Сопоставление режимов работы компрессорной станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Факультет «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта»

Кафедра термодинамики и тепловых двигателей

Курсовая работа

на тему: Сопоставление режимов работы компрессорной станции



Содержание

1. Исходные данные

2. Рассмотрение первой схемы компримирования при = 63 млн. м³ в сутки

2.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500

2.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16 «Урал»

2.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА

2.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА

2.5 Определение расхода топливного газа

2.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат

3. Рассмотрение второй схемы компримирования при = 75 млн. м³ в сутки

3.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500

3.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16 «Урал»

3.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА

3.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА

3.5 Определение расхода топливного газа

3.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат

4. Расчет экологических характеристик ГГПА для двух режимов. Определение объемов выброса загрязняющих веществ в окружающую среду с продуктами сгорания

5. Сопоставление характеристик двух режимов

Выводы

Список используемой литературы



1. Исходные данные

На КС работают параллельно 1 агрегат ГПА-16 «Урал», оснащенный центробежным нагнетателем 235-1,4/76-5300, и 3 электроприводных газоперекачивающих агрегата СТД-12500, оснащенные нагнетателями 235-21-3.

Определить режимные характеристики ГПА и энергетическую составляющую эксплуатационных затрат при оптимальном распределении нагрузки между ГПА. Коммерческий расход природного газа через КС составляет = 63 млн. м³ в сутки, а характеристики природного газа на входе в ЦБН равны: , . Давление газа на выходе КЦ равно , молярная масса природного газа составляет 16,2 кг/кмоль, коэффициент технического состояния ЦБН - , а КПД электродвигателя и мультипликатора равны соответственно: 0,92 и 0,95, цена газа на собственные нужды - , а цена электрической энергии - руб./кВтч.

Определить значение энергетической составляющей эксплуатационных затрат при оптимальном распределении нагрузки между ГПА, если увеличится до 75 млн. м³ в сутки. Провести сопоставление 2-х режимов работы с энергетической, экономической и экологической точек зрения.

газоперекачивающий компрессорный мощность затрата



2. Рассмотрение первой схемы компримирования при = 63 млн. м³ в сутки

2.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500

Исходя из данных характеристик природного газа [1]:

;

;

Зная коммерческий расход газа через КС, найдем объемный расход газа, используя уравнение неразрывности потока:

Определим стандартную плотность при стандартных условиях [1]:

;

Зная, определим по расчётным соотношениям плотность газа на входе в КС и коэффициент сжимаемости:

, тогда:



Примем для ЭГПА , тогда, зная степень повышения давления, по графику определяем приведенный расход: .

По условию задачи (коэффициент технического состояния ЦБН).

Тогда пересчитываем[3]: =1, т.к. все имеющиеся способы регулирования частоты вращения вала нагнетателя не эффективны.

;

С учетом сдвига характеристики, находим:

Действительный политропный КПД[3]:

2.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16»Урал»

Исходя из полученных значений для ЭГПА и для всей КС и зная особенности работы ЭГПА, используем в качестве второго работающего агрегата ГГПА, с целью оптимизации распределения нагрузки и уменьшения эксплуатационных затрат.

Поэтому:

.

Зная степень повышения давления и , находим рабочую точку ГГПА:

Действительный политропный КПД[3]:

Частота вращения вала ЦБН:

Для определения мощности находим коэффициент сдвига: [2]

Тогда получаем:



Действительная частота вращения вала ЦБН:

Производим корректировку рабочей точки и получаем:

2.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА[2]

где:

- механический КПД, примем равным 0,99 ;

- давление на входе КС (из условия).

2.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА[2]

где:

- КПД электродвигателя;

- КПД мультипликатора;

- плотность газа на входе в КС.

- отношение действительной частоты вращения вала ЦБН к номинальной.

2.5 Определение расхода топливного газа

Приведенная эффективная мощность ГТУ [2]:

температура воздуха на входе в осевой компрессор при стандартных стационарных условиях, ;

температура воздуха на входе в осевой компрессор при действительных условиях;

давление атмосферного воздуха при стандартных стационарных условиях и действительных соответственно;

номинальная мощность ГТУ в номинальном режиме работы и идеальном техническом состоянии установки;

Так как у нас заданы стандартные стационарные условия, то:

Относительный КПД ГТУ [2]:

Действительный эффективный КПД [2]:

коэффициент технического состояния газотурбинной установки по эффективному КПД[2];

коэффициент технического состояния газотурбинной установки по топливному газу, примем .

Объемный расход топливного газа[3]:

Q_нр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Q_нр = 8000 Ккал = 33,431 [МДж/м³] [3].

2.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат[2]

цена газа на собственные нужды;

цена электрической энергии;

КПД электродвигателя;

КПД мультипликатора.



3. Рассмотрение второй схемы компримирования при = 75 млн. м³ в сутки

3.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500

Так как такие входные параметры, как, остаются прежними, то:

, тогда:

Исходя из полученных значений для ЭГПА и для всей КС и зная особенности работы ЭГПА, используем в качестве второго работающего агрегата ГГПА, с целью оптимизации распределения нагрузки и уменьшения эксплуатационных затрат.

Поэтому:

.

Расход на входе в ГГПА не входит в зону регулирования, поэтому увеличиваем минимальный расход на 10%, включаем второй ЭГПА и остальной расход распределяем на два ЭГПА:

Тогда:



=1, т.к. все имеющиеся способы регулирования частоты вращения вала нагнетателя не эффективны.

;

С учетом сдвига характеристики степень повышения давления:

,

тогда температура на входе в ЦБН:

279,5 К,

где = 4,61 К/МПа - коэффициент Джоуля-Томпсона по расчетным соотношениям по определению термодинамических характеристик природного газа.

Объемный расход при новых характеристиках ():

При этом расходе степень повышения давления



,

тогда температура на входе в ЦБН:

279,9 К

Объемный расход при новых характеристиках ():

При этом расходе степень повышения давления

,

тогда температура на входе в ЦБН:

279,8 К

Объемный расход при новых характеристиках ():

Новые входные характеристики для ЭГПА:



;

;

;

.

В соответствии с новыми характеристиками:

Действительный политропный КПД[3]:

3.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16»Урал»

Зная степень повышения давления и , находим рабочую точку ГГПА:

Действительный политропный КПД[3]:

Частота вращения вала ЦБН:



Для определения мощности находим коэффициент сдвига: [2]

Тогда получаем:

Действительная частота вращения вала ЦБН:

Производим корректировку рабочей точки и получаем:

3.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА[2]

где:

- механический КПД, примем равным 0,99 ;

- давление на входе КС (из условия).



3.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА[2]

где:

- КПД электродвигателя;

- КПД мультипликатора;

- плотность газа на входе в КС.

- отношение действительной частоты вращения вала ЦБН к номинальной.

3.5 Определение расхода топливного газа

Приведенная эффективная мощность ГТУ [2]:

температура воздуха на входе в осевой компрессор при стандартных стационарных условиях, ;

температура воздуха на входе в осевой компрессор при действительных условиях;

давление атмосферного воздуха при стандартных стационарных условиях и действительных соответственно;

номинальная мощность ГТУ в номинальном режиме работы и идеальном техническом состоянии установки;

Так как у нас заданы стандартные стационарные условия, то:

Относительный КПД ГТУ [2]:

Действительный эффективный КПД [2]:

коэффициент технического состояния газотурбинной установки по эффективному КПД[2];

коэффициент технического состояния газотурбинной установки по топливному газу, примем .

Объемный расход топливного газа[3]:

Q_нр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Q_нр = 8000 Ккал = 33,431 [МДж/м³] [3].



3.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат[2]

цена газа на собственные нужды;

цена электрической энергии;

КПД электродвигателя;

КПД мультипликатора.



4. Расчет экологических характеристик ГГПА для двух режимов. Определение объемов выброса загрязняющих веществ в окружающую среду с продуктами сгорания[4]

Мощность выброса оксидов азота (г/с) для всех типов ГТУ с нерегулируемым сопловым аппаратом силовой турбины при отклонении газотурбинной установки от номинального режима эксплуатации определяется по следующему эмпирическому соотношению:

где , - мощность выбросов оксидов азота при номинальной и частичной загрузке ГТУ ;

N_e0 , N_e - эффективная мощность ГТУ при номинальной и частичной загрузке;

Т_а - температура окружающего воздуха.

Номинальные значения мощности выбросов оксидов азота для ГТУ

различных типов приведены в табл. 4.2 [4]: .

Мощность выброса оксида углерода (г/с) для всех типов ГТУ и на всех режимах их работы вычисляется по формуле:

где = 2,78 - удельный выброс оксидов углерода на единицу расхода топливного газа, (табл. 4.2), [4];

=4746=1,318 - номинальный расход топливного газа, (табл. 4.2), [4];

- значения действительной и номинальной низшей теплоты сгорания топливного газа, ;

- относительная мощность ГТУ,.

Мощность выброса диоксида углерода (г/с) для всех типов ГТУ и на всех режимах их работы вычисляется по формуле:

где - значения действительной и номинальной низшей теплоты сгорания топливного газа, .

Расход продуктов сгорания ()для всех типов ГТУ с нерегулируемым сопловым аппаратом силовой турбины при нормальных физических условиях вычисляется по формуле:

где =47,3 - номинальный расход продуктов сгорания, (табл. 4.2), [4];

Расчет температуры продуктов сгорания на срезе дымовой трубы для всех типов ГТУ с нерегулируемым сопловым аппаратом силовой турбины производится по следующему соотношению:

где =813К - номинальная температура отработавших продуктов сгорания (табл. 4.2), [4].

Объемный расход продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы при действительной температуре находится по формуле:



5. Сопоставление характеристик двух режимов

Характеристики	63 млн. в сутки	75 млн. в сутки
	ГГПА	ЭГПА	ГГПА	ЭГПА
,	397,6	291,3	324,5	247,8
	0,755	0,737	0,738	0,774
	15003	11882	13093	11049
	15155	13595	13225	12642
?	28750	38509
	5316	-	5183	-
	0,344	-	0,332	-
	4744	-	4289	-
	5,12	-	4,27	-
	3,52	-	2,88	-
	0,49	-	0,44	-
	46,5	-	44,4	-
	806,9	-	791,6	-
	137,3	-	128,6	-
	63240	102654
	66568	108057



Выводы

1) В результате анализа двух вариантов установлено, что оптимальной схемой компримирования в первом варианте является загрузка одного ЭГПА и одного ГГПА, а во втором - загрузка двух ЭГПА и одного ГГПА с проведением дросселирования перед ЭГПА на 0,26 МПа.

2) Энергетическая составляющая эксплуатационных затрат, эксплуатационные затраты и затраты мощности при увеличении коммерческого расхода возрастают в связи с дополнительными затратами на еще один включенный ЭГПА. ( 9,76 МВт; 39414 ; 41489).

3) Во второй схеме компримирования в связи с уменьшением расхода через ГГПА, так как большая часть перекачивается двумя ЭГПА, снижается влияние выбросов: мощность выбросов оксида азота, углерода и диоксида углерода, также температура продуктов сгорания на срезе дымовой трубы и объемный расход продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы снижаются.



Список используемой литературы

1. Газ природный. Методы расчета физических свойств. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2000. - 89 с.

2. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа. М., 2006.- Борис Павлович Поршаков, Александр Федорович Калинин, С. М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди. - 316 с.

3. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов».

4. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. Учебное пособие.-М: МПА-Пресс, 2011. -Калинин А.Ф.

Размещено на Allbest.ru