Расчет располагаемой мощности ГТУ

Курсовая работа по дисциплине компрессоры и КС.

 

 

 

Выполнила: Морозова Е.М.

группа: НТХ-06-3

Проверил: Трясцин Р.А.

 

Тюмень 2010г.

ВВЕДЕНИЕ

 

Основное предназначение компрессорных станций газопроводов – сообщение газу энергии путем сжатия его до определенного давления. Приобретенная газом энергия расходуется на преодоление газовым потоком гидравлического сопротивления трубопроводов.

Компрессорные станции (КС) являются одним из основных объектов газотранспортных систем. На них приходится порядка 25% всех капиталовложений в системы транспорта и 60% всех эксплуатационных расходов по этим системам. Поэтому проектирование КС должно осуществляться из соображений надежности и экономичности.

Надежность и экономичность транспорта в значительной мере определяются надежностью и экономичностью КС. Поэтому проектирование и эксплуатация КС должны осуществляться с учетом современных достижений науки и техники и проспектов развития районов расположения станций.

 

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИСХОДНЫХ РАСЧЕТНЫХ ДАННЫХ

 

В таблице 1 представлена характеристика газов Уренгойского месторождения.

 

Таблица 1

Месторас-положение	Состав газа (по объему), %	Относитель- ная плотность по воздуху (при 20°C)	Удельная теплота сгорания (при 20°C)
Метан	Этан	Пропан	Бутан	Пентан +высш.	Двуок. Углер.	Азот +редкие	Серово- дород
Заполярное	98,8	0,07	-	-	0,01	0,29	0,8	-	0,561

 

 

Определим плотность транспортируемого газа из выражения:

,

где 1,205 – плотность воздуха при стандартных условиях (t = 20°C и Р = 0,1013 МПа);

Δв – относительная плотность по воздуху.

 

Газовая постоянная в данных условиях:

,

где R – универсальная газовая постоянная.

 

Расчетная температура транспортируемого газа на глубине заложения газопровода h = :

tрасч = 3° C

 

2. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНОГО ЦЕХА

К основному оборудованию КС относятся компрессорные машины и приводящие их двигатели. Каждый тип компрессорных машин имеет свою область рационального использования в зависимости от суточной производительности.

Определение суточной производительности КС:

,

где Qгод – годовая производительность КС (газопровода) при стандартных условиях, ;

- коэффициент использования пропускной способности газопровода;

- коэффициенты, учитывающие запас пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения соответственно в периоды повышенного спроса на газ и в периоды экстремально повышенных температур, приводящих к снижению мощности ГПА, , ;

- коэффициент, учитывающий запас пропускной способности газопровода на случай аварийных отказов линейной части газопровода и КС.

 

 

При рассчитанной производительности наиболее экономичным типом компрессорных машин будет выступать газотурбинные установки (ГТУ).

 

Выбор оптимальной марки ГТУ.

 

Из множества компрессорных машин требуемого типа предварительно выбираем 3 машины разных марок, отличающихся подачей и степенью сжатия (или давлением нагнетания).

 

Для каждого варианта и подварианта КС определяем число резервных машин, степень сжатия КС и удельные приведенные расходы на станции с учетом типа приво­да.

 

Выбранные марки: ГТК - 10- 2, ГТН – 25, «Коберра – 182».

 

Проводим экономическое обоснование наиболее экономичной марки ГТУ. На основе величин степени сжатия ε и приведенных затрат на КС С_к рассчитывается комплекс. Окончательно принимается тот вариант КС, которому отвечает наименьшее зна­чение комплекса:

 

Технические характеристики ГТК – 10 – 2:

- суточная подача ;

- давление нагнетания ;

- давление на входе 1й, 2й и 3й ступени сжатия соответственно , , ;

 

Выбираем двухступенчатое сжатие. Следовательно степень сжатия:

Схема соединения – три группы в параллель (рис.1)

 

Рис. 1.

 

В итоге – 6 рабочих неполнонапорных ГТУ и 2 резервных агрегата.

Приведенные затраты на КС:

 

,

 

где Э – эксплуатационные затраты на станции, тыс.руб/год;

К – капиталовложения в КС, тыс.руб/год;

Е – отраслевой коэффициент, обратный сроку окупаемости и равный для объектов транспорта и хранения нефти и газа 0,15 1/год.

;

n – число работающих ГПА на станции;

- число резервных ГПА;

- коэффициенты, отражающие затраты, связанные с ГПА и другими системами и службами, независимыми от числа ГПА на станции.

С учетом района строительства (Тюменская область) вводим поправочные коэффициенты:

- на капвложения 2,5, следовательно Э = 12837,5 ;

- на эксплуатационные расходы 1,8 К = 36196,2 .

Приведенные затраты:

Значение комплекса для КС с ГТК – 10 – 2:

 

Технические характеристики ГТН-25:

 

- суточная подача ;

- давление нагнетания ;

- давление на входе в нагнетатель ;

 

Имеем одноступенчатое сжатие, так как нагнетатель полнонапорный, следовательно степень сжатия:

 

Схема соединения – параллельная (рис.2)

 

 

Рис. 2.

 

В итоге – 2рабочих и 1 резервный агрегат.

Рассчитываем значение комплекса :

Поправочные коэффициенты:

- на капвложения 2,5, следовательно Э =5210

- на эксплуатационные расходы 1,8 К = 23794,2

Приведенные затраты:

Значение комплекса для КС с ГТН – 25:

Технические характеристики «Коберра-182»:

 

- суточная подача ;

- давление нагнетания ;

- давление на входе в нагнетатель ;

 

Имеем одноступенчатое сжатие, так как нагнетатель полнонапорный, следовательно степень сжатия:

Схема соединения – параллельная (рис.3)

 

Рис. 3.

В итоге – 3рабочих и 1 резервный агрегат.

Рассчитываем значение комплекса :

Поправочные коэффициенты:

- на капвложения 2,5, следовательно Э = 10417,5 ;

- на эксплуатационные расходы 1,8 К = 34376,22 .

Приведенные затраты:

Значение комплекса для КС с «Коберра – 182»:

Оостанавливаем свой выбор на марке ГТК – 10 – 2:

Полная технические характеристики ГТК – 10 – 2:

- суточная подача ;

- давление нагнетания ;

- давление на входе ;

- степень сжатия ε = 1,56;

- номинальная мощность привода N =10 МВт;

- коэффициент полезного действия η = 0,28

- частота вращения

- расход топливного газа , давление Р = 1,5 МПа;

- расход пускового газа , давление Р = 1,5 МПа.

3. РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫКС

Расчет режима работы состоит в определении мощности N, потребляемой каждой компрессорной машиной, и мощности , развиваемой приводящим ее двигателем.

Возможность транспорта газа в заданном количестве су­ществует при соблюдении неравенства

Экономичность КС с центробежными нагнетателями - при Р_н =Р’_н и следующих услови­ях:

Расчет располагаемой мощности ГТУ

Располагаемая мощность ГТУ, приводящей центробежный нагнетатель, находится в зависимости от условий работы установки по формуле:

 

где - номинальная мощность ГТУ, кВт; - коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ; - коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха; - коэффициент, учитывающий влияние противообледенительной системы; - коэффициент, учитывающий влияние система утилизации тепла выхлопных газов; Р_а - расчетное давление наружного воздуха МПа (принимаем Р_а =0,1013 МПа) и - расчет­ная и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, К;

Т_а - средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К; δТ_а - поправка на изменчивость климати­ческих параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе ГТУ, δТ_а =5 К;

3.2. Расчет режима работы нагнетателей

3.2.1. Определение параметров газа на входе нагнетателей.

 

где Т_в1 и Т_вх - температура газа на входе нагнетателей и на входе КС, К; Р_в1 и Р_вх - давление га­за на входе нагнетателей и КС, МПа; ΔР_вх - потери давления во входных технологических коммуникациях КС, МПа.

3.2.2. Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель.

 

- газовая постоянная, плотность газа при нормальных условиях (см. п. 1):

; .

- плотность газа при условиях всасывания, кг/м³:

,

где Z₁ - коэф­фициент сжимаемости газа при условиях всасывания.

 

3.2.3. Определение объемной производительности нагнетателя в :

где Q - производительность нагнетателя, м³/сут; Q_кс - производительность КС в ; К - количество парал­лельно работающих нагнетателей.

 

3.2.4. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя:

 

а) из условия экономичности работы нагнетателя

;

 

 

В итоге условие допустимый интервал:

 

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя

.

 

В итоге условие допустимый интервал:

 

где n_н - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин; Q_пр.min и Q_пр.max - минимальное и максимальное значения Q_пр, соответствующе зоне приведенной характеристи­ки с η_пол≥0,8; n_Tmin и n_Tmax - минимально и макси­мально допустимые значения частоты вращения вала силовой турбины; i - передаточное число редуктора, соединяющего вал силовой турбины (ТНД) с валом нагнета­теля.

 

3.2.5. Потребная частота вращения ротора нагне­тателя.

 

Для обеспечения нагнетателю оптимальных условий работы частота вращения его ротора додана быть равной или близкой n_н. Значения n, отличающиеся от n_н. следует назна­чать лишь при невыполнении одного из условий (п. 3) при n = n_н. Во всех случаях n должно находится в интервале, одновременно удовлетворяющему допустимым интерва­лам изменения n, определенным в п. 3.2.4.

Принимаем потребную частоту вращения ротора нагнетателя

 

3.2.6. Приведенная производительность нагнета­теля.

3.2.7. Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнета­теля

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характе­ристики;

 

 

3.2.8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

 

Нагнетателю гарантируется безпомпажная работа при соблюдении неравенства

где - значение из приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости для рассматриваемого значения , а при отсутствии максимума у зависимости -минимальному значению из при­веденной характеристики.

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа.

 

Степень сжатия в нагнетателе ε и относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя:

;

 

3.2.9. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем.

 

 

3.2.10. Определение потребной мощности для привода нагне­тателя

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверяем на соответствие условию:

условие не выполняется.

Принимаем

 

 

- Приведенная производительность нагнета­теля.

- Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнета­теля

где Z_пр, R_пр, T_пр - параметры газа с приведенной характе­ристики;

 

- Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа.

 

Степень сжатия в нагнетателе ε, относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей и политропический КПД по приведенной характеристике нагнетателя:

; ;

 

- Расчет мощности, потребляемой нагнетателем.

 

 

- Определение потребной мощности для привода нагне­тателя

 

где - механический к.п.д. нагнетателя и редуктора.

Проверяем на соответствие условию:

Условие выполняется.

 

 

3.2.11. Расчет параметров газа на выходе нагнетателей пер­вой ступени сжатия

 

где P_н1 и T_н1 - давление и температура газа на выходе нагнетателей первой ступени сжатия, МПа и К соответственно.

 

3.3. Расчет режима работы нагнетателей второй ступени сжатия

3.3.1. Определеним параметры газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия.

 

где P_в2 и T_в2 - соответственно давление и температура газа на входе нагнетателей второй ступени сжатия, МПа и К; ΔP₁ - потери давления в коммуникациях КС между первой и второй ступенями сжатия, МПа.

3.3.2. Характеристики газа при условиях на входе в нагнетатель.

 

- плотность газа при условиях всасывания, кг/м³:

,

 

3.3.3. Определение объемной производительности нагнетателя в :

 

3.3.4. Допустимый интервал изменения числа оборотов ротора нагнетателя:

 

а) из условия экономичности работы нагнетателя

;

.

В итоге условие допустимый интервал:

 

б) из условия соблюдения правил технической эксплуатации газотурбинного привода нагнетателя

 

.

 

В итоге условие допустимый интервал:

 

3.3.5. Потребная частота вращения ротора нагне­тателя.

 

Принимаем потребную частоту вращения ротора нагнетателя

 

3.3.6. Приведенная производительность нагнета­теля.

3.3.7. Расчет приведенного числа оборотов ротора нагнета­теля

 

3.3.8. Проверка удаленности режима работы нагнетателя от границы помпажа

.

Следовательно нагнетателю гарантируется беспомпажная работа.

 

Степень сжатия в нагнетателе ε и относительная приведенная внутренняя мощность нагнетателей по приведенной характеристике нагнетателя:

;

 

3.3.9. Расчет мощности, потребляемой нагнетателем.

 

 

 

3.3.10. Определение потребной мощности для привода нагне­тателя

 

Проверяем на соответствие условию:

Условие выполняется.

 

3.3.11. Расчет параметров газа на выходе нагнетателей второй ступени сжатия

 

 

 

 

4. ПОДБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КС

Кроме газоперекачивающих агрегатов к основному оборудованию КС относятся пылеуловители и аппараты воздушного охлаждения газа.

Подбор пылеуловителей

 

Установка очистки газа предназначена для очистки поступающего на КС газа от твердых и жидких примесей и предотвра­щение загрязнения и коррозии оборудования и трубопроводов станций.

Очистка газа, как правило, проводится в одну ступень. В качестве пылеуловителей на КС наиболее перспективны и широко применяются аппараты циклонного и мультициклонного типа.

 

4.1.1. Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП. 106 00. Рабочее давление пыле­уловителя (оно равно давлению газа на входе КС) по п. 3.2.1:

(4.1)

Коэффициент изменения производительности пылеуловителя определяется по приложению 10. он зависит от плотности газа при стандартных условиях и температуры .

Коэффициент изменения производительности ПУ=0,91.

По приложению 10 определяем:

,

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

,

Количество пылеуловителей находим по формуле:

 

(4.3)

 

(4.4)

 

и - максимально и минимально допустимое количество пылеуловителей, шт.

- суточная производительность КС,

, - минимальная и максимальная производительности пылеуловителей,

, принимаем 28 шт.

, принимаем 16 шт.

шт.

 

Принимаем n = 16 штук, так как это минимальное количество ПУ, обеспечивающие работу узла очистки в рабочем диапазоне производительностей для каждого ПУ при отключении одного из них.

 

Производительность при работе всех ПУ:

 

Производительность при отключении одного пылеуловителя:

Условия выполняются.

 

4.1.2. Расчет потребного количества циклонных ПУ типа ГП. 144.00.000.

 

Расчет производится аналогично ПУ типа ГП 106.00.

По приложению 10 определяем:

,

 

 

Производительность корректируется с учетом коэффициента изменения производительности пылеуловителей.

По приложению 10 определяем:

 

 

,

 

 

Количество пылеуловителей находим по формулам (4.3) и (4.4):

 

шт., принимаем 9 шт.

шт., принимаем 6 шт.

шт.

 

Принимаем n = 6 шт., так как это единственное количество ПУ, обеспечивающие работу узла очистки в рабочем диапазоне производительностей для каждого ПУ при отключении одного из них.

В результате расчета установлено, что обе марки ПУ подходят для данной КС. При отсутствии данных по экономичности и капитальным вложениям при выборе конкретной марки ПУ можно руководствоваться тем, что меньшее число ПУ облегчает монтаж, несколько упрощает технологическую схему узла очистки, количественно необходимой арматуры и труб. На основании выше сказанного окончательно принимаем 6 пылеуловителя марки ГП.144.00.000.