шпильках, обеспечив зазор между фланцами крышки и корпуса около 600 ММ.

Установить центральную и шесть периферийных горелок в соответствующие кольца на фронтовом устройстве.

На уплотнительную поверхность фланца крышки камеры сгорания тонким слоем (до 4-5 мм) нанести герметик (обмазку), оставляя с внутренней стороны уплотнительной поверхности место для выдавливания герметика.

Медленно и равномерно поднимать крышку камеры сгорания на монтажных шпильках до соединения фланцев корпуса и крышки камеры сгорания. Хвостовики горелок направлять в соответствующие отверстия на крышке камеры сгорания, не допуская заклинивание и повреждения штуцеров горелок.

Установить крепежные фланцы периферийных горелок. Болты крепления фланцев предварительно смазать антипригарной смазкой и затянуть с моментом 16…20 кгсм.

Выполнить сборку узлов крепления периферийных горелок в следующей последовательности.

Установить в паз крепежного фланца фторопластовую прокладку, установить на хвостовик горелки толкатель, наживить хомут на резьбовую часть хвостовика. Развернуть горелку вокруг продольной оси до положения, при котором патрубок пускового контура без натяга монтируется со штуцером пускового контура горелки и соответствующим штуцером коллектора пускового контура.

С помощью специального ключа завернуть хомут на хвостовик горелки до выбора зазора между толкателем и крепежным фланцем.

Застопорить хомут с помощью болта М8 и самоконтрящейся гайки с моментом 2,1-2,6 кгсм.

Выполнить предварительную установку крепежного фланца центральной горелки, затянув болты крепления фланца с моментом 5-7 кгсм. Развернуть горелку вокруг продольной оси до углового положения, в котором трубопровод основного контура и трубопровод дежурного топлива могут быть смонтированы без натяга. Выполнить шесть прихваток горелки с крепежным фланцем, расположив их равномерно по окружности.

Демонтировать крепежный фланец совместно с горелкой. Выполнить сварку крепежного фланца с горелкой и установить четыре косынки. Бобышки на боковой поверхности наружной обечайки горелки убрать с помощью шлифовальной машинки.

Установить горелку в центральное кольцо фронтового устройства, не допуская смятия наружной обечайки. Выполнить затяжку болтов крепления крепежного фланца, предварительно смазав резьбу антипригарной смазкой. Момент затяжки болтов 16-20 кгсм.

Собрать систему распределения топлива. Болты фланцевых соединений затянуть с моментом 10-15 кгсм. Все медные прокладки отжигать при температуре 600°С не ранее, чем за 2 часа до их установки. На штуцера системы распределения топлива нанести термостойкий фиксатор резьбы. Штуцерньте соединения патрубков основного контура с основным коллектором затянуть с моментом 25-30 кгсм. Штуцерные соединения патрубков основного контура с горелками, патрубков пускового контура с горелками, трубопровода дежурного топлива с центральной горелкой, трубопровода перепуска дежурного топлива с трубопроводом дежурного топлива и трубопроводом основного контура затянуть с моментом 10-15 кгсм.

Установить и подключить систему зажигания. Агрегат зажигания закрепить на монтажной рейке с лицевой стороны камеры сгорания и подключить к штатному источнику питания +24В постоянного тока в соответствии со схемой, имеющейся на корпусе агрегата зажигания. Соединить агрегат зажигания со свечой высоковольтным кабелем, подать напряжение на агрегат зажигания. Убедиться в наличии равномерно-периодических разрядов на свече.

Отсоединить свечу от высоковольтного кабеля. Установить на уплотнительную поверхность свечи медную прокладку. Установить свечу в центральную горелку, затянуть соединение свечи со штуцером центральной горелки с моментом 10-15 кгсм. Подсоединить к свече высоковольтный кабель [13].

Порядок пуска и наладки

Произвести ревизию и настройку САР. Проверить работоспособность штатных термопар, установленных перед ТВД и за ТНД. Неисправные термопары заменить. Произвести автоматический запуск ГПА по штатной программе. Во время работы ГПА на второй ступени прогрева турбины проверить герметичность всех разъемных соединений системы распределения топлива. При наличии утечек остановить ГПА и устранить утечки.

На четырех установившихся режимах работы ГПА в диапазоне температур перед турбиной 700-750°С выполнить с помощью переносного газоанализатора замеры состава продуктов сгорания в соответствии с ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 и РД 5I-164-92.

Температуру газов перед турбиной Т₁, К определять по формуле [19]:

     (1)

где     ТНД -        средняя температура газов за силовой турбиной по показаниям не менее четырех термопар, К

р_к       -   степень повышения давления в компрессоре

    (2)

где     ДР_ок -        избыточное давление за компрессором (в кгс/см²)

В₀       -   атмосферное давление (в мм. рт. ст.)

На каждом режиме произвести по три замера в каждом из двух газоходов. При выполнении замеров состава продуктов сгорания зонд газоанализатора погружать в газоход на глубину 0,6-0,8 м.

Произвести останов ГПА. Обработать результаты измерений. Для каждого режима рассчитать среднеарифметическое значение фактических концентраций.

Рассчитать для каждого режима значение концентрации NО_Х, приведенное к 15% содержанию О₂ в сухих продуктах сгорания:

    (3)

Рассчитать для каждого режима значение концентрации СО, приведенное к 15% содержанию О₂ в сухих продуктах сгорания [19]:

         (4)

1.15 Использование камеры сгорания

Требование к технике безопасности при эксплуатации

При эксплуатации ГПА с камерой сгорания ПСТ ГТ-750-6 выполнять требования техники безопасности, действующие на предприятии, эксплуатирующем ГПА [14].

Эксплуатационные ограничения

В качестве топлива должен применяться природный газ, удовлетворяющий требования ГОСТ 5572-87 и не содержащий твердых частиц.

Температура природного газа на входе в систему подачи и распределения топлива должна быть не менее +10°С. Максимальная температура газов перед турбиной высокого давления не более 765°С [14].

Инструкция по применению

Пуск и останов ГПА с камерой сгорания ПСТ ГТ-750-6 производить по штатной программе. Если распределительный клапан оборудован устройством ручного управления, перед пуском вентиль 2 открыть. После завершения прогрева регенераторов (через 40-45 минут после розжига центральной горелки) вентиль 2 закрыть.

Запрещается эксплуатация ГПА с камерой сгорания ПСТ ГТ-750-6 в следующих случаях:

концентрация NО_x, приведенная к 15% содержания О₂ в сухих продуктах сгорания, превышает 100 мг/нм³

неустойчивая работа системы регулирования ГПА (колебание давления за ОК, температуры за ТВД, оборотов турбокомпрессора, пульсаций указателя положения штока РК более 3 мм);

вибрационное горение (резкий однотонный шум в камере сгорания) не прекращается после завершения прогрева регенераторов (через 40-45 минут после розжига центральной горелки).

При проведении работ, связанных с открытием крышки турбины, следует защитить камеру сгорания от попадания посторонних предметов.

Перед открытием крышки турбины необходимо демонтировать центральную горелку, установить на ее место специальное защитное устройство и раскрыть его (рисунок 2). После закрытия крышки турбины защитное устройство закрыть и извлечь из камеры сгорания. Установить центральную горелку на место.

Запрещается при установке и снятии свечи применять рычаги и прилагать ударные нагрузки во избежание повреждения свечной втулки центральной горелки.

Запрещается эксплуатация камеры сгорания без подключения трубопровода импульсного воздуха к распределительному клапану [14].

- защитное устройство (пунктиром - в сложенном виде), 2 - периферийная горелка, 3 - фронтовое устройство, 4 - крышка камеры сгорания

Рисунок 2 - Схема установки защитного устройства

2. Специальная часть

.1 Модернизация горелки камеры сгорания

В данной части дипломного проекта предлагается модернизировать камеру сгорания, путем видоизменения штатной горелки.

Модернизацию штатной горелки предлагается произвести путем изменения ее оголовника.

Так как расчет производим по газу то предположительно берем [3]:

-   содержание метана СН₄-81,8%;

-        относительная плотность по воздуху 0,67;

         удельная теплота сгорания при 20 ⁰С Q_нр = 48000 кДж/кг;

         к - коэффициент учитывающий влияние атмосферного воздуха на продукты сгорания при 20 ⁰С, к=1,4;

         с_рв - коэффициент, учитывающий теплоемкость продуктов сгорания при постоянном давлении по воздуху, с_рв=1,01;

         с_рг - коэффициент, учитывающий теплоемкость продуктов сгорания при постоянном давлении по газу, с_рг=1,15.

Для ГТ-6-750 неизменными величинами остаются согласно [4]:

-   соотношение граничных давлений в процессе сжатия в ОК, С=8;

-        расход продуктов сгорания, G = 43 кг/с;

         адиабатный КПД ОК, з_k = 0,89;

         адиабатный КПД ГТ, з_t = 0,9;

         механический КПД ОК, з_мк = 0,90;

         механический КПД ГТ, з_мт = 0,91;

         коэффициент служебных расходов энергии, К_сл = 0,06.

Произведем расчет по формулам [4] для модернизированной горелки.

Абсолютная температура продуктов сгорания перед ГТУ, Т_z, К.

Т_z=273+Т_пс, (5)

где Т_пс - температура продуктов сгорания, Т_пс=750 ⁰С.

Т_z=273+750=1023 K.

Абсолютная температура воздуха на входе в ОК, Т_а, К.

Т_а= 273 + Т_нв, (6)

где Т_нв − температура наружного воздуха по Цельсию, Т_к=20⁰С.

Т_а=273+20=293 К.

Эффективная удельная работа сжатия воздуха в ОК, w_K, кДж/кг.

w_K = с_рв· Т_а(С^(к-1)/к - 1) · з_мк · з_k, (7)

где с_рв        −            коэффициент, учитывающий теплоемкость продуктов сгорания при постоянном давлении по воздуху, с_рв=1,01;

Т_а   − температура воздуха на входе в ОК, К;

С    − соотношение граничных давлений в процессе сжатия в ОК, С=8;

к −  коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на продукты сгорания при 20⁰С, к=1,4;

з_мк     −       механический КПД ОК, =0,90;

з_k       −       адиабатный КПД ОК, =0,89.

w_K = 1,01 · 293 · (8^(1,4-1)/1,4 - 1) · 0,90 · 0,89 = 299 кДж/кг.

Эффективная удельная работа расширения газа ГТ, w_T, кДж/кг.

w_T = с_рг · Т_z(1-1/С^(к-1)/к) / з_мт · з_t, (8)

где с_рг − коэффициент, учитывающий теплоемкость продуктов сгорания при постоянном давлении по газу, с_рг = 1,15;

з_t    − адиабатный КПД ГТ, з_t = 0,9;

з_мт − механический КПД ГТ, з_мт = 0,91.

w_T=1,15·1023·(1-1/8^(1,4-1)/1,4)/0,91·0,92=445 кДж/кг.

Эффективная удельная работа ГТУ, w_e, кДж/кг.

w_e = w_T - w_K, (9)

_e= 445-299=146 кДж/кг.

Эффективная мощность ГТУ, N_1e, кВт.

N_1e=G·w_e·(1 - К_сл), (10)

где  G  −     расход продуктов сгорания, кг/с, G=43 кг/с;

К_сл  −   коэффициент служебных расходов энергии, К_сл=0,06.

N_1e=42·146·(1-0,06)=5901 кВт.

Температура воздуха на входе в камеру сгорания, Т_c,⁰C.

Т_c = Т_a + w_K · з_мк / с_рв, (11)

Т_c=20+299·0,90/1,01=286⁰C.

Количество теплоты, полученное на 1 кг продуктов сгорания в камере сгорания, q, кДж/кг.

q = с_рг(Т_z - Т_c)/ з_кс, (12)

q = 1,15 (1023-286) / 0,96 = 572 кДж/кг.

Эффективная КПД ГТУ, з_е.

з_е = w_e (1 - К_сл) / q, (13)

з_е = 146 (1-0,06) / 572 = 0,240.

Удельный расход топлива, b, кг/(кВт·ч).

B = 3600 / (Q_нр· з_е), (14)

где    Q_нр − удельная теплота сгорания при 20⁰С Q_нр=48000 кДж/кг.

b=3600/(48000·0,24)=0,312 кг/(кВт·ч).

Часовой расход топлива ГТУ, B_м, кг/ч.

B_м = b · N_1e, (15)

B_м = 0,312 · 5901 = 1841 кг/ч.

Произведем расчет по формулам [4] для штатной горелки, которая установлена на турбоагрегатах.

Абсолютная температура продуктов сгорания перед ГТУ, для штатной горелки, Т_z, К, по формуле (5).

Т_z = 273 + 760 = 1033 K.

Абсолютная температура воздуха на входе в осевой компрессор, Т_а, К, по формуле (6).

Т_а = 273 + 20 = 293 К.

Эффективная удельная работа сжатия воздуха в ОК, w_K, кДж/кг, по формуле (7).

w_K = 1,01 · 293 · (8^(1,4-1)/1,4 - 1) · 0,90 · 0,89 = 299 кДж/кг.

Расширения газа ГТ, w_T, кДж/кг, по формуле (8).

w_T = 1,15 · 1033 · (1 - 1 / 8^(1,4-1)/1,4) / 0,91 · 0,92 = 452 кДж/кг.

Эффективная удельная работа ГТУ, w_e, кДж/кг, по формуле (9).

w_e= 452-299=153 кДж/кг.

Эффективная мощность ГТУ, N_1e, кВт, по формуле (10).

N_1e = 43 · 153 · (1-0,06) = 6184,3 кВт.

Температура воздуха на входе в камеру сгорания, Т_c, ⁰C, по формуле (11).

Т_c = 20 + 299 · 0,90 / 1,01 = 288⁰C.

Количество теплоты, полученное 1 кг продуктов сгорания в камере сгорания, q, кДж/кг, по формуле (12).

q =1,15 · (1033 - 561) / 0,96 = 576 кДж/кг.

Эффективная КПД ГТУ, з_е, по формуле (13).

з_е = 153 (1 - 0,06) / 576 = 0,249.

Удельный расход топлива, b, кг/(кВт·ч), по формуле (14).

b = 3600 / (48000 · 0,249) = 0,301 кг/(кВт·ч).

Часовой расход топлива ГТУ, B_ш, кг/ч, по формуле (15).

B_ш=0,301·6184,3 =1861 кг/ч.

В = B_ш - B_м, (16)

В = 1861-1841 кг/ч.

Экономия газа за счет уменьшения температуры перед ГТУ составляет в 20 кг/ч. Согласно проведенным расчетам необходимо увеличить штатную на 40 мм. Это достигается путем вставки в середину горелки соответствующей катушки. Также необходимо заварить 6 отверстий диаметром 5 мм и вместо них рассверлить 11 отверстий диаметром 3 мм. После установки модернизированной горелки вновь были произведены замеры температур. Результаты приведены в таблице 3.

Применение модернизированной горелки дало:

·   уменьшение неравномерности температурного поля перед ТВД;

·   увеличение ресурса работы направляющих лопаток.

·   уменьшился его расход;

·   уменьшились вредные выбросы в атмосферу (определено приборами).

Таблица 3 - Результаты замеров температур

h

Замеры

В₀ - Барометрическое давление, мм. рт. ст.

-

737

737

737

Р_ок - давление воздуха за ОК, атм

-

4,7

4,83

5,68

t_н.c. - температура наружного воздуха,°С

-

-2,4

-3,4

-8,4

t_т.г. - температура топливного газа,°С

-

11

11,4

11,4

DР - разрежение воздуха перед ОК, мм. рт. ст.

-

100

106

110

T_ок - температура воздуха перед ОК,°С

-

-2,0

-2,1

-7,6

ⁿ¹/_n2 - обороты валов ТВД/ ТНД, об/мин

-

1,15

1,15

1,15

t₁ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

420

426

448

t₂ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

410

417

440

t₃ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

407

410

437

t₄ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

413

416

425

t₅ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

393

406

416

t₆ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

397

397

410

t₇ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

384

388

408

t₈ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

390

391

410

t₉ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

385

389

400

t₁₀ - температура газа за ТНД по штатным горелкам,°С

-

391

399

423

(t₁) - температура продуктов сгорания перед ТВД,°С h - высота установки, мм

h 95

810

817

940

h 80

778

782

800

h 65

725

751

824

h 50

630

653

765

h 35

600

638

704

h 20

541

568

619

(t₂), температура продуктов сгорания перед ТВД,°С

h95

663

681

687

h80

742

760

772

h65

684

805

816

h50

792

815

838

h35

698

720

726

h20

654

678

683

(t₃), температура продуктов сгорания перед ТВД,°С

h95

623

629

648

h80

628

637

661

h65

672

688

702

h50

738

772

788

h35

704

726

741

h20

656

671

692

(t₄), температура продуктов сгорания перед ТВД,°С

h95

693

699

714

h80

721

739

757

h65

748

757

782

h50

771

785

789

h35

739

743

779

h20

701

719

708

На рисунке 3 показаны места установки средств измерения температур и давлений [23].

2.2 Расчет мощности ГТУ

Расчет мощности ГТУ необходим, для того чтобы убедиться, что после установки модернизированной горелки, мощность агрегата выросла. Расчет ведется по методике [10], по трем режимам работы агрегата, загруженного в трассу.

Абсолютная температура до ОК, T₃, К.

T₃ = t₃ + 273, (17)

1 - температура циклового воздуха перед ОК; 2 - разрежение перед ОК; 3 - давление за ОК; 4 - температура продуктов сгорания за ТНД

Рисунок 3 - Места установки средств измерения температур и давлений

T₃ = -1 + 273 = 272К.

Давление перед ОК, P₃, атм.

₃ =P_а - ∆P₃ ·10^-4, (18)

₃ =1,002 - 76 ·10^-4=0,994 атм.

Абсолютное давление за ОК, P₄, атм.

₄ = P_а + P_4изб, (19)

₄ = 1,002 + 3,2 = 4,202 атм.

Степень сжатия, Е_К.

Е_К = P₄ / P₃, (20)

Е_К = 4,202 / 0,994 = 4,24

Эффективная мощность на валу, N_e, кВт.

, (21)

Абсолютная температура перед ТВД, T₁, К.

₁ = t₁ + 273, (22)

₁ = 605 + 273 = 878 К.

Мощность на валу, N_{e пр}, кВт.

, (23)

Приведённая температура, t_{1 пр}, ^oС.

_{1 пр} , (24)

Коэффициент технического использования, K_Ne.

_Ne = N_etпр / 6000, (25)

_Ne = 4983 / 6000=0,83.

Основные параметры горелок полученные, по формулам (17) - (25), сведём в таблицы 4 и 5.

Таблица 4 - Расчёт мощности ГТУ со штатными горелками

 - приведённая мощность на валу при t₁=760°C, кВтиз графика

Таблица 5 - Расчёт мощности ГТУ с модернизированными горелками

 - приведённая мощность на валу при t₁=760°C, кВтиз графика

2.3 Обслуживание и ремонт газотурбинной установки

Виды ремонтов

На всех компрессорных станциях (КС) действует регламент технического обслуживания, предусматривающий проведение комплекса работ по поддержанию газотурбинного газоперекачивающего агрегата (ГГПА) в рабочем состоянии в течение установленного заводом - изготовителем моторесурса.

Регламент предусматривает:

- техническое обслуживание (ТО 1-3) или находящегося в резерве (ТО 1-5) агрегата, включающие технические осмотры, проверки состояния, контроль и измерение рабочих параметров, и другие виды работ в зависимости от времени наработки;

-        ревизию камеры сгорания и нагнетателя (ТО-4);

         средний и капитальный ремонт (СР и КР).

Средний ремонт (СР) - комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГГПА, выполняемых для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении характеристик, номинальной мощности не более 15%. СР проводят между капитальными для устранения утечек масла и газа, причин повышенной вибрации и других явно выраженных неисправностей. СР предупреждает возникновение скрытых отказов износового или усталостного характера, возникновение которых может привести к авариям.

Капитальный ремонт (КР) - комплекс ремонтных работ, заключающихся в полной разборке и дефектоскопии основного и вспомогательного оборудования, замене отработавших свой ресурс или ремонте отбракованных составных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании системы, выполнении работ для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной мощности более чем 25%.

При проведении ТО-4, СР и КР необходимо выполнять работы указанные в таблице 6.

В соответствии с регламентом установлены сроки проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Вывод агрегатов в СР и КР, а также в ТО-4 проводят в соответствии с планом-графиком ППР, составленным газотранспортным объединением, согласованным с ремонтным предприятием и утвержденным министерством.

Подготовка к ремонту

Качество и продолжительность ремонта во многом зависит от подготовленности к нему.

До остановки агрегата для его вывода в плановый ремонт эксплуатационный и ремонтный персонал совместно проводят обследование технического состояния агрегата и на основании его результатов, а также обнаруженных во время эксплуатации неисправностей, составляют предварительную дефектную ведомость. В программу обследования входят: осмотр агрегата и системы подготовки масла, циклового воздуха; измерение рабочих параметров ГТА; определение располагаемой мощности; удельного расхода масла; виброобследование; измерение температуры корпусов. Предварительное обследование на рабочем агрегате позволяет выявить также неисправности, обнаружить которые трудно или вообще невозможно, после остановки и вскрытия. Кроме того, результаты обследования необходимы в дальнейшем для оценки качества ремонта.

Таблица 6 - Виды работ при ремонтах

Следующим важным мероприятием являются определение номенклатуры деталей и узлов, требующих замены, организация их получения до начала ремонта. При этом принимают во внимание: наработку деталей, необходимость в замене неисправных деталей не замененных из-за каких-либо причин; результаты обследования. Окончательно вопрос обо всех заменах решается лишь после проведения дефектоскопии на вскрытом агрегате.

Ремонтный персонал должен просмотреть техническую документацию прошлых ремонтов, изучить документацию по намеченным к внедрению информационным письмам.

До вывода агрегата в ремонт должна быть подготовлена ремонтная документация, укомплектованы инструмент, приспособления, подготовлены рабочие места, проверено состояние подъемно-транспортных средств, выполнены мероприятия по технике безопасности. Создание нормальных условий работы, способствует повышению производительности труда, в качестве обязательных мер, включает:

- обеспечение рабочих мест освещением;

-        поддержание в цеху температуры воздуха не выше 10 ^оС относительно наружной (летом);

         уровень шума не должен превышать 85 дБ.

При выводе ГТУ в ремонт эксплуатационный персонал должен выполнить следующее:

- отключить технологический, пусковой и импульсный газ;

-        слить масло из маслобака;

         обесточить агрегат;

         обеспечить проведение ремонта электроэнергией, газом, водой, кислородом;

         проверить наличие запчастей и материалов;

         осуществить комплекс мероприятий, предусмотренных ПТЭ и ПТБ.

Вскрытие ремонтного агрегата проводят только после подписания акта о его сдаче в ремонт. К акту сдачи прилагается ведомость технических показателей работы ГТУ, ремонтные формуляры, предварительная ведомость дефектов, протокол-заказ согласования объемов ремонтных и наладочных работ [16].

Разборка ГТУ

К разборке приступают после охлаждения проточной части до 70 ^оС и полного слива масла из маслобака. Перед разборкой необходимо проверить наличие маркировки деталей, в особенности одинаковых по форме и размерам.

Перед отвертыванием гаек, работающих при высокой температуре, резьбу необходимо смочить керосином и выдержав не менее 30 минут, при этом слегка постукивая по ним медным инструментом.

Посадочные и рабочие поверхности деталей и узлов отверстия в трубопроводах и патрубках, сливные и дренажные отверстия в корпусах обязательно закрывать салфетками и мешковиной.

Крупногабаритные узлы в процессе разборки должны укладываться в строгом соответствии со «Схемой расположения узлов оборудования при капитальном ремонте».

При разборке турбины и компрессора сначала необходимо вынуть контрольные штифты, а затем разболтить горизонтальные и вертикальные разъемы. После этого устанавливают и хорошо закрепляют направляющие стойки, которые смазывают тонким слоем смазки и с помощью отжимных болтов равномерно на несколько миллиметров от горизонтального разъема поднимают ее. Далее снятую поднимают и медленно и плавно перемещают, без переносов и колебаний. Освободившиеся разъемы зачищают, измеряют радиальные зазоры в лопаточном аппарате, масляных, газовоздушных уплотнениях, разбеги роторов и плотность прилегания.

После снятия крышки подшипников разбирают вкладыши, очищают разъемы. Затем проверяют зазоры, натяги, плотность прилегания разъемов крышек и вкладышей. После вскрытия главного масляного насоса проверяют его состояние, замеряют зазоры в необходимых местах.

Турбодетандер и расцепное устройство разбирают в следующий последовательности:

- отсоединяют трубопроводы от корпуса, снимают торцевые крышки и проверяют разбег ротора;

-        снимают верхнюю половину корпуса, проверяют плавность перемещения шестерни расцепного устройства;

         вскрывают крышку цилиндра сервомотора и замеряют зазоры в уплотнениях;

         определяют плотность прилегания разъемов угольных колец, упорного диска к баббитовой заливке

         вынимают ротор, проверяют радиальный зазор и торцевое биение полумуфт, вынимают упорные колодки, после чего ротор стропят и плавно поднимают.

Разборка масляных насосов состоит из:

- проверки маркировки крышки, съем крышки;

-        измерение необходимых зазоров;

         снятие нижней уплотнительной втулки, разбор сальника верхней втулки, снятие проставок и выемка ротора;

         очистка и мойка колеса и корпуса насоса.

Разборка главного масляного насоса и пускового маслонасоса, а также аварийного маслонасоса мало отличается друг от друга. Все насосы центробежные.

Разборка камеры сгорания:

·   снимают и маркируют крышку КС;

·   снимают, маркируют и дефектуют фронтовое устройство;

·   осматривают смеситель, снимают и дефектуют;

·   осмотр и дефектовка горелок;

·   очистка от грязи и мастики;

·   осмотр огневой части КС.

После разборки составляется окончательная дефектная ведомость, которая является кратким планом ремонтных работ. В реальных условиях, при разборке ГТ-6-750, а конкретно, заднего стула, существует ряд трудностей. При проектировании здания для турбины и мостового крана не было учтено, что тележка крана не доходит до нужного места. Снятие крышки подшипника и самого подшипника затруднено, так как талевую систему приходится держать под углом двум рабочим, поднимая крышку и сам подшипник заднего стула. Это весьма не удобно и чревато травмами рабочих, нарушается техника безопасности. Подшипник же в процессе ремонта приходится снимать и устанавливать несколько раз, это производится вручную, что связано с трудностями [16].

Мойка, чистка деталей и узлов ГТУ

Мойка и очистка деталей и узлов ГТУ ведется как во время разборки, так и после ее. Все разъемы «по маслу» очищаются шабером от мастики и зачищаются наждачной бумагой до блеска. Горелки камеры сгорания очищаются от копоти и зачищаются шлиф-шкуркой. При вскрытии всаса очищают внутреннюю полость от налета и грязи шабером и керосином. Ротор ОК и лопаточный аппарат моют раствором каустической соды.

Вкладыши подшипников вынимаются из корпусов и продуваются сжатым воздухом. Затем их моют керосином и протирают насухо.

Зубчатые муфты, шестерни очищаются железной щеткой, моются керосином и протираются насухо. Вал турбодетандера и рабочее колесо очищаются от шлака, нагара и грязи и промываются керосином.

При разборке маслосистемы очищаются сжатым воздухом сетки очистки и фильтры [16].

Центровка роторов

Центровка роторов - комплекс слесарно-сборочных операций, направленных на обеспечение соосного расположения роторов при работе агрегата. Состояния центровки роторов показано на рисунке 4. Роторы могут быть расцентрованы по окружности, по торцу, одновременно по окружности и торцу.

Причины расцентровки разделяются на две группы:

- постоянно действующие: неравномерные температурные расширения фундаментов и корпусов турбины и нагнетателя; всплытия роторов на масляной пленке; неравномерный износ подшипников;

- причины случайного характера: неравномерное усилия патрубков; посадки опор; вырезки кранов, перемещение части турбины и т.д.

Для того, чтобы поставить приспособление для центровки, необходимо снять промвал. Для этого сначала снимают крышку промвала и герметическое уплотнение в разделительной диафрагме. Затем проверяют маркировку соединительных болтов с гайками, после чего их вынимают. Затем снимают промвал и укладывают его на козлы с деревянными подушками. На роторы устанавливают фальшвалы, на одном из которых закреплена центровочная скоба. В скобе закрепляются два индикатора. При центровке пользуются щупами. Поэтому в скобе ставят один индикатор, снимающий показания по радиусу и 4 шпильки для снятия размера зазора по торцу. На обоих фланцах приспособления друг против друга, через 90° наносят риски.

1 - соосное расположение роторов; 2 - ротора расцентрированы по окружности;

3 - расцентрированы по торцу; 4 - расцентрированы по окружности и торцу

Рисунок 4 - Состояние центровки роторов

В начальном положении замеряют и записывают зазоры между торцами приспособления: сверху - в_в, слева - в_л, справа - в_п, снизу - в_н и относительное смещение в верхнем положении скобы. «Левое» и «правое» положения определяют, если смотреть со стороны турбины. Поворачивая одновременно оба ротора в направлении рабочего вращения, через 90°, 180°, 270° и 360° повторяют замеры. Замер при 360° является контрольным. Результаты замеров заносятся в кружки и в таблицу. По результатам четырех измерений по торцу для каждого из 4 положений роторов подсчитывают среднее арифметическое значения.

Допускаемые отклонения по окружности составляют не более , по торцу не более  (до 300 мм). Если расцентровки превышают допуски по окружности не более 0,2 мм и по торцу 0,05 мм, расцентровку устраняют смещением ротора ТНД благодаря перемещению вкладышей подшипников с контролем положения ротора по расточкам корпусов. Если расцентровки превышают допуски по окружности от 0,2 до 2 мм и по торцу до 0,2 мм расцентровку устраняют перемещением корпуса ротора ТНД в вертикальной плоскости благодаря изменению толщины подкладок под лапы и в горизонтальной - пригонкой горизонтальных и вертикальных шпонок. Если расцентровка превышает допуск по окружности более 2 мм и торцу 0,2 мм при равномерных зазорах в проточной части, расцентровку устраняют благодаря изменению положения корпуса нагнетателя [18].

Измерительные приборы

Контрольно-измерительные приборы применяются при обмерах ремонтируемого ГПА.

При ремонте используют следующие измерительные приборы:

металлические линейки, складные метры и рулетки. Применяются для грубых измерений с точностью не более  путем непосредственного сравнения измерительных размеров со шкалой. Цена деления - 1 мм;

·   штанген-инструмент. Им измеряют наружные и внутренние диаметры, длины, толщины, глубины. Штангенциркуль ШЦ - 1 - измеряются наружные и внутренние диаметры, глубины в пределах от 0 до 125 мм. Предельные погрешности измерений (в мм) зависят от пределов измерений (в мм) и составляют 10…50 мм - 0,15; 50…80 - 0,1; 80…120 - 0,17. Штангенциркуль ШЦ - 2, измеряют наружные и внутренние диаметры и длины от 0 до 200 мм. Отсчет по нониусу - 0,05 мм. Предельные погрешности измерений: 10…50 - 0,08; 50…80 - 0,09; 80…120 - 0,16;

·   микрометры. Применяются для измерения наружных поверхностей. Предел измерений: 0-25; 25-50; 50-75; …; 500-600 мм. Цена деления шкалы барабана составляет 0,01 мм;

·   микрометрические нутромеры (штихмасс). Применяют для измерения внутренних размеров. Предельные погрешности измерений; 50…75 - 0,006; 75…175 - 0,008; 175…600 - 0,015; 600…2500 - 0,02 мм;

·   индикаторы часового типа. Применяются для проверки отклонений в деталях от заданной формы, размеров и взаимного расположения поверхностей. Наибольшее применение получили индикаторы с пределом измерения 0-5 и 0-10 мм. Цена деления - 0,01 мм. Индикатор устанавливается на универсальной или магнитной стойке. Придельная погрешность измерений составляет 0,012-0,014 мм;

·   плоскопараллельные концевые меры (плитки). Применяются для проверки градуировки измерительные средств и точных измерений при сборке (центровка роторов), а также при разметке деталей;

·   щупы, применяются для измерения зазоров с точностью 0,01 мм;

·   калибры, применяются при проверке деталей на соответствие размерам, ограниченным предельными отклонениями;

·   лекальные линейки и плиты, контролируют прямолинейность, плоскость, расположение поверхностей [18].

Дефектоскопия деталей и узлов

Процесс дефектоскопии деталей и узлов включает следующие этапы: подготовка рабочего места, средств измерения и материалов, очистка поверхности дефектоскопируемой детали, выявление и измерение дефектов, сравнение с допустимыми размерами дефектов, заключение о целесообразности использования и выбор способа восстановления.

Применяют следующие методы дефектоскопии:

·   визуально-оптический метод, заключается в осмотре, с помощью лупы многократного увеличения поверхностей деталей;

·   цветной метод, основан на проникающих свойствах жидкости и используется для обнаружения открытых трещин, пор, коррозионных повреждений деталей;

·   ультразвуковой метод основан на свойстве распространения упругих колебаний в металлах и их отражения от границы раздела двух сред (УДН-3);

·   токовихревой метод основан на возбуждении в поверхности детали с помощью датчика вихревого тока, сила которого различна в местах изменения сплошности или свойств металла (ВД-1);

·   простыми способами обнаружения дефектов, метод керосиновых проб и метод простукивания.

Лопаточный аппарат. Лопатки должны быть очищены от отложений и окалины. Радиальные зазоры между вершинами рабочих и направляющих лопаток ОК должны быть 1,2…1,4 мм: рабочих и направляющих лопаток турбины первой ступени 2,4…2,9 мм, второй ступени 3,0…3,5 мм. Лопатки, имеющие частоты собственных колебаний и геометрические размеры с отклонениями больше предельных значений, должны быть заменены. Качание конца пера лопаток турбины должно быть не менее 2 мм. При повышении твердости лопаток более 28-30 НВС, необходима термообработка.

При обнаружении наклепа на поверхности корня лопаток ОК более 50% и лопаток турбины более 30% решение о замене должно согласовываться с заводом - изготовителем. При замене лопаток их массы не должны отличаться более чем на 2,5 г. На лопатках не должно быть острых кромок, забоин и царапин. Лопатки, у которых площадь пера уменьшилась более чем на 10%, также должны быть заменены. Допускается срез угла кромки не более 10Ч10 мм.

Роторы. Дефектоскопия роторов включает:

·   измерение радиального биения с помощью индикатора. Для ускорения измерения желательно замеры вести по показателям нескольких индикаторов, установленных вдоль ротора на консоли, шейках, в средней части;

·   осмотр шеек и упорного диска ротора для обнаружения трещин и оценки шероховатости;

·   осмотр бочки ротора для обнаружения трещин;

·   измерение эллипсности и конусности шеек в трех сечениях, а также толщины упорного гребня с помощью микрометра;

·   измерение торцевого биения дисков.

Для этого размечают диск, на разъем корпуса устанавливают диаметрально противоположные друг другу два индикатора и, поворачивая ротор через каждые 45° проводят измерения и запись показаний. Полученные значения измерений включают биение диска и осевое перемещение ротора в пределах осевого разбега в упорном подшипнике.

Кроме того, что перечислено, дефектоскопия ротора включает: осмотр места посадки обода диска средствами «неразрушающего» контроля, оценку состояния плавких вставок, положение роторов относительно расточек под лабиринтные уплотнения с помощью борштанг (контрольного вала).

Подшипник. Дефектоскопия подшипников включает:

·   определение натягов между крышками подшипников и вкладышей. Для этого на разъем подшипников с каждой стороны вкладыша накладывают по две калиброванные пластины, а между крышкой и вкладышем (верхней опорой подушкой) - две свинцовые проволоки и затем равномерно обжимают крышку. Разница между средними толщинами оттисков n, измеренных микрометром, и пластин m представляет собой натяг, если n<m, или зазор, если n>m;

·   определение верхних масляных зазоров, которые проводят аналогичным образом, только свинцовую проволоку накладывают на шейку ротора. Боковые масляные зазоры измеряют с помощью щупа, пластины которую вводят на глубину 15-20 мм от разъема;

·   измерение разбега роторов индикатором. Перемещение ротора в осевом направлении между двумя кранами положениями проводят с помощью рычага, при закрытых подшипниках;

·   измерение толщины колодок упорных подшипников микрометром или на плитке индикатором;

·   оценку состояния баббитовой заливки;

·   определение плотности и неравномерности прилегания разъемов вкладышей и корпусов, вкладышей (опорных колодок) и расточкам корпусов подшипников, шеек и баббитовой заливке вкладышей. Плотность и равномерность прилегания устанавливают по отсутствию наклепа на поверхности (визуально), наличию зазоров (щупом), равномерности и площади прилегания (по следам натиров и краски).

Лабиринтные уплотнения. Дефектоскопия лабиринтных уплотнений включает в себя: определение радиальных зазоров с помощью свинцовых оттисков и визуальный осмотр состояния лабиринтных уплотнений.

Зубчатые соединения. Дефектоскопия зубчатых соединений включает:

·   определение наружных и скрытых дефектов методами «неразрушающего контроля»;

·   проверку маркировки элементов зубчатых соединений;

·   измерение осевого разбега промвала с помощью индикатора;

·   проверку боковых зазоров с помощью щупа при прижатых в рабочем направлении зубьях;

·   проверку площади и местоположения контакта зубьев по краске;

·   проверку толщины зубьев с помощью тангенциального зубомера, настроенного на эталонной призме;

·   проверку относительного положения осей колеса и шестерни; расстояние между осями и их непараллельностью определяют с помощью калибра, штихмасса или шаблона; скрещивания осей.

Турбодетандер и расцепное устройство. Проводят дефектоскопию угольных уплотнений, подшипников вала турбодетандера, подшипников расцепного устройства, муфты обгона и диска турбодетандера.

Камера сгорания. Дефектоскопия камеры сгорания включает в себя проверку фронтального смесителя, огневой части на отсутствие трещин, прогаров; проверку выработки пальцев и втулок; проверку соосности и радиальных зазоров, фронтона и смесителя.

Маслосистема. Дефектоскопия маслосистемы включает в себя: визуальный осмотр на «утечки», сеток, фильтров; определение зазоров, разбегов деталей пускового, главного и аварийного маслонасосов.

Корпуса, газоходы, опоры. Дефектоскопия включает: проверку плотности прилегания лап, зазоров между шайбами и головками дистанционных болтов, зазоров в шпоночных соединениях с помощью щупа; зазоров горизонтальных фланцев корпусов по свинцовым оттискам, выявление трещин в корпусах, осмотр состояния поверхности горизонтальных фланцев, посадочных мест; контроль холодных натягов; проверку плотности и равномерности укладки тепловой изоляции [17].

Ремонт прочих узлов и деталей, балансировка

При ремонте турбоагрегата производят ремонт цилиндров и обойм уплотнителей, вкладышей и упорных колодок подшипников, ротора, а также маслосистемы. Все работы производятся согласно «Типовым правилам ремонта» по ремонтным формулярам.

После ремонта роторов, производят их балансировку. Балансировку производят на балансировочных станциях типа 9719, в ремонтно-механических мастерских. Балансировка это процесс нахождения величины и месторасположения неуравновешенностей и установки уравновешивающих грузов [18].

3. Экономическая часть

В связи с тем, что большинство агрегатов типа ГТ-750-6 почти выработали или уже выработали свой ресурс на магистральном газопроводе, в настоящее время остро стоит вопрос об обновлении парка ГПА, т.е. внедрения ГГПА нового поколения. Однако большой парк ГТ-750-6 не может быть обновлен быстрыми темпами по финансовым причинам, связанным с внедрением ГГПА нового поколения. Вместе с тем есть возможность модернизировать узлы турбокомпрессора на КС, и тем самым довести характеристики ГГПА до требуемых величин.

Газотурбинная установка ГТ-750-6 предназначена для привода центробежного нагнетателя природного газа. Цель модернизации - улучшение технико-экономических показателей. Модернизация газотурбинной установки ГТ-750-6 осуществляется путем разработки горелки в камере сгорания. Проведем расчет экономической эффективности модернизации.

3.1 Методика расчета экономического эффекта модернизации горелки камеры сгорания

Методика расчета данного раздела принята из [29].

Капитальные вложения, К, руб., включают затраты на оборудование.

        (26)

Годовые эксплуатационные затраты С, руб.:

 (27)

Амортизационные отчисления, С_а, руб., рассчитываются по формуле:

; (28)

Отчисления в ремонтный фонд, С_р.ф., руб., определяются по формуле:

; (29)

Прочие затраты, С_пр, руб., принимаются 20% от суммы амортизационных отчислений:

 (30)

Дополнительные капитальные вложения, ДК, руб., рассчитываются по формуле:

 (31)

Прирост прибыли от внедрения модернизированного варианта, ДП, руб., определяется по формуле:

; (32)

Налог на имущество Н_и, руб., рассчитывается по формуле:

; (33)

Налог на прибыль Н_п, руб., рассчитывается по формуле:        

; (34)

Прирост чистой прибыли ДП_ч, руб., рассчитывается по формуле:

 (35)

Ремонт камеры сгорания входит в состав текущего ремонта, значит расчёт полезного экономического эффекта произведём по затратам на текущий ремонт.

Эксплуатационные затраты на один ремонт, З_р, руб.

З_р = З_п + С_о + С_вс+ З_т+З_кр+З_нр; (36)

Зарплата слесарей-ремонтников, З_п, руб.

 (37)

Средняя стоимость основных материалов на один ремонт, С_о, руб.

 (38)

Транспортные расходы, З_т, руб.,

 (39)

Рентабельность, З_кр, руб.,

 (40)

Накладные расходы, З_нр, руб.,

 (41)

Затраты на ремонт в год, З_рг, руб.,

З_рг = З_р × N_p; (42)

; (43)

Ремонтный цикл в календарном времени, Т^к_рц, мес.

 (44)

Экономия затрат на ремонт в году, Э_зр, руб.

Э_зр = З_рг^Б - З_рч^М; (45)

Исходные данные для расчета полезного экономического эффекта от модернизации газотурбинной установки сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Исходные данные для расчета полезного экономического эффекта от модернизации газотурбинной установки ГТ-750-6

3.2 Расчет экономического эффекта модернизации горелки камеры сгорания

Капитальные вложения, К, руб., включают затраты на оборудование рассчитываются по формуле (26):

Годовые эксплуатационные затраты С, руб., рассчитываются по формуле (27):

Амортизационные отчисления С_а, руб., рассчитываются по формуле (28):

Отчисления в ремонтный фонд, С_р.ф., руб., определяются по формуле (29):

Прочие затраты С_пр, руб., принимаются 20% от суммы амортизационных отчислений:

Дополнительные капитальные вложения ДК, руб., рассчитываются по формуле (31):

Прирост прибыли ДП, руб., от внедрения модернизированного варианта определяется по формуле (32):

Налог на имущество Н_и, руб., рассчитывается по формуле (33):

Налог на прибыль Н_п, руб., рассчитывается по формуле (34):

Прирост чистой прибыли ДП_ч, руб., рассчитывается по формуле:

Так как ремонт камеры сгорания входит в состав текущего ремонта, то расчёт полезного экономического эффекта произведём по затратам на текущий ремонт.

Эксплуатационные затраты на один ремонт, З_р, руб., рассчитываются по формуле (36):

Зарплата слесарей-ремонтников, З_п, руб., рассчитывается по формуле (37):

Транспортные расходы, З_т, руб., рассчитываются по формуле (39):

Коммерческая рентабельность, З_кр, руб., рассчитывается по формуле (40):

Накладные расходы, З_нр, руб., рассчитываются по формуле (41):

Затраты на ремонт в год, З_рг, руб., рассчитываются по формуле (42):

где:

Ремонтный цикл в календарном времени, Т^к_рц, мес., рассчитывается по формуле (44):

Экономия затрат на ремонт в году, Э_зр, руб., рассчитывается по формуле (45):

Результаты расчёта экономической эффективности от модернизации турбоагрегата представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Результаты экономической эффективности от модернизации газотурбинной установки ГТ-750-6

Решая задачи конструирования или модернизации газоперерабатывающего оборудования нельзя обойтись без экономической оценки принимаемых решений.

Для определения экономической эффективности оборудования необходимо оценить его как объект производства и как объект эксплуатации.

При определении экономического эффекта в расчётах учитывались только те статьи, которые существенно изменились при модернизации турбоагрегата.

Экономия затрат на текущие ремонты турбоагрегата в год составила 8614 рублей. Рост ресурса турбоагрегата составил 14 машиночасов, что позволило сократить число ремонтов газотурбинной установки. Превышение доходов над расходами в результате модернизации составили 73476,8 рублей. Расчёты показали, модернизация газотурбинной установки ГТ-750-6 экономически выгодна для предприятий, на которых используются турбоагрегаты этого типа. Применение модернизированных камер сгорания позволяет повысить как надёжность пуска в работу турбоагрегата, так и саму работу ГТУ.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос о модернизации камеры сгорания установки ГТ-750-6 путем замены центральной горелки. Был выполнен расчет и подбор технологической оснастки для монтажных работ, помимо этого выполнен расчет экономической эффективности модернизации агрегата.

Проведенная модернизация показала, что при сравнительно низких затратах на модернизацию с заменой штатной горелки камеры сгорания установки ГТ-750-6 на модернизированную горелку можно продлить межремонтный период на 14 машиночасов.

Расчет экономической эффективности модернизации показал, что экономия затрат на текущие ремонты турбоагрегата в год составила 8614 рублей, а превышение доходов над расходами в результате модернизации составили 73476,8 рублей, что говорит об экономической эффективности модернизации.

Но следует учитывать, что эффект проведенной реконструкции ГТПА носит временный характер, поэтому нужно уже сейчас изыскивать средства и оптимальные варианты реконструкции как самих ГТПА, так и компрессорных станций на магистральном газопроводе.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» рассмотрены способы обеспечения безопасных условий труда рабочих при проведении модернизации камеры сгорания ГТ-750-6, а также мероприятия по охране окружающей среды.

Библиографический список

сгорание газотурбинный зажигание топливо

1       ГОСТ 12.0.003 - 74. Опасные вредные производственные факторы. Классификация. - Введ. 1976-01-01. - М.: Стандартинформ, 1976. - 25 с.

    Трудовой Кодекс РФ от 30.12.2001 г. №197-ФЗ.

    ГОСТ 12.1.029-80. Система стандартов безопасности труда. Классификация. - Введ. 1981-07-01. - М.: Стандартинформ, 1981. - 35 с.

    ВРД 39-1.14-021-2001. Система управления охраной труда промышленной безопасностью. Общие требования. - Введ. 2001 - 07 - 04. - М.: Газпром, 2001. - 87 с.

    Федеральный закон №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», принят Госдумой 20.06.97 г. (с изменениями от 10.01.2003 г., 07.08.2000 г., 22.08.04 г., 09.05.05 г.).

    Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 11.01.2002 года №7 - ФЗ.

7 СП 105-34-96. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений / РАО «Газпром». - М.: 1996. - 80 с.

РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. - М.: ВНИИСТ, 1990. - 44 с.

Чернавский С.А. и др. Курсовое проектирование деталей машин, - М.: Высшая школа, 1988. - 473 с.

Трудовой Кодекс РФ от 30.12.2001 г. №197-ФЗ.

СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. - Взамен СНиП Ш-31-78*; Срок в введ. действие с 01.01.85. - М., 1983. -19 с.

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М: ЦИТП, 1997. - 80 с.

ВСН 006-89. Строительство магистральных трубопроводов. Сварка: Срок введ. в действие с 01.07.89. - М., 1989. - 120 с.

ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. - Взамен ГОСТ 7512-75; Введ. 20.12.82. - М.: Изд-во стандартов, 1981.-49 с.

ВРД 39-1.14-021-2001. Система управления охраной труда промышленной безопасностью. Общие требования [Текст]. - Введ. 2001 - 07 - 04. - М.: Газпром, 2001. - 87 с.

Описание и инструкция по эксплуатации ГТУ: T4-9020-20004-OR: Рук-во по экспл. - Разраб. Первый Брененский машзавод. - Брно, 1993. - 138 с.

Сорокин В.Г. Марочник сталей и сплавов / В.Г. Сорокин, А.В. Волосникова, С.А. Вяткин - М.: Машиностроение, 1989. - 640 с.

Иконникова Л.Я. Техническое нормирование. Методические указания / Л.Я. Иконникова. - УхтагУИИ, 1988. - 50 с.

СНиП 12.01.2004. Организация строительного производства / Минстрой России. - М: ГП ЦПП., - 1996. - 92 с.

СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика - М.: Государственный комитет СССР по делам строительства (Госстрой СССР), 1983 г. -138 с.

Пособие по расчету и проектированию естественного, искусственного и совмещенного освещения (к СНиП 11-4-79) / ИИИСФ. М.: Стройиздат, 1985. -384 с.

СНиП 3.01.01-85*. Строительные нормы и правила. - Взамен СНиП III-1-96, СН 47-74 и СН 370-78: Срок введ. в действие установлен с 01.01.86. - М., 1983. - 35 с.

Описание газотурбинной установки типа ГТ-750-6 А2 (Аврора): ТИ-5156-83: Рук-во по экспл., - Разраб. НЗЛ-ЦОКБТиГ. - Лен., 1983. - 256 с.

ВСН 008-88. Противокоррозионная и тепловая изоляция: Срок введ. в действие с 01.01.89. - М., 1990. - 46 с.

Белов СВ. Безопасность жизнедеятельности: Учеб. для вузов / С.В. Белов, А.В. Ильницкая, А.Ф. Козьяков и др. - М.: Высш. шк., 1999. - 448 с.

ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии: Срок введ. в действие с 01.07.99. - М.: Изд-во стандартов, 1998. - 47 с.

ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация. - М.: Издательство стандартов, 1990. - 52 с.

Щуровский В.А. Снижение выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами газотурбинных ГПА / В.А. Щуровский. - М.: ВНИИ Эгазпром, - 1991. - 197 с.

Сычева Р.В. Оценка эффективности инвестиций в проектировании, сооружении и эксплуатации магистральных трубопроводов: Методические указания к экономической части дипломных проектов/ Р.В. Сычева, А.В. Павловская. - Ухта: УГТУ, 2006. - 54 с.