Оценка эффективности модернизации ГПА

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Кафедра термодинамики и тепловых двигателей

Домашняя работа

по курсу Энергосберегающие технологии транспорта газа

Оценка эффективности модернизации ГПА

Выполнил:

студент группы ТА-11-06

Корчагин Вячеслав

Проверил:

профессор Калинин А.Ф.

Москва 2014

Расчетная часть:

Рассмотрим газоперекачивающий агрегат с газотурбинным приводом типа ГТН-16, оснащенный нагнетателем Н-16-76.

1. Определим степень повышения давления природного газа:

2. Найдем плотность природного газа при стандартных условиях:

давление газотурбинный энергетический мощность

Где,

T_ст =20⁰ С = 293,15 К;

P_ст=101325 Па.

В задании не указана молярная масса, поэтому берем следующее значение, которое является средним для природного газа .

В дальнейших расчетах используем тоже значение:

.

3. Переведем коммерческий расход в объемный:

4. По приведенной характеристике определяем:

,

.

5. Определим корректировку частоты оборотов ротора:

Найдем по приведенной характеристике новое значение

6. Найдем сперва внутреннюю, а потом и эффективную мощность сжатия:

Сравним данную мощность с располагаемой:

=1 - коэффициент, учитывающий влияние барометрического давления;

- коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха на значение располагаемой мощности, и т.к. температура атмосферного воздуха не задана, примем этот коэффициент равным 1.

- коэффициент, учитывающий использование в ГТУ котла-утилизатора, рекомендуется принимать на уровне 0,985:

Такой режим невозможен т.к. эффективная мощность больше располагаемой. Следовательно, мы не сможем сравнить агрегаты при заданном расходе, поэтому следует снизить расход.

Найдем максимально возможную мощность сжатия из следующего соотношения:

А также построим линию на газодинамической характеристике, ниже которой можно выбрать рабочую точку, для этого нам понадобиться значение выражения:

Из рабочего диапазона выберем и по газодинамической характеристике найдем значение нового расхода .

7. Переведем объемный расход в коммерческий:

8. По графику определяем:

9. Определим корректировку частоты оборотов ротора:

Найдем по графику новое значение

10. Найдем эффективную мощность, :

Сравним данную мощность с располагаемой:

Эффективная мощность меньше располагаемой.

11. Определим действительный эффективный КПД:

где - относительный КПД ГТУ, находящейся в идеальном техническом состоянии;

=0,93 - коэффициент технического состояния ГТУ по эффективному КПД;

- паспортное значение эффективного КПД ГТУ.

Относительный КПД ГТУ, находящийся в идеальном техническом состоянии в рассматриваемом режиме работы, предлагается определять из следующей аналитической зависимости:

,

- приведенная относительная мощность ГТУ.

,

Где, =760 мм. рт. ст. - давление атмосферного воздуха при стандартных стационарных условиях,

- действительное атмосферное давление;

=288К - температура воздуха на входе в осевой компрессор при стандартных стационарных условиях;

- температура воздуха на входе в осевой компрессор при действительных условиях;

=16 - номинальная мощность ГТУ в номинальном режиме работы и идеальном техническом состоянии установки;

- действительная эффективная мощность ГТУ в рассматриваемом режиме работы.

Так как в условии не заданы температура окружающего воздуха и давление, то примем, что .

Отсюда,

12. Вычислим расход топливного газа по формуле:

Где,

- действительный эффективный КПД

13. Величина суточной энергетической составляющей эксплуатационных затрат для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов определяется по формуле:

где=3300 руб./тыс. м³- стоимость топливного газа на собственные нужды,

, - мощность энергопривода и индикаторная мощность сжатия на расчетном режиме,

- эффективный КПД ГТУ на расчетном режиме,

- низшая теплота сгорания топливного газа,

=0,985-механический КПД ГТУ

14. Определить величину энергетической составляющей эксплуатационных затрат для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов можно с наиболее высокой точностью:

Теперь рассмотрим газоперекачивающий агрегат типа ГПА-16 «Нева», оснащенный нагнетателем 398-22-3. Значения степени повышения давления, плотности при стандартных условиях, плотности, а также коммерческого и объемного расхода остаются неизменными.

По графику определяем:

Определим корректировку частоты оборотов ротора

Найдем по графику новое значение .

Найдем сначала внутреннюю мощность сжатия, а затем и эффективную мощность:

Сравним данную мощность с располагаемой:

Эффективная мощность меньше располагаемой.

Определим действительный эффективный КПД:

,

.

Так как в условии не заданы температура окружающего воздуха и давление, то примем, что

Отсюда,

15. Вычислим расход топливного газа по формуле:

Где,

- действительный эффективный КПД

Величина суточной энергетической составляющей эксплуатационных затрат для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов определяется по формуле:

Где, =3300 руб./тыс. м³- стоимость топливного газа на собственные нужды,

, - мощность энергопривода и индикаторная мощность сжатия на расчетном режиме,

- эффективный КПД ГТУ на расчетном режиме,

- низшая теплота сгорания топливного газа,

=0,985-механический КПД ГТУ

16. Определить величину энергетической составляющей эксплуатационных затрат для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов можно с наиболее высокой точностью:

.

Выводы

1. Определение снижения расхода топливного газа, уменьшение суточных энергетических и эксплуатационных затрат невозможно при заданном расходе т.к. в расчетах эффективная мощность больше располагаемой, что невозможно на практике.

2. В ходе расчетов были найдены максимальная мощность сжатия нагнетателя Н-16-76, а также новый коммерческий расход газа, при котором и было произведено сравнение ГПА.

3. При сравнении двух газоперекачивающих агрегата с газотурбинным приводом типа ГТН-16, оснащенный нагнетателем Н-16-76, и ГПА-16 «Нева», оснащенный нагнетателем 398-22-3, было выявлено, что:

А) Снижение расхода топливного газа после реконструкции составляет:

.

Б) Снижение энергетической составляющей эксплуатационных затрат:

В) Уменьшение эксплуатационных затрат составляет:

Результат замены при реконструкции КС газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом типа ГТН-16, оснащенного нагнетателем Н-16-76, на ГПА типа ГПА-Ц-16 «Нева», оснащённого нагнетателем 398-22-3 и позволил сэкономить 136368 руб./сутки потому что:

- КПД у второго агрегата выше на 6%.

- Необходимая мощность для сжатия нужного объема газа у второго агрегата на 10% меньше чем у второго при тех же конкретных условиях.

Список литературы

давление газотурбинный энергетически мощность

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

2. Калинин А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. Москва МПА-Пресс 2011.

3. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. СТО Газпром. - М.: ОАО «Газпром», 2006.-192 с.

4. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов / Учебное пособие. Части 1-5.-М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

5. Зарицкий С.П., Крутелев М.Ю., Якубович В.А. Информационное обеспечение единой системы диагностического обслуживания оборудования объектов ОАО «Газпром» // Научно-технической сборной «Диагностика оборудования и трубопроводов». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003.

6. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.-286 с.

7. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты - М.: Недра, 1994.-192 с.

8. Щуровский В.А., Корнеев В.И. Обобщенные характеристики газотурбинных установок с разрезным валом, используемых для привода нагнетателей природного газа. В реф. сб. Транспорт и хранение газа. М., ВНИИЭгазпром, 1974, № 2. - с. 8-12.

9. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. СТО Газпром 2-3.5-113-2007.-М.: ОАО «Газпром», 2007.-54 с.

Размещено на Allbest.ru