Сопоставление режимов работы компрессорной станции
Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата компрессорной станции. Расчет внутренней и эффективной мощности агрегата при разных режимах работы. Расход топливного газа. Эксплуатационные затраты на сжатие природного газа.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | курсовая работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 23.04.2016 |
Размер файла | 519,9 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
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]:
Qнр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Qнр = 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]:
Qнр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Qнр = 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 ;
Ne0 , Ne - эффективная мощность ГТУ при номинальной и частичной загрузке;
Та - 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
...Подобные документы
Выбор рабочего давления и типа газоперекачивающего агрегата. Расчет теплофизических свойств транспортируемого газа. Тепловой и гидравлический расчет участка газопровода. Расчет режима работы компрессорной станции. Капитальные и эксплуатационные затраты.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.12.2014Назначение компрессорной станции. Устройство компрессорного цеха. Автоматизация газоперекачивающего агрегата ГПА-16Р "Уфа". Анализ методов и средств повышения достоверности виброметрической информации. Разработка компьютерной модели датчика вибрации.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 16.04.2015Выбор рабочего давления газопровода. Расчет свойств транспортируемого газа. Плотность газа при стандартных условиях. Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций. Расчет суточной производительности газопровода.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 25.03.2013Подача газа потребителям с определенным давлением, степенью очистки и одоризации из магистрального газопровода в газовые сети. Компримирование газа центробежными нагнетателями с приводом газотурбинной установки. Режим работы компрессорной станции.
отчет по практике [4,3 M], добавлен 15.02.2012Общая характеристика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. Анализ способов определения степени загрязнения проточной части осевого компрессора газоперекачивающего агрегата с однокаскадными двигателем в условиях работающей станции.
контрольная работа [272,6 K], добавлен 01.12.2013Расчёт производительности, воздухопроводной сети и оборудования компрессорной станции. Расчет электрических нагрузок и выбор трансформатора и кабелей. Регулирование давления и производительности, расчет токов короткого замыкания и защитного заземления.
дипломная работа [698,3 K], добавлен 01.09.2011Характеристика компрессорного цеха и газоперекачивающего агрегата ГТК-10И. Смазка газотурбинного агрегата, система воздушного охлаждения и уплотнения. Масло для смазки подшипников нагнетателя. Особенности обслуживания газоперекачивающего агрегата.
курсовая работа [94,2 K], добавлен 12.02.2013Расчет мощности электродвигателя привода компрессора, токов короткого замыкания, релейной защиты, заземления и выбор вспомогательного оборудования, высоковольтного выключателя, токоведущих шин, кабелей с целью снабжения электрокомпрессорной станции.
дипломная работа [19,7 M], добавлен 08.03.2010Температура газа перед турбиной. Степень повышения давления в компрессоре. Скорость истечения газа из выходного устройства. Выбор типа закрутки. Предварительный выбор удлинения лопатки. Расчет густоты решеток профилей, углов изгиба профиля пера.
курсовая работа [808,4 K], добавлен 28.05.2012Методика и этапы вывода уравнения работы в произвольном процессе. Определение и оценка зависимости работы газа в обратимом или необратимом процессе. Процесс парообразования в is-диаграмме. Описание цикла паровой компрессорной холодильной установки.
контрольная работа [329,4 K], добавлен 04.12.2013Порядок проведения расчетов расхода топлива (в данном случае газа), коэффициента полезного действия котельного агрегата. Выбор и обоснование экономайзера, дутьевого вентилятора и дымососа при режиме работы котла с паропроизводительностью Dпар=17 т/ч.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 23.03.2016Гидравлический расчет воздуходувной сети. Определение максимального удельного падения давления на главной магистрали. Технико–экономические показатели работы компрессорной станции. Выбор типа и числа компрессоров. Расчет себестоимости сжатого воздуха.
курсовая работа [140,3 K], добавлен 05.05.2015Расчет нагрузок и выбор оборудования воздушной компрессорной станции, показатели эффективности ее работы. Гидравлический расчет магистрального воздухопровода. Тепловой расчет центробежной турбокомпрессорной установки. Система осушки сжатого воздуха.
курсовая работа [398,9 K], добавлен 22.01.2011Принцип работы водозабора станции Хабаровск-1. Оборудование насосной станции 2-го подъёма. Расчет пусковых характеристик и режимов работы насоса. Алгоритм работы системы автоматизации водозабора. Увеличение срока службы оборудования и приборов.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 08.03.2014Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях. Принцип работы АВО газа. Выбор способа прокладки проводов и кабелей. Монтаж осветительной сети насосной станции, оборудования и прокладка кабеля. Анализ опасности электроустановок.
курсовая работа [232,3 K], добавлен 07.06.2014Определение КПД котельного агрегата брутто и нетто по данным испытаний, сравнение с нормативным значением. Расчет часового расхода топлива, температуры точки росы, мощности электродвигателей тягодутьевых машин и питательного насоса. Составление схемы.
курсовая работа [265,4 K], добавлен 28.03.2010Физические свойства природного газа. Описание газопотребляющих приборов. Определение расчетных расходов газа. Гидравлический расчет газораспределительной сети низкого давления. Принцип работы газорегуляторных пунктов и регуляторов газового давления.
курсовая работа [222,5 K], добавлен 04.07.2014Описание принципа действия силовой схемы и схемы управления компрессорной установки. Расчет основных параметров электродвигателя, питающего кабеля. Формирование графиков, составление технологической карты электромонтажные работы компрессорной установки.
отчет по практике [377,0 K], добавлен 26.06.2014Поверочный расчет котельного агрегата, работающего на природном газе. Сводка конструктивных характеристик агрегата. Топливо, состав и количество продуктов сгорания, их энтальпия. Объемная доля углекислоты и водяных паров по газоходам котельного агрегата.
курсовая работа [706,7 K], добавлен 06.05.2014Определение расчетных характеристик используемого природного газа. Выбор системы газоснабжения города. Пример гидравлического расчета распределительных городских газовых сетей среднего давления. Определение расчетных расходов газа жилыми зданиями.
курсовая работа [134,4 K], добавлен 19.04.2014