Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Компоновка и основные параметры ГПА

1.1 Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

1.2 Основные параметры ГПА-16 «Урал» и НЦ-16/76-1,44

2. Расчет режима работы компрессорной станции

2.1 Исходные данные для расчета

2.2 Определение теплофизических характеристик природного газа

2.3 Расчет параметров газовых компрессоров

2.4 Система представления газодинамических характеристик ЦК

3. Расчет располагаемой мощности ГТУ

3.1 Значение параметров и коэффициентов располагаемой мощности и расхода топливного газа на ГПА-16УРАЛ

3.2 Расчет расхода топливного газа

Заключение

Список используемой литературы

Приложения



Введение

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

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты с приводом от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры. Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди отмеченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем: высокая единичная мощность (от 6 до 25 МВт), небольшая относительная масса, блочно-комплектная конструкция, высокий уровень автоматизации и надежности, автономность привода и работа его на перекачиваемом газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распространение на газопроводах (свыше 85% общей установленной на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и поршневой виды привода. Именно поэтому в настоящей работе автор, исходя из опыта своей практики, основное внимание уделил рассмотрению особенностей использования на КС газотурбинного вида привода.

Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрегатов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить прежде всего работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

При эксплуатации ГПА на КС МГ имеет место изменение их выходных характеристик: мощности и КПД, приводящих к уменьшению производительности МГ, обусловленное ухудшением технического состояния ГТУ и нагнетателя.

Кроме того, при проведении ремонтных работ, мероприятий по модернизации и т.д., требуется заранее предсказать как количественно отразится на выходных характеристиках то или иное мероприятие, проводимое по отдельному узлу агрегата.

Актуальностью в комплексе работ по повышению эффективности магистрального транспорта газа является снижение энергетических затрат. Газ должен быть доставлен потребителям самым оптимальным и экономически эффективным путем с соблюдением все возрастающих требований по повышению надежности и безопасности поставок.

Цель работы. Разработка метода оценки технического состояния ГПА основанного на комплексных факторах и параметрах работы агрегата. Задачи исследования, определяющие структуру работы:

1. Определение компоновки ГПА;

2. Определение основных параметров ГПА-16 «Урал» и НЦ-16/76-1,44;

3. Газодинамический расчёт компрессора;

4. Расчёт ГПА.



1. Компоновка и основные параметры ГПА

1.1 Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции

Газоперекачивающий агрегат - сложная энергетическая установка, предназначенная для компремирования природного газа, поступающего на КС по магистральному газопроводу.

На рис. 1. приведена принципиальная схема ГПА с газотурбинным приводом, где показаны все основные узлы, входящие в агрегат:

1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора. На разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструкции, но все предназначены для очистки поступающего воздуха и понижения уровня шума в районе ВЗК.

2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электрический стартер) необходимо для первоначального раскручивания осевого компрессора (ОК) и турбины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.

3. Осевой компрессор предназначен для подачи необходимого количества воздуха в камеру сгорания газотурбинной установки.

4. Турбина высокого давления служит приводом осевого компрессора и находится с ним на одном валу.

5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода центробежного нагнетателя.

6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный газовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназначен для компремирования природного газа.

7. Краны обвязки ГПА.

8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплообменный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа по агрегату.

Рис. 1. Приниципиальная схема компоновки ГПА:

1 - воздухозаборная камера (ВЗК); 2 - турбодетандер; 3 - осевой компрессор, 4 - турбина высокого давления (ТВД); 5 - турбина низкого давления (ТНД); 6 - нагнетатель; 7 - технологические краны обвязки агрегата; 8 - рекуператор; 9 - камера сгорания; 10 - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа; 11 - аппарат воздушного охлаждения масла.

- воздух до осевого компрессора;

- воздух до рекуператора;

- воздух после рекуператора;

- выхлопные газы;

- пусковой газ;

- топливный газ;

- импульсный газ;

- технологический газ;

- масло.

9. Камера сгорания предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха и получения продуктов сгорания с расчетными параметрами (давление, температура) на входе в ТВД.

10. Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из магистрального газопровода, очищается от механических примесей и влаги, доводится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

11. Аппараты воздушного охлаждения масла предназначены для охлаждения смазочного масла после подшипников турбин и нагнетателя.

Кроме того, каждый ГПА снабжен системой регулирования основных параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др.

1.2 Основные параметры ГПА-16 «Урал» и НЦ-16/76-1,44

Блочно-контейнерные ГПА-16 «Урал» единичной номинальной мощностью 16 МВт разработаны пермским предприятием ОАО НПО «Искра». Базовый блок ГПА -- турбо-блок размещается в контейнере, разделенном противопожарной перегородкой на отсек газотурбинной установки (ГТУ) и отсек нагнетателя.

К контейнеру со стороны отсека ГТУ примыкает камера всасывания со смонтированными на ней шумоглушителями и воздухоочистительным устройством. По обе стороны от камеры всасывания расположены блок обеспечения (маслоагрегаты ГТУ, система пожаротушения) и блок управления.

На крыше блока обеспечения находятся аппараты воздушного охлаждения масла ГТУ, а на блоке управления смонтированы вентиляторы охлаждения собственно ГТУ и трансмиссии. Агрегатные фильтры пускового и топливного газа расположены рядом с турбо-блоком и блоком обеспечения. Выхлопная шахта ГТУ бокового исполнения, оснащенная утилизатором тепла, скомпонована рядом с контейнером турбо-блока на собственном основании.

Таблица 1. Основные технические характеристики ГПА-16 "Урал".

Номинальная мощность, МВт	16
Номинальный к.п.д.	0,363
Коэффициент тех. состояния по мощности	0,95
Коэффициент тех. состояния по топливу	1,05
Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха	2,7
Тип газотурбиной установки	ГТУ-16П
Расход топливного газа
Габариты, мм	24200х18283
Тип агрегатной автоматики	МСКУ-СС4510-38
Температурный диапазон эксплуатации,	-60+45
Масса, тонн	220
Полный ресурс эксплуатации, ч	100 000

Газотурбинная установка ГТУ-16П, обеспечивающая привод центробежного нагнетателя, разработана, изготовлена и поставлена предприятиями Пермского моторостроительного комплекса. ГТУ сконструирована на базе авиационного двигателя четвертого поколения ПС-90А, ряд командных узлов которого был модифицирован для работы на газообразном топливе в наземных условиях. Высокие газодинамические параметры базового двигателя позволили получить кпд 37%. В ГПА-16 «Урал» применены центробежные нагнетатели НЦ-16/76-1,44.

Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.

Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные и полнонапорные. Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки компрессорной станции.

Нагнетатель НЦ-16/76-1,44 представляет собой центробежную двухступенчатую компрессорную машину с масляными подшипниками и уплотнениями подшипниковых узлов. Проточная часть нагнетателя смонтирована в корпусе, закрытом с обеих сторон крышками, и имеет возможность демонтажа для регламентных и ремонтных работ. Система масло обеспечения стандартная, включает в себя масло- бак, АВОМ, насосы систем смазки и уплотнений, аккумулятор масла, трубопроводы обвязки.

Важной характеристикой нагнетателя является его производительность.

Таблица 2. Технические характеристики НЦ-16.

Номинальная мощность, МВт	16
Мощность потребляемая N, МВт	15,2
Коммерческая производительность, млн.м3/сут.	32-33
Давление нагнетания, МПа	7,45
Степень сжатия	1,44
Номинальная частота вращения ротора, об/мин.	5300
КПД политропный	0,85
Масса, кг	23000
Габариты, мм - высота - длина (с блоком главных насосов) - ширина	1958 3232 2240
Диаметр патрубков, мм	500
Полный ресурс эксплуатации, ч	100 000



2. Расчет режима работы компрессорной станции

2.1 Исходные данные для расчета

1) Месторождение - Бованенковское;

2) Q_кс = 98 млн. м³/сут.;

3) Р_к = 5,2 МПа;

4) Р_н = 7,3 МПа;

5) Т_к = 290 К;

6) Т_н = 262 К;

7) Агрегат: ГПА-16УРАЛ

8) Нагнетатель: НЦ-16/76-1,44

2.2 Определение теплофизических характеристик природного газа

Таблица 3. Компонентный состав газа:

	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	C5H12 +высше	CO2	N2
X,%	99	0,028	0,007	0,003	0	0,063	0,855
Ркр, МПа	4,5988	4,88	4,25	3,784	3,364	7,386	3,39
Ткр, К	190,555	305,83	369,82	425,14	469,69	304,2	126,2
,кг/моль	16,043	30,07	44,097	58.123	72.15	44.01	28,0135

Молярную массу природного газа М, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле:

где x_i - концентрация i -го компонента газа, доли ед.;

М _i - молярная масса i -го компонента газа, определяемая по таблице 3.

Критическая температура - это такая температура, при которой и выше которой при повышении давления нельзя сконденсировать пар. Вычисляется по формуле:

где Т_КРi - критическая температура i-го элемента, К.

Критическое давление - давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость. Вычисляют по формуле: газоперекачивающий агрегат компрессорный топливный

где Р_КРi - критическое давление i-го элемента, МПа.

Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250 - 400 К, Z. Вычисляют по формуле:

где:

- потери давления в трубопроводе и оборудовании КЦ, МПа. При рабочем давлении до 7,34 МПа и одноступенчатой очистки газа потери составляют 0,12 МПа. [Приложение 1]

Газовая постоянная для данного газа . Вычисляют по формуле:

где R_м - универсальная газовая постоянная; R_м = 8,31451.

Плотность природного газа, транспортируемого по МГ кг/м³. Вычисляют по формуле:

2.3 Расчет параметров газовых компрессоров

Количество параллельно работающих полнонапорных нагнетателей n_p, шт.. Вычисляют по формуле:

где - номинальный расход данного типа нагнетателя (млн./сут.), приведенный в паспорте нагнетателя:

Т.е. нам необходимо 3 нагнетателя.

Отсюда реальный расход равен:

Пересчет расходов и производительностей газового компрессора (нагнетателя) производят по следующим формулам:

Объемный расход на входе компрессора, м³/мин

где G_н - массовый расход, кг/с:

Степень повышения давления (степень сжатия) - отношение абсолютных давлений, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора. Вычисляют по формуле:

- потери давления в трубопроводе и оборудовании КЦ, МПа. При рабочем давлении до 7,34 МПа и наличие АВО газа потери составляют 0,07 МПа.

Степень повышения температуры - отношение абсолютных температур на выходе и входе компрессора. Вычисляют по формуле:

где n_п - политропный к.п.д. газового компрессора, n_п=0,839. Определяется по рис.2.



2.4 Система представления газодинамических характеристик ЦК

Рис.2. Газодинамическая характеристика нагнетателя НЦ-16/76-1,44 при k=1,312; Z=0,9; R=507,9 Дж/(кг К); Т_н=288 К; n_ном=5300 об/мин.

Из газодинамической характеристики находим:

1) Приведенная объемная производительность минимальная, м³/мин:

2) Относительная коммерческая производительность, (млн.м³/сут)/ата:

3) Относительные приведенные обороты ротора центробежного компрессора:

4) Политропный коэффициент полезного действия:

5) Относительная приведенная потребляемая мощность, кВт/(ата):

Приведенная объемная производительность, м³/мин. Вычисляют по формуле:

Частота вращения ЦН. Вычисляют по формуле:

Внутреннюю мощность ЦБН (мощность сжатия), кВт, вычисляют по формуле:

где - ускорение свободного падения.

Мощность, кВт, на муфте ГТУ-ЦН в зависимости от внутренней мощности ЦН вычисляют по формуле:

где  - коэффициент технического состояния ЦН;

-механический к.п.д. ЦН, включающий в себя потери в подшипниках, насосах и других устройствах, способных привести к потерям энергии от ЦН. Вычисляют по формуле:

т.о.следовательно турбина может развивать такую мощность.

Удаленность от границы помпажа S, %. Вычисляют по формуле:



3. Расчет располагаемой мощности ГТУ и расхода топливного газа

3.1 Расчет располагаемой мощности ГТУ

Таблица 4. Значение параметров и коэффициентов располагаемой мощности и расхода топливного газа на ГПА-16УРАЛ

Номинальная мощность		16,0 МВт
Номинальный к.п.д.		0,363
Коэффициент тех. состояния по мощности		0,95
Коэффициент тех. состояния по топливу		1,05
Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха		2,7

Располагаемую мощность ГТУ определяют по следующей формуле:

,

где K_N - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности) [Таблица 4];

K_t - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;

K_y - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла. Рекомендуется принимать 0,985;

K_pa - коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря. Выстота Бованенковского месторождения 20м, следовательно K_pa=0,988;

K_n - коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента K_N , т.е. принимается равным K_n=1,0;

N_e^o - номинальная мощность ГТУ [Таблица 4].

Учет влияния температур атмосферного воздуха производят в соответствии с технической документацией конкретного типоразмера ГТУ. Вычисляют по формуле:

где T_a - расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ, К;

k_t - коэффициент [Таблица 4].

Расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ определяется по формуле:

где T_a^ср - средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода, К, определяемая поданным СНиП 23-01. В нашем случае T_a^ср =264,5 К.

3.2 Расчет расхода топливного газа

Расход топливного газа ГТУ, тыс.м³/ч, вычисляют по формуле:

где  - номинальный расход топливного газа. Вычисляют по формуле:

где n_e - номинальный к.п.д. ГТУ [Таблица 4];

Q_тг - теплота сгорания топливного газа, кДж/м³, Q_тг =32900 кДж/м [сайт].

Потребление топливного газа КЦ, млн.м³/сут. Вычисляют по формуле:

где -количество работающих ГПА;

t-время.



Заключение

В работе приведён расчёт ГПА.

По расчётам видно, что мощности установленных газоперекачивающих агрегатов достаточно для нормального функционирования компрессорной станции и выполнения стоящих перед ней задач.

В работе проведены технические расчёты станции, описание эксплуатации.

оператору управлять ГПА находясь на своём рабочем месте за ЭВМ.

Газоперекачивающие агрегаты с системой автоматизации являются более надёжным в работе и при контроле рабочих параметров решением для оснащения газокомпрессорных станций. Эта система облегчает работу обслуживающего персонала, помогает быстрей определить возникающие неисправности, а при необходимости может произвести аварийную остановку ГПА, что делает его работу значительнее безопасней.



Список используемой литературы

1. КАТАЛОГ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЦБН

2. СНиП 23-01-99, Строительная климатология

3. Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии»

4. СТО ГАЗПРОМ 2-3.5-051-2006, НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

5. «Сравнение методов расчета параметров газовых смесей» А.А. Коршак, Т.В. Козлова 2011

6. Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности, Том 1 Авторы: Коллектив авторов

7. http://snip.ruscable.ru/Data1/59/59607/

8. http://yanviktor.narod.ru/transport/index-1.htm

9. http://saturn-gt.ru/index.php/ru/produkciya/gazoperekachivayuschie-agregati/gpa-16

10. http://www.makd.ru/production/id873



Приложение 1

Потери давления газа в трубопроводах и оборудованиях КС.

Рабочее давление (избыточное), МПа	Потери давления газа, МПа
	На входе КС	На выходе КС
	При одноступенчатой очистке газа	При двухстепенчатой очистке газа	При наличии АВО газа	При отсутствии АВО газа
5,40	0,08	0,13	0,06	0,03
7,35	0,12	0,19	0,07	0,04
8,34	0,12	0,20	0,08	0,05
9,81	0,13	0,21	0,08	0,05
15,00	0,15	0,25	0,10	0,07



Приложение 2

Высоты над уровнем моря

Геометрическая высота, Н, м	Барометрическое давление, Р a (по ГОСТ 4401-81), МПа	Коэффициент учета высоты,
0	0,101325	1,000
100	0,10013	0,988
200	0,09895	0,977
300	0,09777	0,965
400	0,09661	0,954
500	0,09546	0,942
600	0,09432	0,931
700	0,09319	0,920
800	0,09208	0,909
900	0,09097	0,898
1000	0,08988	0,887
1500	0,08456	0,835
2000	0,07950	0,785



Приложение 3

Основные технические характеристики ГПА-16 "Урал".

Номинальная мощность, МВт	16
Номинальный к.п.д.	0,363
Коэффициент тех. состояния по мощности	0,95
Коэффициент тех. состояния по топливу	1,05
Коэффициент, учитывающий влияние температуры воздуха	2,7
Тип газотурбиной установки	ГТУ-16П
Расход топливного газа
Габариты, мм	24200х18283
Тип агрегатной автоматики	МСКУ-СС4510-38
Температурный диапазон эксплуатации,	-60+45
Масса, тонн	220
Полный ресурс эксплуатации, ч	100 000

Размещено на Allbest.ru

...