История создания подземных хранилищ газа. Подземное хранение газа реферат

"История создания подземных хранилищ газа"

Выдержка из работы

Ключевые слова:подземное хранилище газа, ПХГ,1915 год,Эжени МариусКосте,газовоеместорождениеУэлланд,Онтарио,Уильям Дадж, хранилище Зоар, природный газ, 100-летие ПХГ, Уэлланд-Каунти.Keywords:underground gas storage facility, 1915,Eugene Marius Coste,natural gas field Welland,Ontario,W.J. Judge,Zoar Field, natural gas, centenary of underground gas storing,Welland County.К 100-летию подземного хранения газа в миреУДК 622. 691. 24К. И. Джафаров, В. Ю. Хвостова, А.В. ПахомовИстория создания подземных хранилищ газаВ 2015 г. исполняется 100 лет организации подземного хранения газа в мире. Первая успешная закачка газа в подземные пласты была произведена в 1915 г. в Канаде.За несколько лет до создания первого подземного хранилища газа (ПХГ) в газовой отрасли Канады уже немало было сделано. Одним из основателей канадской газовой отрасли по праву считается Эжени Мариус Косте (1859−1940 гг.), который родился в Канаде (провинция Онтарио) в семье выходцев из Франции, получил образование горного инженера во Франции, закончив Парижский университет в 1876 г. и в 1883 г. — школу инженеров в г. Париже (фр. Ecole National Superieure des Mines). Сразу же поступил на службу в Геологическую службу Канады, где проработал 6 лет [1]. Затем работал независимым горным инженером.В 1889 г. Э. М. Косте начал поиски природного газа в южной части провинции Онтарио. Известно, что природный газ был открыт в Канаде в 1859 г. в провинции Нью-Брансуик (New Brunswick) и в 1866 г. — в юго-западной части провинции Онтарио (Ontario). Все ранние открытия не были доведены до конца, да и газ, обнаруженный вместе с нефтью в Онтарио, рассматривался как ненужный продукт (отходы) и в процессе добычи нефти выбрасывался в воздух. Это продолжалось до тех пор, пока Э. М. Косте не занялся поисками и дальнейшей крупномасштабной разработкой газовых месторождений сначала в Онтарио, затем в Альберте [2].В 1889 г. после нескольких лет геологических изысканий в разных районах Э. М. Косте начал бурение на газ и ввел в эксплуатацию газовую скважину в округе Эссекс (Essex) провинции Онтарио на газовом месторождении Эссекс, которое стало главным открытием. Скоро Е. М. Косте пробурил уже несколько эксплуатационных (действующих) скважин и начал обеспечивать близлежащие населенные пункты топливом для освещения, отопления и приготовления еды [3, 4]. Годом позже он пробурил скважину близ г. Ниагара-Фолс (Niagara Falls) на месторождении Берти-Хамберстон (Bertie-Humberstone) в округе Уэлланд-Каунти (Welland County) провинции Онтарио и в 1891 г. начал поставлять природный газ в г. Буффало штата Нью-Йорк [5, 6].К 1895 г. Е. М. Косте стал владельцем United Gas and Oil Company, а к 1904 г. уже имел репутацию лучшего геолога Канады. С его именем связаны открытия газовых месторождений этой страны. В 1904 г., после того как его скважины стали давать меньше газа (работать всухую), Е. М. Косте обратил внимание на запад КанадыБурение газовой скважины, Канада, 1905 г. [7]№ 3 (23) / 2015VGN-3−23−2015-v24. indd 12221. 08. 2015 9: 59:42Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений123OW/ietf by CP. ftDp///ее/ by /У. D/Y/orf/п, /909.

О/с/ G/огс/& quot- ~~ DfecUcbne- //at Ри& amp--бс?.D& amp-pt/? — /90D /eet С ay& gt-&lt-?c-//(/~ 4,& gt--500,000 cc/Aic 7^€ef /L& gt-er c/oy.УУ/ // cfeYe /op 2/, O0O //. /?/& quot- '-'УОО or p& lt-?'-- & lt-/**/•Газовая скважина «Старая Глория», о. Боу, Канада, 1909 г. [8]Е. М. Косте (в центре) с рабочими своей буровой бригады на скважине «Старая Глория», о. Боу, Канада [10]с целью обеспечения всех городов южной части провинции Альберта природным газом [1].В интересах Canadian Pacific Railway Е. М. Косте бурил скважины вдоль КанадскоТихоокеанской железной дороги и обнаружил газ в полудюжине мест, включая первую (поисково-разведочную) скважину «Старая Глория» (Old Glory) на новом крупном месторождении на о. Боу (Bow) в восточной провинции Альберта в 1909 г., крупнейшую в Канаде в тот период [1].В 1910 г. Э. М. Косте организовал Prairie Natural Gas Company в партнерстве с Арчибальдом Дингманом (Archibald Dingman), который продал ему свою компанию Calgary Natural Gas. В 1911 г. Prairie Natural Gas Company была переименована в компанию Canadian Western Natural Gas, Light, Heat and Power Company («Природный газ, свет, тепло и энергия Западной Канады»). Вместе с братом Дэнисом Косте (Denis Alexander Coste, 18 621 940 гг.) Э. М. Косте создал компанию Volcanic Oil and Gas, которая в 1911 г. была объединена с United Fuel Supply Company Ltd. и RidgetownД. А. Косте и Э. М. Косте (слева направо) [6]№ 3 (23) / 2015Fuel Supply Company. Слияние этих компаний дало рождение Газовой ассоциации Канады (Union Gas Company или Union Natural Gas Company of Canada), основателями которой, соответственно, стали братья Косте [9].В 1912 г. Canadian Western Natural Gas, Light, Heat and Power Company построила газопровод длиной 270 км (диаметром 16 дюймов, или 41 см), соединивший г. Калгари с о. Боу. В то время это был один из самых крупных трубопроводных объектов как по протяженности, так и по мощности. Город имел 40-километровую систему снабжения светильным газом (вырабатывавшимся из угля) для 1800 потребителей, и переход на природный газ рассматривался как большой прогресс [2].Еще раз отметим, что в конце XIX в. не существовало никакого практического способа хранения природного газа, в отличие от дерева, угля или нефти. И часто при обнаружении газа его сжигали на факелах или просто «выпускали на воздух», как тогда говорили, что приводило к большим потерям. Производственный (искусственный) газ имел преимущество в этойДоставка труб при строительстве трубопровода Bow Island — Calgary [11]VGN-3−23−2015-v24. indd 12321. 08. 2015 9: 59:42124Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИобласти. Можно было построить завод там, где это было необходимо, получить столько газа, сколько было необходимо, а затем хранить разумное его количество в газгольдерах, чтобы сгладить процесс снабжения газом. Первые пользователи природного газа пытались найти источники газа, близкие к потребителю, чтобы не перемещать его на дальние расстояния по первоначально примитивным (в то время) трубопроводным системам. Например, с производством технического углерода (сажи) пользователи природного газа не имели проблем. Капиталовложения в строительство заводов технического углерода были достаточно низкими, поэтому такие заводы строились в отдаленных районах вблизи источника природного газа. Большинство же промышленных и бытовых пользователей газа не могли этого сделать [12]. Устьевое давление также резко колебалось от скважины к скважине, поэтому каждый источник должен был управляться по-разному. Пожалуй, одним из самых больших ограничителей роста добычи газа была неопределенность его поставок. Не было известно, сколько газа может давать каждая скважина и в течение какого периода. Соответственно, не было желания строить большую инфраструктуру, которая могла стать бесполезной при истощении запасов газа на участке.Методы хранения природного газа разрабатывались в течение многих лет. И подземное хранение газа, широко и эффективно используемое в настоящее время, является одним из этих методов. В ретроспективе кажется, что этот метод был очевиден. Тем не менее, в то время хранение газа не рассматривалось как задача или проблема. Первые проблемы были связаны с закрытием (перекрытием) скважин и накоплением газа. И когда, наконец, в конце XIX в. газ признали ценным ресурсом, акцент был сделан на его продвижение на рынок, строительство и содержание трубопроводов. Поскольку большинство скважин не располагались рядом с конечными потребителями газа, необходимо было построить систему его поставки и распределения. Хранение стало инструментом регулирования поставок газа: для поддержания стабильности снабжения потребителей при различных условиях спроса и накопления объема газа, который не требовался в данный момент [13].Первоначально концепцию хранения природного газа в 1909 г. предложила Геоло-гическая служба США [14]. Самое первое подземное хранение газа было успешно реализовано в 1915 г. в округе Уэлланд провинции Онтарио на истощенном участке газового месторождения, принадлежащего Provincial Gas Company, дочерней компании National Fuel Gas Company (№ОС, Национальная топливная газовая компания) [15, 16].Месторождение Уэлланд к 1915 г. разрабатывалось уже почти 30 лет (с 1889 г.), и ряд его участков на суше (в составе месторождения имеются участки в озерной части) были практически истощены, пластовое давление упало. Большая часть участков еще эксплуатировалась. Структуру пласта составлял мелкозернистый песчаник. Для проведения эксперимента несколько старых скважин были восстановлены, отремонтированы и оборудованы для закачки газа.Сохраняя хронологический порядок и «научную справедливость», следует отметить следующее. Первым идею подземного хранения природного газа высказал и применил на практике вице-президент NFGС Уильям Дадж (W.J. Judge) [17, 18]1.TilEOI! CjTV DERFICK.Полоса газеты The Oil City Derrick от 16 февраля 1953 г. со статьей о У. ДаджеЗа несколько лет до проведения эксперимента в Уэлланде он выдвинул предположение о возможности использования старых га-1 Этот факт был отмечен в газете The Oil City Derrick, опубликованной в Oil City (штат Пенсильвания,США) 16 февраля 1953 г.: «In July, 1915, he was elected vice-president and director of the firm and in 1919 he became president, succeeding Walter Jennings. Conceived Underground Storage: & quot-Judge conceived the idea of underground storage of natural gas and was the first to put it into practice in the summer of 1915». Пока не удалось найти другие сведения, подтверждающие или опровергающие открытие У Даджа.№ 3 (23) / 2015VGN-3−23−2015-v24. indd 12421. 08. 2015 9: 59:42Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений125зовых скважин (в истощенных продуктивных пластах) в качестве подземных хранилищ газа, обусловленное неудачными работами по удалению воды (осушке) из заброшенной соляной шахты вблизи Кливленда рядом с Восточным Огайо. «После затрат в количестве приблизительно 90 000 долл. в попытке удалить воду из шахты усилия были остановлены в связи с неудачным проектом» [12].У Дадж считал, что вода является единственным фактором, который мешает хранению газа, при условии, что границы эксплуатационного пласта достаточно хорошо определены, и интенсивное бурение не навредит данной области. Поэтому в 1915 г. он дал указание Provincial Gas Company определить группу практически истощенных газовых скважин месторождения Уэлланд для обратной закачки природного газа в целях обеспечения запасов газа для удовлетворения потребностей потребителей в зимний период. Закачка газа была проведена летом 1915 г. По мере закачки газа отмечалось, что давление нарастает. Объем нагнетаемого газа не замерялся, но значения давления записывались. Зимой газ был извлечен и использован для удовлетворения пиковых потребностей. Этот проект стал одноразовым, и больше обратная закачка газа на месторождении Уэлланд не проводилась.Этот первый опыт показал, что газ, закачанный в мелкозернистый песок, может быть извлечен обратно. Коммерческое применение подземного хранения газа в Канаде началось лишь с 1942 г., что было связано с разработкой участка 47−49 в округе Даун Тауншип (Dawn Township).И хотя не так уж много было выявлено в результате проведения эксперимента на месторождении Уэлланд в 1915 г., положительный результат побудил Iroquois Gas Company (отделение NFGG) применить эту технологию на истощенном газовом месторождении Зоар (Zoar) в 25 милях (40,25 км) к югу от Буффало (штат Нью-Йорк, США), что и было успешноКомпрессоры Snow Steamосуществлено в 1916 г. [12, 19]. Инженеры компании определили, что подземная формация может быть пригодна для удерживания газа, а месторождение может быть оборудовано под газохранилище.Однако следует отметить, что первую эксплуатационную скважину Керр (Kerr) на месторождении Зоар в 1888 г. пробурила нефтяная компания Ohio Valley на сельскохозяйственных угодьях (ферме) Вильям Вайт (William White) в г. Коллинз к югу от Буффало. Это была крупнейшая эксплуатационная в то время газовая скважина в округе Эри (Erie, штат Нью-Йорк). Добычу 30 млн фут3 (849,5 тыс. м3) в день осуществляли из известняка Onondaga (или Flint) с глубины около 1800 футов (548,6 м). Скважина фонтанировала («вентилировалась») свободно в течение десяти дней.В 1894 г. местные жители г. Спрингвилла образовали Springville Natural Gas Company и снабжали деревню газом с месторождения Зоар. После того как две скважины были закончены и освоены, их выкупила United Natural Gas Company (UNGC) и проложила два соединительных трубопровода к основному, идущему к Буффало. Между 1890 и 1910 гг. компания UNGC пробурила более двенадцати скважин, пять из которых являлись эксплуатационными (продуктивными).Однажды скважина Парсел (Parsel), расположенная в четырех милях к западу от месторождения Зоар, загорелась и горела в течение определенного времени. Тысячи людей со всего западного Нью-Йорка стекались к этому месту понаблюдать за эффектным зрелищем [12, 13].К 1914 г. начальное давление на скважинах месторождения Зоар (составлявшее более 600 psi (фунт-сила на квадратный дюйм), или 4,14 МПа) снизилось примерно до 100 psi (0,69 МПа). В том же году на месторождении была построена газоперекачивающая станция, а также установлены два газомоторных компрессора Snow Gas engine мощностью 450 л.с.Works (начало 1910-х гг.)№ 3 (23) / 2015VGN-3−23−2015-v24. indd 12521. 08. 2015 9: 59:42126Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ(331 кВт) каждый, приобретенных у компании Snow Sream Pump Works [20].В 1916 г. корпорация Iroquois Natural Gas построила к югу от Буффало компрессорную станцию Зоар. К весне 1916 г. пластовое давление снизилось до 50 psi (0,34 МПа), что уже реально позволяло использовать залежь в качестве газохранилища. Под руководством У Даджа были начаты эксперименты по хранению газа. В течение лета газ дозированно закачивали в пласты (через скважины) в нескольких местах, чтобы определить, где будетКомпрессорная станция Зоар, 1957 г. (фото компании National Fuel Gas)Список литературы1. Энергетическая история Альберты. -http: //history. alberta. ca/energyheritage/gas/ creation-of-an-industry/exploration-comes-west/ default. aspx2. Bott R.D. Evolution of Canada’s Oil and gas Industry / Robert D. Bott, David M. Carson //A companion publication to Petroleum Challenge. — 8th ed. — Calgary, Canada: Canadian Center for Energy Information, 2012. — 51 p.3. Draft History of Mount Royal. Biography of Eugene Marius Coste // Mount Royal Community Association and Glenbow-Alberta Institute Archives and Library and the holdings of the Calgary Public Library. — February, 2013. — 183 p.4. Viscosity and Constitution // Journal of the Institute of Petroleum. — April, 1940. — V. 26. -№ 198. — P. 223−224.5. Rogers W.R. Statistical review of the mineral industry of Ontario for 1915 / W.R. Rogers // Ontario Bureau of Mines. P. I. — Toronto:A.T. Wilgress and W. Briggs. — 1916. — V XXV -P. 35−39.возможно его наиболее лучшее удерживание в выработанном пласте. Предварительно велось разбуривание с целью поиска разряженных полостей (карманов) или пористых линз в плотной формации. Сначала в хранилище было закачано приблизительно 50 млн фут3 (1,4 млн м3) газа, затем его объем увеличили до 200 млн фут3 (5,66 млн м3). Далее в периоды экстремального спроса из месторождения были отобраны более чем 40 млн фут3 (1,133 млн м3) газа. Проект был признан успешным, и Iroquois Gas Company перевела месторождение Зоар в режим хранилища. Так было создано первое промышленное подземное хранилище газа США емкостью 62 млн м3, действующее и сегодня.В качестве заключения заметим, что до 1914 г. было осуществлено еще несколько незафиксированных попыток закачки газа в частично истощенные песчаные формации, но они носили эксплуатационно-исследовательский характер (исследование распространения давления, принципиальной возможности ресайклин-га) и не предполагали объемного хранения газа для последующего использования. Детальных сведений об этих фактах пока нет.6. Coste E.M. Natural gas in Ontario /Eugene M. Coste. — Toronto: James & amp- Williams. -1901. — 20 p.7. Архивы Гленбоу, кат. № PA-3689−1068.8. Архивы Гленбоу, кат № NA-2159−20.9. Историческое время компании Union Gas Company. Празднование 100-летия компании. -http: //www. uniongas. com/about-us/our-legacy/ historical-timeline#era110. Архивы Гленбоу, кат. № PA-3648−1.11. Архивы Гленбоу, кат. № NA-4048−1.12. Waples D.A. The Natural Gas Industry in Appalachia: a history from the first discovery to the trapping of the Marcellus Shale /David A. Waples. — Jefferson, North Carolina: McFarland & amp- Company. — 2012. — 377 p.13. Hrastar J. Liquid natural gas in United States:a history / J. Hrastar // Jefferson, North Carolina: McFarland & amp- Company. — 2014. — 288 p.14. Gas Storage Industry Primer. — Alberta, Canada: Niska Gas Storage Partners LLC. — April, 2010. -13 p.№ 3 (23) / 2015VGN-3−23−2015-v24. indd 12621. 08. 2015 9: 59:42Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений12715. Kidney A.J., Parrish W.R. Fundamentalsof natural gas processing / Arthur J. Kidney, William R. Parrish. — London- N. -Y: Taylor & amp- Francis Group. — 2006. — 418 p. (P. 254−259).16. Johnston P., Eng P., Geo P. The growth of underground natural gas storage / P. Johnston,P. Eng, P Geo // Ontario OIL& amp-Gas (publication of the Ontario Petroleum Institute). — June, 2008. -P. 14−16.17. The Oil City Derrick. — Oil City, Pennsylvania, USA, 1953. — February 16. — Р 14- http: //www. newspapers. com/newspage/36 585 291/18. The News-Herald. — Franklin, Pennsylvania,USA. — February 16, 1953. — P 11- http: //www. newspapers. com/newspage/53 758 792/19. The value of underground storage in today’s natural gas industry. — Washington: Energy Information Administration, Office of Oil and Gas, U.S. Department of Energy. — March 1995. — 85 p.20. Harvey P. Snow. P. I: The history: on-line publication about the history of internal combustion engines of Coolspring Power Museum, Pennsylvania, USA / Paul Harvey // http: //www. coolspringpowermuseum. org/ Publications_Flywheel. htm. — February, 2014.№ 3 (23) / 2015VGN-3−23−2015-v24. indd 12721. 08. 2015 9: 59:42

mgutunn.ru

Расширение Пунгинской ПХГ подземного хранилища газа

Содержание

Реферат

Введение

1. Исходные данные теплового расчета

1.1 Уточненный расчет тепловой схемы на номинальный режим

1.2 Моделирование компрессора

2. Газодинамический расчет турбины

2.1 Предварительный расчет

2.2 Газодинамический расчет ступеней по среднему диаметру

2.3 Выбор и расчет закона закрутки для каждой из ступеней

3. Профилирование лопаток ТВД и ТНД

3.1 Расчет потерь энергии, КПД и мощности турбины

4. Расчет на прочность диска ТВД

5. Спецтема: Расширение Пунгинского ПХГ (подземного хранилища газа)

5.1. Схема работы ПХГ

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

Заключение

Библиографический список

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.

Таблица 1.1

На основании опыта УЗТМ и научно-исследовательских организаций по созданию ГТУ задаёмся необходимыми теплофизическими коэффициентами (табл.1.2).

Таблица 1.2. Необходимые теплофизические коэффициенты

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

Номинальное значение .

КПД турбомашины принимаем в соответствии с заданием: ,

Из предварительного расчета:

Для воздуха:

Для газа:

Подвод тепла в КС при:

составит:

;

Из уравнения баланса мощностей:

Удельная полезная работа:

Расход воздуха при 10 МВт составит

Осевой компрессор проектируемого ГПА при нормальных атмосферных условиях (Ро=0,1013Мпа; То=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;

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

ТВ 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:

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

Распределим теплоперепад по турбинам, исходя из теплового расчета ГТУ, из которого известен теплоперепад на ТНД.

НТНД = 125,75 кДж/кг;

HТВД = HТ - НТНД = 315,15-125,75=189,40 кДж/кг.

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

Таблица 2.2. Кинематические параметры

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;

Распределив теплоперепад и задав кинематические параметры, можно произвести газодинамический расчет по среднему диаметру, результаты которого сведены в табл.2.3

Таблица 2.3. Результаты газодинамического расчета по среднему диаметру

Выполненный расчет ступеней по среднему диаметру определяет требования к геометрии лопаток только в одном сечении - среднем. У корня и на периферии условия обтекания будут отличаться. Поэтому производим расчет ступени с учетом закрутки. Лопаточные аппараты профилируются так, чтобы обеспечить радиальное равновесие потока в межвенцовых зазорах. За счет безударного обтекания рабочих лопаток и предупреждения побочных течений газа в ступени экономичность ступени повышается. Закрутка приводит к увеличению степени реактивности ступени от корневого сечения к периферии.

Для обеих ступеней принимаем закон постоянства осевой составляющей скорости выхода газа из сопел, то есть C1a (r) = const. Результаты расчетов закрутки в трех сечениях для ступени ТВД сведены в табл.2.4

Изменение основных параметров потока по высоте лопатки ступени ТВД и ТНД представлены на рис.2.1., 2.2., 2.3., 2.4., 2.5., 2.6 .

Таблица 2.4. Результаты расчета закрутки лопаток ТВД

Результаты расчетов закрутки в трех сечениях для ступени ТНД сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5. Результаты расчета закрутки лопаток ТНД

В основе расчета лежит методика, разработанная специалистами авиапромышленности и основанная на результатах статического анализа геометрических параметров профилей большого числа реально выполненных, тщательно отработанных и испытанных ступеней.

Исходными данными для расчета геометрических параметров профилей являются результаты газодинамического расчета ступени по сечениям.

Расчет производим на ЭВМ. Результаты расчета профилей лопаток ТВД и ТНД сводим в табл.3.1 и 3.2 .

Таблица 3.1. Геометрические параметры профилей рабочих лопаток ступени ТВД

Табчлица 3.2. Геометрические параметры профилей рабочих лопаток ступени ТНД

Расчет приведен в табл. 3.3

Таблица 3.3

Суммарный использованный теплоперепад в турбине:

КПД турбины без учета потерь на трение дисков:

Этот КПД определен с учетом полного использования выходной скорости всех ступеней, за исключением последней.

Оценивая потери на трение дисков с помощью тр~0,99, получаем внутренний КПД турбины

hÒ = huÒ * hòð;

hТ =0,899 *0,99=0,890

а общую мощность турбины:

= 82,83*283,3*0,890=23231 кВт.

При вычете мощности, потребляемой компрессором, расположенном на этом же валу, с учетом механических потерь, получаем полезную (эффективную) мощность:

=83,72*177,9*0,86=12809 кВт;

Ne = (NT - NK) *мех;

Ne = (23231 - 12809) *0,96 = 10010 кВт.

Разрушение дисков является одной из наиболее тяжелых аварий, поскольку оно, как правило, влечет за собой полное разрушение турбины, а также наносит серьезный урон соседнему оборудованию.

Диски роторов являются одними из самых напряженных элементов турбомашин. Основные напряжения в дисках возникают вследствие центробежных сил инерции, обусловленных вращением ротора (динамические напряжения), и неравномерного распределения температуры по объему диска (температурные напряжения). Прочностные расчеты дисков турбомашин обязательны при их проектировании, так как они позволяют достичь необходимого запаса прочности и тем самым обеспечить достаточную надежность и долговечность эксплуатации турбомашин.

Динамические силы и напряжения, связанные с колебаниями и определяющие длительную усталостную прочность деталей в рамках данного дипломного проекта не рассматриваются. Расчет произведен для рабочего колеса ступени турбины высокого давления.

Основными величинами, влияющими на прочность диска, являются температура, воздействующая на него при работе и напряжения от действия центробежных сил.

В расчете используются следующие величины:

N - число разбиений диска на участки;

 - плотность материала диска, ;

n - частота вращения диска, ;

 - радиусы участков диска, м;

 - ширины участков дисков, м;

 - значения температур участков диска, ;

 - значения коэффициентов линейного расширения, ;

 - значения модуля упругости материала диска по участкам, МПа;

 - значение динамических радиальных напряжений, МПа;

 - значение динамических тангенциальных напряжений, МПа;

 - значение температурных радиальных напряжений, МПа;

 - значение температурных тангенциальных напряжений, МПа.

Свойства материала: предел текучести , модуль упругости , коэффициент Пуассона  и коэффициент линейного расширения  - принимаем в соответствии с температурой диска.

Таблица 4.1. Параметры, необходимые для расчёта диска ТВД

Таблица 4.2. Характеристики материала диска

Для расчета разобьем диск на 10 частей. На каждом участке реальный профиль заменяется профилем постоянной ширины. Температурный режим диска задается исходя из условий эксплуатации. Распределение температуры диска по радиусу задано в виде функции

Распределение температуры диска по радиусу отображено в табл.4.1

Таблица 4.3. Распределение температуры по радиусу диска

Расчет напряжений производится с применением ЭВМ (программа DISK22), исходные данные и результаты этого расчета приведены в прил.1.

 - суммарные тангенциальные напряжения в точке диска,

 - суммарные радиальные напряжения в точке диска.

Изменение температуры по радиусу диска отображено на рис.4.1

Эпюры распределения напряжений отображены на рис.4.2

=

== 254,1 МПа.

Запас прочности определяет коэффициент запаса прочности (). Для выбранного материала диска (сплав 20Х12ВНМФШ) при t = 436 °С предел текучести =478 МПа.

Коэффициент запаса прочности: kзап =/max =1,88.

Так как значение коэффициента запаса прочности вошло в необходимый диапазон (1,5 < kзап < 2,0), можно считать, что диск выдержит оказываемую на него нагрузку.

"В условиях, когда потребление газа неравномерно в течение года, надежность поставок газа по разным направлениям призваны обеспечить подземные хранилища газа (ПХГ). Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует повышения гибкости поставок газа и увеличения активной емкости ПХГ. Поэтому сегодня "Газпром" работает над повышением суточной производительности ПХГ. Такие характеристики ПХГ позволят обеспечить еще большую надежность поставок российского газа внутренним и зарубежным потребителям" (член правления "Газпрома" Богдан Будзуляк).

Мировое потребление газа растёт и, по прогнозам XXII Мирового газового конгресса в Токио, к 2018 году может увеличиться вдвое. При этом повышаются требования к снижению удельных затрат на его транспортировку, к увеличению надёжности газопотребления.

Из-за неравномерности потребления (рис.5.1., 5.2., 5.3) режимы работы магистральных газопроводов и компрессорных станций отклоняются от проектных, что приводит к увеличению удельных затрат на транспортировку газа. Для уменьшения неравномерности транспорта и создания резервов газа на случаи аварийных ситуаций на МГ используются подземные хранилища газа (ПХГ).

Пунгинское месторождение было введено в разработку в 1965 году с пластовым давлением 18,46 МПа и начальными запасами 60 млрд. м3 газа.

Пунгинское ПХГ создано на базе истощенного, но герметичного газового месторождения. Первая закачка газа в Пунгинское подземное хранилище газа была начата в августе 1985 года в соответствии с “Технологической схемой создания и эксплуатации комплекса Пунга-Шухтунгорд", разработанной ВНИИГАЗом в 1983 году и утвержденной в Мингазпроме в 1985 году.

Положительным моментом, повлиявшим на выбор Пунгинской структуры в качестве объекта для создания ПХГ явилось её выгодное расположение на трассе магистральных газопроводов от месторождений СРТО в центр Европейской части России.

В 1992 г. по заданию ГГК “Газпром” была разработана технологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активного объема 6,5 млрд. м3. Для ускорения сроков создания газахранилища была предусмотрена этапность его развития.

На первом этапе, используя существующие мощности, предполагалось вывести Пунгинское ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 1,2 млрд. м3, что позволило бы на 63-65% отрегулировать сезонную неравномерность газопотребления и одновременно получить дополнительную информацию о пласте, необходимую для корректировки технологической схемы.

На втором этапе создания Пунгинского ПХГ предусматривалось подключить газохранилище к системе МГ с рабочим давлением 75 кгс/см2 (для повышения давления нагнетания), пробурить дополнительно 75 эксплуатационных скважин и вывести ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд. м3, максимальной суточной производительностью на отбор - 35 млн. м3/сут. (II очередь).

По третьему этапу (полное развитие газохранилища) проводилось только экспертная оценка возможных технологических показателей циклической эксплуатации, технологическая схема не разрабатывалась.

Основной задачей настоящей работы является разработка названной технологической схемы и определение основных показателей циклической эксплуатации III очереди создания Пунгинского ПХГ.

Показатели первого этапа создания и циклической эксплуатации на Пунгинском ПХГ достигнуты. Проведено, также подключение газохранилища к системе МГ с рабочим давлением 75 кг/см2. Следовательно, в настоящее время, Пунгинское ПХГ находится на втором этапе создания, хотя бурение эксплуатационных скважин начато, но приостановлено из-за отсутствия финансирования.

В перспективе рассматривается увеличение максимальной суточной производительности до 40 млн. м3.

Геометрический объём хранилища оценивается примерно в 311,5 млн. м3.

За восемнадцать лет эксплуатации Пунгинского ПХГ в пласт закачано 32,8 млрд. м3 и отобрано 24,8 млрд. м3 газа (Рис.6.1). Максимальный отбор газа из хранилища составил 2,4 млрд. м3 в сезоне 1999-2000 г. г. Максимальное давление в пласте возросло с 4,18 до 6,86 МПа. Разница в 8 млрд. м3 вызвала повышение давления на 2,68 МПа. В соответствии с ростом пластового давления увеличилась производительность хранилища на отбор, превысившая 16 млн. м3/сут.

Отсутствие собственной компрессорной станции влияет на режим эксплуатации хранилища, который характеризуется нестабильностью, связанной с колебаниями давления в магистральном газопроводе. В период отбора нередко происходит переключение на закачку и обратно. Значительным колебаниям подтверждены как величины отборов по месяцам, так и общий объем отбора. Объемы закачки также характеризуются большой переменчивостью.

На балансе Пунгинского ПХГ 37 скважин, в том числе 31 эксплуатационная, 1 в капитальном ремонте и 5 наблюдательных и пьезометрических. Эксплуатационные скважины пробурены в период разработки месторождения и к настоящему времени отработали почти 40 лет. Практически по всем скважинам проводится комплекс исследований, включающих геофизические исследования, замеры давлений, дебитов, отборы проб воды. Существующая технология подготовки газа (двухступенчатая сепарация), морально и физически устаревшее технологическое оборудование не обеспечивают выполнение требований нормативных документов по качеству подготовки газа, подаваемого в магистральные газопроводы.

Актуальность расширения связана с отсутствием благоприятных геологических условий для создания подземных хранилищ вблизи крупных потребителей Урала и вдоль трассы магистральных газопроводов. Кроме этого, стратегические запасы газа в Пунгинском ПХГ позволяют обеспечить подачу газа в транспортную систему при вынужденных отключениях магистральных газопроводов, расположенных по ходу газа до Пунгинского ПХГ и, в общем, повышают надёжность подачи газа и позволяют оптимизировать режим эксплуатации системы газопроводов ООО "Тюментрансгаз".

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.

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 рн = 40,4 кг/см2;

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

Средняя температура грунтаtгр = - 3,5 оС;

Средняя температура газа на устье скважиныtн = 7,7 оС;

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

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

Для расчётов температуры и давления газа 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 рн = 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.

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.

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.

www.referatmix.ru

Курсовая Расширение Пунгинской ПХГ подземного хранилища газа

Горло межлопаточного канала

tsin2

2

м

3.1 Расчет потерь энергии, КПД и мощности турбины

Расчет приведен в табл. 3.3

Таблица 3.3

Суммарный использованный теплоперепад в турбине:

КПД турбины без учета потерь на трение дисков:

Этот КПД определен с учетом полного использования выходной скорости всех ступеней, за исключением последней.

Оценивая потери на трение дисков с помощью тр~0,99, получаем внутренний КПД турбины



Т =0,899 *0,99=0,890

а общую мощность турбины:

= 82,83*283,3*0,890=23231 кВт.

При вычете мощности, потребляемой компрессором, расположенном на этом же валу, с учетом механических потерь, получаем полезную (эффективную) мощность:

=83,72*177,9*0,86=12809 кВт;

Ne = (NT - NK) *мех;

Ne = (23231 - 12809) *0,96 = 10010 кВт.

4. Расчет на прочность диска ТВД

Разрушение дисков является одной из наиболее тяжелых аварий, поскольку оно, как правило, влечет за собой полное разрушение турбины, а также наносит серьезный урон соседнему оборудованию.

Диски роторов являются одними из самых напряженных элементов турбомашин. Основные напряжения в дисках возникают вследствие центробежных сил инерции, обусловленных вращением ротора (динамические напряжения), и неравномерного распределения температуры по объему диска (температурные напряжения). Прочностные расчеты дисков турбомашин обязательны при их проектировании, так как они позволяют достичь необходимого запаса прочности и тем самым обеспечить достаточную надежность и долговечность эксплуатации турбомашин.

Динамические силы и напряжения, связанные с колебаниями и определяющие длительную усталостную прочность деталей в рамках данного дипломного проекта не рассматриваются. Расчет произведен для рабочего колеса ступени турбины высокого давления.

Основными величинами, влияющими на прочность диска, являются температура, воздействующая на него при работе и напряжения от действия центробежных сил.

В расчете используются следующие величины:

N - число разбиений диска на участки;

- плотность материала диска, ;

n - частота вращения диска, ;

- радиусы участков диска, м;

- ширины участков дисков, м;

- значения температур участков диска, ;

- значения коэффициентов линейного расширения, ;

- значения модуля упругости материала диска по участкам, МПа;

- значение динамических радиальных напряжений, МПа;

- значение динамических тангенциальных напряжений, МПа;

- значение температурных радиальных напряжений, МПа;

- значение температурных тангенциальных напряжений, МПа.

Свойства материала: предел текучести , модуль упругости , коэффициент Пуассона и коэффициент линейного расширения - принимаем в соответствии с температурой диска.

Таблица 4.1. Параметры, необходимые для расчёта диска ТВД

Таблица 4.2. Характеристики материала диска

Для расчета разобьем диск на 10 частей. На каждом участке реальный профиль заменяется профилем постоянной ширины. Температурный режим диска задается исходя из условий эксплуатации. Распределение температуры диска по радиусу задано в виде функции

Распределение температуры диска по радиусу отображено в табл.4.1

Таблица 4.3. Распределение температуры по радиусу диска

Расчет напряжений производится с применением ЭВМ (программа DISK22), исходные данные и результаты этого расчета приведены в прил.1.

- суммарные тангенциальные напряжения в точке диска,

- суммарные радиальные напряжения в точке диска.

Изменение температуры по радиусу диска отображено на рис.4.1

Эпюры распределения напряжений отображены на рис.4.2

=

== 254,1 МПа.

Запас прочности определяет коэффициент запаса прочности (). Для выбранного материала диска (сплав 20Х12ВНМФШ) при t = 436 °С предел текучести =478 МПа.

Коэффициент запаса прочности: kзап =/max =1,88.

Так как значение коэффициента запаса прочности вошло в необходимый диапазон (1,5 < kзап < 2,0), можно считать, что диск выдержит оказываемую на него нагрузку.

5. Спецтема: Расширение Пунгинского ПХГ (подземного хранилища газа)

"В условиях, когда потребление газа неравномерно в течение года, надежность поставок газа по разным направлениям призваны обеспечить подземные хранилища газа (ПХГ). Начавшийся процесс формирования газового рынка в России требует повышения гибкости поставок газа и увеличения активной емкости ПХГ. Поэтому сегодня "Газпром" работает над повышением суточной производительности ПХГ. Такие характеристики ПХГ позволят обеспечить еще большую надежность поставок российского газа внутренним и зарубежным потребителям" (член правления "Газпрома" Богдан Будзуляк).

Мировое потребление газа растёт и, по прогнозам XXII Мирового газового конгресса в Токио, к 2018 году может увеличиться вдвое. При этом повышаются требования к снижению удельных затрат на его транспортировку, к увеличению надёжности газопотребления.

Из-за неравномерности потребления (рис.5.1., 5.2., 5.3) режимы работы магистральных газопроводов и компрессорных станций отклоняются от проектных, что приводит к увеличению удельных затрат на транспортировку газа. Для уменьшения неравномерности транспорта и создания резервов газа на случаи аварийных ситуаций на МГ используются подземные хранилища газа (ПХГ).

Пунгинское месторождение было введено в разработку в 1965 году с пластовым давлением 18,46 МПа и начальными запасами 60 млрд. м3 газа.

Пунгинское ПХГ создано на базе истощенного, но герметичного газового месторождения. Первая закачка газа в Пунгинское подземное хранилище газа была начата в августе 1985 года в соответствии с “Технологической схемой создания и эксплуатации комплекса Пунга-Шухтунгорд", разработанной ВНИИГАЗом в 1983 году и утвержденной в Мингазпроме в 1985 году.

Положительным моментом, повлиявшим на выбор Пунгинской структуры в качестве объекта для создания ПХГ явилось её выгодное расположение на трассе магистральных газопроводов от месторождений СРТО в центр Европейской части России.

В 1992 г. по заданию ГГК “Газпром” была разработана технологическая схема расширения Пунгинского ПХГ до активного объема 6,5 млрд. м3. Для ускорения сроков создания газахранилища была предусмотрена этапность его развития.

На первом этапе, используя существующие мощности, предполагалось вывести Пунгинское ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 1,2 млрд. м3, что позволило бы на 63-65% отрегулировать сезонную неравномерность газопотребления и одновременно получить дополнительную информацию о пласте, необходимую для корректировки технологической схемы.

На втором этапе создания Пунгинского ПХГ предусматривалось подключить газохранилище к системе МГ с рабочим давлением 75 кгс/см2 (для повышения давления нагнетания), пробурить дополнительно 75 эксплуатационных скважин и вывести ПХГ на режим циклической эксплуатации с активным объемом газа 3,5 млрд. м3, максимальной суточной производительностью на отбор - 35 млн. м3/сут. (II очередь).

По третьему этапу (полное развитие газохранилища) проводилось только экспертная оценка возможных технологических показателей циклической эксплуатации, технологическая схема не разрабатывалась.

Основной задачей настоящей работы является разработка названной технологической схемы и определение основных показателей циклической эксплуатации III очереди создания Пунгинского ПХГ.

Показатели первого этапа создания и циклической эксплуатации на Пунгинском ПХГ достигнуты. Проведено, также подключение газохранилища к системе МГ с рабочим давлением 75 кг/см2. Следовательно, в настоящее время, Пунгинское ПХГ находится на втором этапе создания, хотя бурение эксплуатационных скважин начато, но приостановлено из-за отсутствия финансирования.

В перспективе рассматривается увеличение максимальной суточной производительности до 40 млн. м3.

Геометрический объём хранилища оценивается примерно в 311,5 млн. м3.

За восемнадцать лет эксплуатации Пунгинского ПХГ в пласт закачано 32,8 млрд. м3 и отобрано 24,8 млрд. м3 газа (Рис.6.1). Максимальный отбор газа из хранилища составил 2,4 млрд. м3 в сезоне 1999-2000 г. г. Максимальное давление в пласте возросло с 4,18 до 6,86 МПа. Разница в 8 млрд. м3 вызвала повышение давления на 2,68 МПа. В соответствии с ростом пластового давления увеличилась производительность хранилища на отбор, превысившая 16 млн. м3/сут.

Отсутствие собственной компрессорной станции влияет на режим эксплуатации хранилища, который характеризуется нестабильностью, связанной с колебаниями давления в магистральном газопроводе. В период отбора нередко происходит переключение на закачку и обратно. Значительным колебаниям подтверждены как величины отборов по месяцам, так и общий объем отбора. Объемы закачки также характеризуются большой переменчивостью.

На балансе Пунгинского ПХГ 37 скважин, в том числе 31 эксплуатационная, 1 в капитальном ремонте и 5 наблюдательных и пьезометрических. Эксплуатационные скважины пробурены в период разработки месторождения и к настоящему времени отработали почти 40 лет. Практически по всем скважинам проводится комплекс исследований, включающих геофизические исследования, замеры давлений, дебитов, отборы проб воды. Существующая технология подготовки газа (двухступенчатая сепарация), морально и физически устаревшее технологическое оборудование не обеспечивают выполнение требований нормативных документов по качеству подготовки газа, подаваемого в магистральные газопроводы.

Актуальность расширения связана с отсутствием благоприятных геологических условий для создания подземных хранилищ вблизи крупных потребителей Урала и вдоль трассы магистральных газопроводов. Кроме этого, стратегические запасы газа в Пунгинском ПХГ позволяют обеспечить подачу газа в транспортную систему при вынужденных отключениях магистральных газопроводов, расположенных по ходу газа до Пунгинского ПХГ и, в общем, повышают надёжность подачи газа и позволяют оптимизировать режим эксплуатации системы газопроводов ООО "Тюментрансгаз".

5.1. 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 рн = 40,4 кг/см2;

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

Средняя температура грунтаtгр = - 3,5 оС;

Средняя температура газа на устье скважиныtн = 7,7 оС;

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

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

Для расчётов температуры и давления газа 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 рн = 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.

bukvasha.ru

Смотрите также

• 
  Классификация методов консультирования реферат
• 
  Донецко криворожская республика реферат
• 
  Забон пояи миллат реферат
• 
  Группа всемирного банка реферат
• 
  Гемобластозы и лейкозы реферат
• 
  Виды стратегического управления реферат
• 
  Верховный суд сша реферат
• 
  Профилактика травм позвоночника реферат
• 
  Software operating systems реферат
• 
  Реферат бешенство инфекционные болезни
• 
  Реферат лизинг зарубежный опыт