Режим работы магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ

КС - компрессорная станция;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

АВО - аппарат воздушного охлаждения газа;

ПУ - пылеуловитель;

БТПГ - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

ЛПУМГ - линейное производственное управление магистральных газопроводов;

ГСМ - горюче смазочные материалы;

ГЩУ - главный щит управления;

ЦБН - центробежный нагнетатель;

КЦ - компрессорный цех;

ЛИС - локально интеллектуальная станция

ГТУ - газотурбинная установка;

ОК - осевой компрессор;

ТВД - турбина высокого давления;

ТНД - турбина низкого давления;

ГРС - газораспределительная станция;

ВНА - входной направляющий аппарат;

ГКС - газокомпрессорная служба;

БАЗ - блок автоматического запуска

ДУС - дозатор управления стационарный

АВО - аппараты воздушного охлаждения;

БТПГ - блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

ГПА - газоперекачивающий агрегат;

Ду - диаметр условный;

КЗП - камера запуска поршня;

КИП и А - контрольно-измерительные приборы;

МСКУ - модуль средств контроля и управления;

МГ - магистральный газопровод;

ПУ - пылеуловители;

ЦН - центробежный нагнетатель;

ЛПУ МГ - линейно-производственное управление магистральных газопроводов.

ПК - программный комплекс

БД - блок двигателя

БН - блок нагнетателя

БМА - блок масло агрегатов

МГП - модуль газового пожаротушения

ХП - холодная прокрутка

НО - нормальный останов

АО - аварийный останов

ГКС - газокомпрессорная служба



ВВЕДЕНИЕ

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления или соединяющий отдельные газовые месторождения.

Все магистральные газопроводы включены в Единую Систему газоснабжения, и представляют собой разветвленную сеть трубопроводов охватывающих практически всю территорию Российской Федерации. Вся сеть магистральных газопроводов по всей своей протяженности разделена на определенные участки, включающие в себя близлежащие трубопроводы с установленными на них компрессорными станциями. Несколько объединенных вместе близлежащих КЦ представляют собой компрессорную станцию, которая входит в состав Линейного Производственного Управления Магистральных Газопроводов (ЛПУ МГ) и имеет, как правило, общие объекты вспомогательного назначения. Одним из таких подразделений является является подразделением, которое занимается эксплуатацией и обслуживанием системы газопроводов включающую в себя несколько параллельных трубопроводов протяженностью от 80 до120 км с расположенными на них линейными сооружениями и запорной арматурой, КС, ГРС, домами операторов, устройствами линейной и станционной связи, установками катодной и протекторной защиты, а также вспомогательными сооружениями.

Система газопроводов представляет собой сеть из десяти подземных трубопроводов I класса диаметром 1420мм. Вся сеть основных газопроводов проходящих по территории разделена на два коридора, включающих в себя по шесть и четыре трубопровода соответственно, с установленными на них вблизи друг друга КЦ.

В первую группу трубопроводов входят газопроводы: «Уренгой - Новопсков», «Уренгой - Ужгород», «Уренгой - Центр II», «Уренгой - Центр I», «Уренгой - Петровск», «Ямбург - Елец IВо вторую группу трубопроводов входят газопроводы: «Ямбург - Елец II», «Ямбург - Западная граница», «Ямбург - Поволжье», «СРТО - Урал» (СРТО - Северные Районы Тюменской Области) и имеют протяженность порядка 88 км.

Все перечисленные выше газопроводы, проходящие по территории ЛПУ МГ параллельно друг другу и имеют по одному КЦ на каждый трубопровод. На газопроводах «Уренгой - Петровск», «Уренгой - Центр I», «Уренгой - Центр II», «Ямбург - Елец I», «Ямбург - Елец II», «Ямбург - Западная граница», «Уренгой - Новопсков» установлены КЦ оснащенные газоперекачивающими агрегатами типа ГПА-Ц-16, на газопроводе «Уренгой - Ужгород» агрегатами ГТК-25ИР, а на газопроводах «Ямбург - Поволжье» и «СРТО - Урал» агрегатами ГПУ-16.

По всей своей протяженности через 20-25 км газопроводы имеют линейные узлы, включающие в себя запорные отключающие устройства (краны, задвижки) и продувочные свечи. Кроме того, отключающие устройства установлены на всех ответвлениях от газопроводов, на берегах рек при пересечении их газопроводами и на подходах к КЦ. Также в местах установки линейной арматуры по ходу трассы и в местах подключения КЦ к газопроводам, между параллельными газопроводами врезаны перемычки меньшего диаметра, чем сами газопроводы, которые необходимы при изменении режима работы или ремонта газопроводов.

В непосредственной близости от линейных кранов располагаются продувочные свечи, предназначенные для опорожнения газопроводов на участках между кранами в случае необходимости проведения ремонтных работ и при аварии. Используя эти узлы, можно отключать участки газопроводов, освобождать их от газа (через свечи), продувать, заполнять газом и включать их в работу после выполнения ремонтных работ или устранения аварии. Во всех местах установки линейных крановых узлов установлены устройства замера давления, заливки метанола внутрь газопроводов, контроля прохождения очистных поршней, телеизмерения и телеуправления. Все линейные краны установлены с ручным, пневматическим или пневмогидравлическим приводом и имеют различные схемы технологической обвязки и конструкцию.

Для предохранения металла труб от коррозии газопроводы оборудованы непрерывно действующей антикоррозионной защитой. Для предохранения от почвенной коррозии применяется катодная защита в виде катодных станции типа ПСК-3, а от блуждающих токов - электродренажная защита.

Все участки местности прохождения газопроводов представляют собой, несколько приподнятую равнину с расчлененной холмистой местностью с отдельными невысокими неправильно расположенными возвышенностями. Имеют большую густоту речной сети, которые относятся к бассейну реки Кама.

Газопроводы имеют очень большую сеть и имеют стратегическое значение в транспортной газовой системе страны.



1. «УРЕНГОЙ - ПЕТРОВСК»

1.1 Общие сведения

газоснабжение сжатие кран центробежный

Компрессорная станция - составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КЦ с помощью различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством системы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого специального оборудования составляют так называемую технологическую схему цеха. Технологическая схема показана на рисунке

На КЦ осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

КЦ включает в себя:

1) четыре газоперекачивающих агрегатов типа ГПА-Ц-16, расположенных в блочных укрытиях, составляющие компрессорный цех;

2) технологические коммуникации с запорной арматурой;

3) два узла подключения КС к магистральному газопроводу;

4) по два входных (Ду 1020мм) и два выходных (Ду 1020мм) шлейфа;

5) систему очистки технологического газа КЦ-1;

6) систему сбора, удаления твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;

7) установку воздушного охлаждения газа (АВО газа);

8) блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БТПГ) схема показана на рисунке 2.(приложения);

9) два подогревателя топливного, пускового и импульсного газа (ПТПГ-30);

10) автоматическая газораспределительная станция (АГРС);

11) систему электроснабжения КС;

12) систему связи;

13) систему автоматического управления и КИП;

14) производственно-энергетический блок (ПЭБ);

15) резервный источник питания (БЭС-630);

16) вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, контроля загазованности, вентиляции и кондиционирования воздуха, отопления, канализации);

17) автоматическая газонаполнительная станция для заправки природным газом автомобильной техники (АГНКС).

В состав входит два компрессорных цеха «Уренгой-Петровск» КЦ-1 и «Уренгой-Новопсков» КЦ-2, которые обозначаются соответствующими по компрессорные цеха, оснащенные газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала.

Газопровод имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через аппараты воздушного охлаждения (АВО) и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КЦ составляет от 50 кгс/см², а на выходе до 76 кгс/см², но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м³ газа в сутки.

Основные производственные задачи ГКС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный и круглогодовой, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

Компрессорные станции входят в состав линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ мг)

Основные службы ЛПУ мг:

-газокомпрессорная служба (ГКС), в состав которой входит компрессорная станция;

-линейная эксплуатационная служба (ЛЭС), занимающаяся эксплуатацией линейной части газопровода;

- диспетчерская служба;

- служба связи и телемеханики;

- служба электроснабжения и водоснабжения;

На каждую систему компрессорного цеха заполняется эксплуатационный формуляр.

Эксплуатационный формуляр- это документ, который включает:

- исполнительную схему системы;

- акт о приемке системы в эксплуатацию;

- паспорт на оборудование;

- журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям;

- журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем.

Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии.

Для уменьшения затрат мощности ГКС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.

1.2 Узел подключения

Узел подключения показан на рисунке 3. (приложения) современной компрессорной станции представляет собой достаточно сложный комплекс технологических сооружений, от которых зависят эксплуатационные показатели всего магистрального газопровода.

Узел подключения обеспечивает поступление газа в компрессорный цех по входному газопроводу и подачу газа в газопровод после компримирования по выходному шлейфу.

Узел подключения включает в себя краны №7, 7а; 8, 8а; 17, 17а; 18, 18а; 20, 20а и ряд режимных.

Кран №7, 7а - входной кран, предназначенный для подачи технологического газа в цех и его постоянное положение открытое.

Кран №8, 8а - выходной кран, предназначенный для подачи технологического газа в магистральный газопровод после его компримирования и охлаждения.

Краны №17,17а; 18,18а - свечные краны, предназначенные для сброса газа из всех технологических коммуникаций компрессорного цеха в атмосферу при любых аварийных остановах цеха (при этом краны №7,7а; 8,8а закрываются). Их также используют для продувки технологических коммуникаций и заполнения их газом.

Кран №20;20а - секущие краны, обеспечивающий нормальную работу цеха при компремировании газа. При работе компрессорного цеха кран №20 всегда открыт, 20а закрыт.

Для дистанционного управления общестанционных газовых кранов №7,7а; 8,8а; 17,17а; 18,18а; 20;20а компрессорного цеха предназначена система автоматического управления (CАУ) «Система-Сервис», г. С-Петербург.

В состав автоматизируемого технологического оборудования ГКС-1 входят АВО газа, узлы подключения, технологические краны площадки

КЦ-1 и КЦ-2 и другое общецеховое технологическое оборудование. Каждый из перечисленных выше технологических узлов автоматизируется с помощью соответствующей локальной интеллектуальной станции (ЛИС УП1,ЛИС АВО1,ЛИС КЦ1,ЛИС УП2,ЛИС АВО2,ЛИС КЦ2).Работа САУ ГКС-1 основана на базе комплекса средств контроля и управления (МСКУ) на разных режимах работы.

Из магистрального газопровода газ через кран №7,7а узла подключения, который находится за территорией цеха на удалении 150 метров, поступает в установку очистки его от пыли и механических примесей.

1.3 Установка очистки газа

Установка очистки газа предназначена для очистки природного газа от механических примесей, углеводородного конденсата, воды и их сбора и состоит:

- шести циклонных пылеуловителей на каждый КЦ;

- дренажных коллекторов Ду 100мм,150мм;

- подземной ёмкости (Е-1) сбора углеводородного конденсата и жидкости;

- надземной ёмкости (Е-2) сбора углеводородного конденсата и жидкости;

- узла ручного дросселирования от давления 0,2 МПа до 5,5 МПа.

Пылеуловитель производительностью Q=20млн.м³/сутки предназначен для очистки природного газа от сухих механических или жидкости на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

Пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы диаметром 2000мм и высотой Н=9225 мм со встроенными циклонами показанный на рисунке -4.

Для полного и эффективного отделения из потока газа конденсата и механических примесей аппарат содержит три следующие основные секции:

а) секция ввода газа;

б) секция очистки газа;

в) секция сбора уловленной жидкости и механических примесей

Секция ввода газа состоит из пяти циклонов 4 типа ЦИ-15 диаметром 600мм, закрепленных неподвижно на нижней решетке 5. Циклонный элемент состоит из корпуса-трубы диаметром 600мм, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа и дренажного конуса.

Для осмотра внутренней части аппарата, периодической его очистки при необходимости, имеется люк-лаз 7.



1 - верхняя секция; 2 - входной патрубок;3 - выходной патрубок; 4 - циклоны; 5- нижняя решётка; 6 - нижняя секция; 7 - люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 - штуцеры слива конденсата;10- выход газа; 11-вход газа;12-удаление продуктов очистки.

Нижняя часть аппарата 6, являющаяся сборником примесей, выделяющихся в зоне очистки, обогревается при помощи подогревателя змеевикового типа, необходимого для подогрева жидкости в холодное время. В нижней части находится дренажный штуцер 8.

Рисунок - 4. Циклонный пылеуловитель

Пылеуловитель работает следующим образом: неочищенный газ попадает внутрь циклона по входному патрубку 2 Ду 500 мм, расположенному тангенциально. Это придает потоку газа вращательное движение вокруг трубы для выхода газа. Вращающийся поток устремляется вниз по конусной поверхности циклона к вершине конуса. За счет центробежных сил частицы пыли, и капли конденсата и влаги отбрасываются на поверхность циклона и стекают в бункер расположенный в нижней секции 6. При этом в центре вращающегося потока газа давление резко падает, что создает центральный восходящий поток уже очищенного газа, который выходит через верхний патрубок 3 Ду 500 мм.

Количество пылеуловителей определяется из условия, чтобы при отключении одного аппарата, оставшиеся в работе, обеспечивали необходимую степень очистки проектного объема транспортируемого газа при потерях давления не более 0,04 МПа.

Для удаления пыли и влаги из пылеуловителей через дренажные штуцеры 8 диаметром Ду 150мм и штуцеры слива конденсата 9 в состав входит вспомогательная система сбора жидкостей (конденсата) и механических примесей. Эта система состоит из дренажных коллекторов, системы задвижек и кранов, емкостей (подземной и надземной) для сбора конденсата и механических примесей.

Из пылеуловителей очищенный газ по всасывающему коллектору

Ду 700 мм через кран №1 поступает в нагнетатель газоперекачивающего агрегата, где происходит его компримирование.

1.4 Установка охлаждения газа

После компримирования перед подачей в магистральный газопровод газ охлаждается в специальной установке воздушного охлаждения газа - АВО-1…АВО-11. Охлаждение газа осуществляется в АВО газа типа 2АВГ-75 с двумя горизонтальными вентиляторами и ременной передачей от электромотора мощностью 37 кВт показано на рисунке 2.2.



1 Теплообменная поверхность; 2 Вентилятор; 3 Патрубок; 4 Диффузор; 5 Клиноременная передача; 6 Электродвигатель;

Рисунок - 5. Аппарат воздушного охлаждения газа

АВО газа работает следующим образом. На опорных конструкциях горизонтально закреплены трубчатые теплообменные секции 1. По трубам теплообменной секции под рабочим давлением проходит транспортируемый газ. Через межтрубное пространство теплообменной секции принудительно с помощью вентиляторов с электроприводом пропускают воздух. За счет теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение газа.

Охлаждение газа производится от температуры 302,3 - 324,3 до 279.5 -306,9. К Для возможности отключения в зимнее время или при ремонте схемой предусмотрена подача газа по байпасам Ду 1020 мм по обводной линии.

Количество установленных на компрессорной станции аппаратов воздушного охлаждения определено по тепловым и гидравлическим расчётам газопровода, исходя из температуры наружного воздуха и оптимальной температуры охлаждения газа с учётом ограничений, определяемых условиями устойчивости трубы и изоляции.

Аппарат воздушного охлаждения типа 2АВГ-75 состоит из трубных секции прямоугольной формы, устанавливаемых на опорную металлоконструкцию. Каждая секция состоит из штампо-сварных камер, боковых стенок и поперечно-оребренных труб длиной 12000мм.

После охлаждения газ под давлением до 7,5 МПа через кран №8 узла подключения поступает в магистральный газопровод. На КЦ-1 установлены аппараты воздушного охлаждения типа «Крезо Луар» страна изготовитель Франция.



2. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ КС

Одним из основных элементов любой режимно-технологической задачи транспорта газа по магистральному газопроводу является гидравлический и энергетический расчет режимов работы компрессорной станции. Такие задачи возникают на различных уровнях диспетчерской службы магистрального газопровода как при планировании режимов работы, так и при контроле и анализе фактических режимов работы КС.

Основной задачей расчета при диспетчерском контроле и анализе режимов работы КЦ является определение энергетических показателей работы ГПА и КЦ, т.е. расходуемой мощности N, коэффициента полезного действия , затрат топливного газа на компримирование с целью оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе нормативных отраслевых показателей и оценки эффективности принятых режимов работы.

Проведем расчет режима работы КЦ - 1 в реальных условиях. Для чего воспользуемся реальными параметрами агрегатов и всего цеха

в работе три ГПА-Ц-16 (ГПА-11, ГПА-12 и ГПА-14);

в резерве один ГПА-Ц-16 (ГПА-13);

НАРАБОТКА АГРЕГАТОВ: ГПА-11 - 48639 ч;

ГПА-12 - 48656 ч;

ГПА-14 - 49511 ч;

в работе все секции АВО газа и все пылеуловители;

Параметры агрегатов :

- давление газа на входе нагнетателя Р_вх = 5,24 МПа;

- давление газа на выходе нагнетателя Р_вых = 7,23 МПа;

- температура газа на входе нагнетателя Т_вх = 288К;

- температура газа на выходе нагнетателя Т_вых = 315К;

- степень сжатия е = 1,34;

- обороты ротора нагнетателя n - 4500 об/мин;

- температура атмосферного воздуха Т_атм. воздуха = 268.15 К.

- мощность агрегата номинальная N_н = 16 МВт;

- обороты агрегата максимальные n _max = 5300 об/мин;

- обороты агрегата фактические n = 4900 об/мин;

- производительность газопровода Q = 33 млн.м³/сут.

Состав природного газа по данным анализа химической лаборатории приведен в таблице 1

Таблица 1 Состав природного газа

Наименование компонента	Состав газа (по объему), %	Молекулярная масса, кг/кмоль	Плотность газа (стандартная), кг/мі
Метан CH4	98,6052	16,04	0,669
Этан C2H4	0,3893	30,07	1,264
Пропан C3H8	0,1168	44,09	1,872
Бутан C4H10	0,0154	58,12	2,519
Изобутан C4H10	0,0174	58,12	2,491
Пентан C5H12	0,0054	72,15	3,228
СО2	0,0354	64,07	1,842
Азот N	0,8068	28,02	1,165

Молярная масса

; (1)

M=0,986052·16,04+0,003893·30,07+ 0,001168·44,09 + 0,000154·58,12 + 0,000174·58,12 + 0,000054·72,15 + 0,000354·64,07 + 0,008068·28,02 = =16,2567 кг/к моль

Плотность газа при стандартных условиях

; (2)



с_ст= 0,986052·0,669+0,003893·1,264+0,001168·1,872+0,000154·2,519+ +0,000174·2,491 + 0,000054·3,228 + 0,000354·1,842 + +0,008068·1,165= =0,6778 кг/м³.

Газовая постоянная

(3)

где универсальная газовая постоянная .

R= 8314,4 / 16,2567 = 511,45 .

По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяем коэффициент сжимаемости z_ВС (коэффициент учитывает отклонение свойств природного газа от законов идеального газа);

В соответствии с формулой (18.4) определим коэффициент сжимаемости

Z=1+А₁Р_пр+А₂Р_пр²=1-0,111,384+0,0151,384=0,8994 (4)

Где А₁=-0,39+2,03/Т_пр-3,16/Т_пр²+1,09/Т_пр³=-0,39+2,03/1,527-

-3,16/1,527²+1,09/1,527³=-0,110

А₂=0,0423-0,1812/Т_пр+0,2124/Т_пр²=0,0423-0,1812/1,527+0,2124/1,527²=0,015

Определяем критическое давление и температуру газа для данного состава смеси:

Р_пр=Р_ср/Р_к =5,22/4,512=1,16; (5)

Т_пр=Т_ср/Т_кр =288/190,232=1.51; (6)



Определяем плотность газа и производительность нагнетателя при условии всасывания

(7)

=(5,24 ^. 10³ / 0,8994 0,511 288) =

= 39,393 кг/м³ .

(8)

где Q_К - номинальная производительность ЦН при стандартных условиях, мі/мин

Q_1н = (3310⁶ 0,676 / 39,393 ^.1440) = 393,26 м³/мин.

Задаемся несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяем Q_пр и [n / n_Н] _ПР по формулам

(9)

(10)

где n_н- частота вращения номинальная, об/мин;

n- частота вращения которой задаемся, об/мин.

Q_пр1=(4900/4500) · 393,26= 428,2 м³/мин,

Q_пр2=(4900/4900) · 393,26= 393,26 м³/мин,

Q_пр3=(4900/5300) · 393,26= 363,58 м³/мин.

[n / n_Н] _ПР1= (4500/4900) · (0,888 · 508,2 ·288/0,8994 · 506,68 · 288)^0,5=0,91;

[n / n_Н] _ПР2= (4900/4900) · (0,888 · 508,2 ·288/0,8994 · 506,68 · 288)^0,5=0,995;

[n / n_Н] _ПР3= (5300/4900) · (0,888 · 508,2 ·288/0,8994 · 506,68 · 288)^0,5=1,07.

По этим данным находим точки на графике и соединяем линией.

По графику приведенных характеристик находим з _пол=0,855,

[N_i/ _н]_пр=405квт/кг/м³ , Q_пр=425 м³/мин



Рисунок 3- Приведенные характеристики ГПА

Определяем внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем

; (11)

= 405 39,393 ^. ( 4500 / 4900 )³ = 12357 кВт.

Определяем мощность на муфте привода:

; (12)

где N_МЕХ -механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке

(для нагнетателя типа НЦ-16/76 Nмех=160кВт).

N_е= 12357+160 = 12517 кВт

Вычисляем располагаемую мощность ГТУ:

; (13)

где N_е⁰- номинальная мощность ГТУ, кВт;

К _n- коэффициент технического состояния по мощности, К _n = 1;

К_PA - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного давления,

;

К _у- коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла,

К _у = 0,985;

К _t - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ, К _t = 0,869;

Производим сравнение N_e и N_e^Р . Должно выполняться условие N_e N_e^Р.

При невыполнении этого условия следует увеличить число m_Н и повторить расчет.

12517<12608-условие выполняется.

Определяем коэффициент загрузки ГТУ:

К_заг = Ne / Ne^Р = 12517 /12608 = 0,99

Определяем температуру газа на выходе ЦН

; (14)

где k - показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

Т_2Н= 288 1,34 ^{(1,31-1) / 1,310,77} = 315 К = 42С.

Определяем расход топливного газа одним ГПА



; (15)

где q _ТГ⁰ - номинальный расход топливного газа, q _ТГ ⁰ = 6240 м³/ч.

- номинальная мощность ГТУ, =16000кВт;

К _ТГ - коэффициент технического состояния гту (по топливу);

N_н- мощность потребляемая ЦБН, Мвт;

t _а - расчетная температура атмосферного воздуха, К;

N _н - мощность потребляемая ЦБН, Мвт.

q _ТГ = 4808 м³/ч

Определяем расход топливного газа цеха

Размещено на http://www.allbest.ru/

(16)

Q_тг= 3^. 4808 = 14424 24 ^. 10^-3 = 346176 м³/сут

По проведенным расчетам: Т_вых=315К, Q _ТГ =346176м³ /ч видно, что температура на выходе нагнетателя и расход топливного газа почти соответствуют действительным.

Анализ результатов расчётов показывает, что незначительное изменение режима работы оказывает большое влияние на режим работы КЦ-1. При повышении температуры газа и уменьшении давления газа на входе цеха происходит изменение почти всех параметров работы агрегата и цеха в целом.

При условии поддержания заданной производительности цеха при увеличении степени сжатия нагнетателя повышаются обороты вращения ротора нагнетателя, в результате чего происходит увеличение расхода топливного газа, изменение КПД двигателя и нагнетателя и других характеристик ГПА и цеха.

Размещено на Allbest.ru

...