Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Определение среднего значения коэффициента теплопередачи от потока природного газа в окружающую среду на линейном участке газопровода

1.1 Исходные данные для расчета

Расчет коэффициента теплопередачи

2. Определение температуры природного газа на выходе из системы компримирования

3. Определение эффективной мощности газотурбинного энергопривода в системе компримирования компрессорной станции.

3.1 Состав газоперекачивающего агрегата

3.2 Понятие эффективности применительно к газоперекачивающим агрегатам

3.3 Методики расчета эффективной мощности

3.4 Расчет эффективной мощности на муфте привода по методике СТО Газпром 2

3.5 Расчет эффективной мощности на муфте привода по индикаторной мощности нагнетателя

Заключение

Cписок использованных источников



Введение

Целью расчета данной курсовой работы является определение среднего значения коэффициента теплопередачи от потока природного газа в окружающую среду на линейном участке газопровода, определение эффективной мощности газотурбинного энергопривода в системе компримирования компрессорной станции двумя способами, а также определение температуры природного газа на выходе из системы компримирования.

В ходе работы будут использованы действующие на территории Российской Федерации нормативные документы, а также учебная литература, приведенная в списке использованных источников.

Актуальность данной работы подтверждает тот факт, что газотурбинные агрегаты широко распространены в нефтегазовом комплексе. На газо- и нефтепромыслах, на нефтеперерабатывающих предприятиях, на теплоэлектростанциях и теплоэлектроцентралях газотурбинные установки часто используются для привода электрогенераторов. Применение газотурбинных агрегатов экономически оправдано в районах, примыкающих к выработанным, истощённым месторождениям нефти и газа, а также к действующим промыслам, где можно использовать затрубный газ, т. е. газ с невысоким давлением, вполне пригодным для работы теплопарогенераторов. Таким образом, в основе промысловой энергетики лежат газотурбинные технологии.



1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕГО ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ ОТ ПОТОКА ПРИРОДНОГО ГАЗА В ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ НА ЛИНЕЙНОМ УЧАСТКЕ ГАЗОПРОВОДА

1.1 Исходные данные для расчета (Вариант 2)

Коммерческий расход газа Q= 320 млн*м³/сут;

длина линейного участка L= 140 км;

температура на входе в линейный участок T= 33;

температура на выходе из линейного участка T=15;

давление на входе в линейный участок (на выходе из компрессорной станции) p₁= 7,3 Па;

степень повышение давления =1,35;

диаметр газопровода наружный d=1220 мм;

диаметр газопровода внутренний d= 1180 мм ;

количество ниток газопровода n= 4;

политропный КПД центробежного нагнетателя ?=0,76;

молярная концентрация метана r = 0,98;

молярная масса природного газа = 16,2 кг/кмоль;

cредняя температура грунта 7 .

1.2 Расчет среднего значения коэффициента теплопередачи от потока природного газа в окружающую среду на линейном участке газопровода

В процессе движения газа по магистральному газопроводу температура продукта постоянно изменяется. На компрессорных станциях газ в результате сжатия нагревается и даже после охлаждения в установках воздушного охлаждения газ в результате выхода из компрессорной станции, газ, подаваемый в магистральный газопровод, имеет температуру, существенно отличающуюся от температуры грунта.

По мере удаления от компрессорной станции газ охлаждается в результате теплообмена с грунтом и его температура становится близкой к температуре грунта. Кроме теплообмена с окружающим грунтом газ охлаждается в результате эффекта Джоуля-Томсона. Эффектом Джоуля-Томсона называется изменение температуры газа при адиабатическом дросселировании. При дросселировании реального газа, в отличие от идеального, в результате изменения внутренней энергии производится работа против сил взаимодействия молекул. Данный процесс и приводит к изменению температуры газа.

Коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду для газопроводов при подземной прокладке (без теплоизоляции) К_ср определится по формуле (1):

, (1)

Где R_из - термическое сопротивление изоляции, м²·К/Вт, для газопроводов подземной прокладки без теплоизоляции R_из = 0;

б_гр- коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м² ·К (2).

Ориентировочные значения коэффициентов теплопередачи для грунта, состоящего из сухого песка, = 4,187 кДж/(м ·ч·°С); для очень влажного песка = 12,54 кДж/(м·ч·°С); для влажной глины = 5,64 кДж(м·ч·°С).

, (2)

где л_гр - коэффициент теплопроводности грунта, для смешанных грунтов (песок, глина, суглинок, песчаник), Вт/м·К, определится из выражения (3);

наружный диаметр трубопровода, мм.

10³ lgлгр= - 920,27 +13,9·щ+ 18,6- 0,36* (3)

где щ - влажность грунта, щ = 10 ч 30%; примем щ=20%;

с_гр - плотность грунта, с_гр = 1,6 ч 2 т/м³ ; примем =1,8 т/м³;

Т₀- температура грунта на глубине заложения оси трубопровода, К;

h_ое - эквивалентная глубина заложения, м, определится из выражения (4):

h_ое =, (4)

где глубина заложения трубопровода от поверхности грунта, м (5);

теплоотдачи от поверхности грунта атмосферу, Вт/м²*к (6);

толщина снежного покрова, м; примем

Вт/м*К:

- для снега свежевыпавшего Вт/м*К;

- для снега уплотненного Вт/м*К;

- для снега тающего Вт/м*К.

Примем Вт/м*К

, (5)

Где - глубина заложения верхней образующей трубопровода от поверхности грунта, м. Для трубопроводов диаметром до 1000 мм принимается 0,8 м, для трубопроводов диаметром 1000 мм и выше принимается 1 м.

= 1 м;

м

(6)

Где ; примем .

Вт/м²*К

10³ lgлгр= - 920,27 +13,9·щ+ 18,6- 0,36*

10³lgл_гр= - 920,27 +13,9·0,2+ 18,6 - 0,36*

10³lgл_гр=-920,27+2,78+33,48+919,809-0,0144

1000lgл_гр=29,26

lgл_гр=0,0293

л_гр=1,07 Вт/м·К

h_оэ==2,21 м

,

= 0,853 Вт/м²*К

= 0,853 Вт/ м²*К

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ВЫХОДЕ ИЗ СИСТЕМЫ КОМПРИМИРОВАНИЯ

Системой компримирования природного газа называют установку, осуществляющую операцию по повышению давления в газопроводе с помощью компрессора при его транспортировке.

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления ведет к снижению пропускной способности газопровода.

Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу. Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путём повышения давления через определённые расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось в пункте 1.2, устанавливаются компрессорные станции.

Согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования газопроводов» температура газа в любой точке однониточного газопровода при любом способе прокладки определяется по формуле (7):

, (7)

где Т₀ - расчётная температура грунта при подземной прокладке, К,

7 =280,15 К.

Т_н - температура газа в начале участка газопровода, К,

= 33 + 273,15 = 306,15 К;

Т_К - температура газа в конце участка газопровода, К,

= 15 + 273,15 = 288,15 К;

Р_н, Р_к, Р_ср - соответственно начальное, конечное и среднее абсолютные давления газа на рассматриваемом участке газопровода, МПа. По условию задачи дано только начальное давление на линейном участке Р_н=7,3 МПа, конечное давление (давление перед входом в компрессорную станцию) необходимо определить самостоятельно.

х - расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки, км;

L - длина участка магистрального газопровода, км;

D_i - среднее на участке газопровода значение коэффициента Джоуля- Томсона, К/МПа;

d_н- наружный диаметр газопровода, м;

К_ср - средний на участке газопровода общий коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, Вт/м² ·К;

q - пропускная способность участка газопровода, млн м³ /сут.;

С_р - средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг·К.

В результате преобразования данной формулы получим выражение для определения конечного давления (8):

(8)

где - начальное давление газа в газопроводе, МПа, = 7,3 МПа;

- относительная плотность газа по воздуху (14);

d - внутренний диаметр участка магистрального газопровода, м, d =1,18 м;

L - дина участка магистрального газопровода, км, L = 140 км;

q - коммерческий расход газа, млн.м³/сут.

средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа (9):

, (9)

Где

= 1-1,68··, (10)

где - приведенная температура (11), размерности не имеет.

- приведенное давление (13), размерности не имеет.

, (11)

Где - псевдокритическая температура газа, К;

Под критической температурой понимают температуру, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Применительно к нефтяным газам, состоящим из смеси углеводородов, имеющих различные критические температуры и давления, пользуются псевдокритическими давлением и температурой.

Псевдокритические P и T представляют собой суммы произведений относительного содержания данного углеводорода в смеси (в долях единицы, если задано объемное содержание, или в молях) и значений критических давлений и температур этих же углеводородов.

Отношение давления (температуры), под которым находится смесь газов, к псевдокритическому давлению (температуре) называется приведенным псевдокритическим давлением (температурой), зная которые можно найти значения коэффициенты сжимаемости реальных газов.

Псевдокритические параметры определяются по рисунку 1.



Рисунок 1 - Номограмма для определения псевдокритических температуры и давления

В первом приближении определим среднюю температуру по формуле (12):

(12)

= 297,15 К

= 1-1,68··

(13)

Относительную плотность газа по воздуху вычисляют по формуле (14):

(14)



где ?₀ - плотность природного газа при 20 °С, кг/м³ (15).

, (15)

Где М - молярная масса газа, М=16,2.

кг/м³

= 0,602

Среднее давление на участке газопровода определится по формуле (16):

(16)

Конечное давление неизвестно, в I приближении задаемся давлением в конце участка P_к = 5,6 МПа:

МПа

=1,40

=0,88

, (17)

где E - коэффициент гидравлической эффективности Е = 0,95;

коэффициент сопротивления трению (18), по формуле Шифрисона:

=0,11* (18)



где ? - абсолютная шероховатость трубы, для стальных труб после нескольких лет эксплуатации =0,2 мм

d - внутренний диаметр трубы;

Re - критерий Рейнольдса (19).

(19)

где - коэффициент динамической вязкости газа (20);

- пропускная способность газопровода, млн.м³/сут (21);

(21)

(20)

=12,51*10^-6 Па

=4,15*10⁶

=0,11*

=0,11*

Давление газа в первом приближении:

=5,58 МПа

Определим давление газа в конце участка трубопровода во II приближении, пересчитав среднее давление, температуру, коэффициенте сжимаемости газа, а также коэффициента гидравлического сопротивления.

Средняя по длине участка газопровода температура во втором приближении определится по формуле (7)

а = 0,225· (22)

Средняя изобарная теплоемкость газа, кДж/кг*К определяется по формуле (23):

(23)

В cоответствии с международной системой СИ выбирается значение

Подставляем коэффициенты в формулу (23):

кДж/кг*К

Средний коэффициент Джоуля-Томсона. К/кгс/см² (24):

, (24)

Где С - средняя изобарная теплоёмкость газа, кДж/кг·К.

T - средняя температура, К.

= 3,53

а = 0,225·

=296,20 К

= 1-1,68··

- приведенная температура, безразмерен.

Примем

= 1-1,68··

- приведенное давление.

Среднее давление на участке газопровода определится по формуле:

Конечное давление неизвестно, в I приближении задаемся давлением в конце участка Pк = 5,5 МПа

МПа

=1,40

,

=0, 90

=0,067*

=5,52 МПа

Определим температуру газа после нагнетателя по формуле:

,

где - степень повышения давления (степень сжатия) - это отношение абсолютных давлений газа, измеренных в сечениях выходного и входного патрубков (фланцев) компрессора.

=316,17 К = 43,02

Разница между полученными в первом и втором приближении давлениями в конце участка магистрального газопровода должна быть меньше или равна 1%.

Полученное расхождение удовлетворяет требованиям, расчет в третьем приближении не требуется.



3. определение эффективной мощности газотурбинного энергопривода в системе компримирования компрессорной станции

3.1 Состав газоперекачивающего агрегата

ГПА может включать в себя следующие подсистемы и блоки:

- компрессор ГТУ (который обеспечивает сжатие воздуха для подачи его в КС);

- система дозирования топлива (обеспечивает необходимый поток газа в КС);

- газовая турбина (далее ГТ), которая преобразует энергию газового потока в механическую энергию вращения вала компрессора ГТУ и нагнетателя;

- нагнетатель осуществляет сжатие транспортируемого газа;

- регенератор (производит нагрев воздуха на входе в КС за счет тепла выхлопных газов);

- утилизатор

- КС (обеспечивает преобразование химической энергии топлива в газодинамическую и тепловую энергию продуктов сгорания).

3.2 Понятие эффективности применительно к газоперекачивающим агрегатам

компрессорный станция газотурбинный энергопривод

Показатели надёжности ГПА составляют следующий перечень: коэффициент готовности; коэффициент частоты пусков; коэффициент технического использования; коэффициенты резерва, вынужденного и планового простоя; наработка на отказ; полный ресурс для списания; ресурс между средними ремонтами; ресурс между капительными ремонтами; удельный расход масла.

Надёжность газопереачивающего агрегата зависит от надёжности его эксплуатации, обслуживания и ремонта, так как любой отказ по вине эксплуатации, обслуживания, ремонта приводит к снижению показателей надёжности. Эффективность газоперекачивающего агрегата зависит от качества эксплуатации, обслуживания и ремонта, так как нарушение режимов пуска и остановка, эксплуатации, некачественное обслуживание и ремонт приводят к снижению эффективности оборудования.

Основными показателями эффективности газоперекачивающего агрегата являются: КПД, мощность, расход топливного газа. Общеизвестно, что одним из значимых факторов, повышающих надёжность и эффективность оборудования является внедрение методов и средств контроля, мониторинга, диагностики технического состояния оборудования.

3.3 Методики расчета эффективной мощности

Для оперативного контроля и регулирования параметров работы газоперекачивающего агрегата, оценки проведенных мероприятий по сокращению расходов топливного газа и выбросов вредных веществ в атмосферу необходим мониторинг эффективной мощности и энергетического КПД газотурбинных установок.

Для определения энергетических показателей работы ГПА с газотурбинным приводом в условиях эксплуатации в настоящее время используются следующие расчётно-экспериментальные методы:

- по параметрам компримируемого ЦБН газа (расход газа через ЦБН определяется по перепаду давлений на конфузоре нагнетателя);

- по «тепловому балансу»;

- по «мощностному параметру» ГТУ;

- по измеренному расходу тепла (расход топлива определяется по индивидуальной расходомерной диафрагме агрегата);

- по расходу воздуха двигателем (расход определяется по перепаду давлений на конфузоре ОК или скоростными напорными трубками);

- по альбомным газодинамическим характеристикам ЦБН;

- «заводскими» методами - для ГПА авиационных типов (по прилагаемой заводом-изготовителем математической модели к данному типу ГТУ);

Большая часть методов оценки технического состояния ГТУ, различаясь в части определения эксплуатационной мощности, имеют одинаковый алгоритм расчета коэффициента технического состояния по мощности КN, включающий операции приведения мощности к нормальным атмосферным условиям и номинальной температуре газа перед турбиной.

Для определения характеристик газоперекачивающих агрегатов на практике применяются следующие методики:

- Методика Степанова О.А., Чекардовского М.Н., Чекардовского С.М.

Данная методика определения КПД, основана на определении расхода продуктов сгорания по газоходам. Зная расход продуктов сгорания и расход топлива (определяется экспериментально) можно найти коэффициент избытка воздуха и основные параметры цикла.

Эффективная мощность ГПА определяется по формуле:

)

К недостаткам данной методики следует отнести следующее:

- для большинства ГПА отсутствует система измерений расхода продуктов сгорания и расхода воздуха;

- для расчета необходимо знать расход топлива, который не определяется непосредственно для многих ГПА;

- в расчетные уравнения входят температуры не измеряемые штатной системой измерения, например, температура воздуха после регенератора

- методика не позволяет оценить коэффициент технического состояния ГТУ.

- Методика Шабарова А.Б;

Методика основана на расчете термодинамического цикла ГТУ

К недостаткам методики следует отнести следующее:

- для расчета необходимо знать расход топлива, который не определяется непосредственно для многих ГПА;

- в расчетные уравнения входят температуры не измеряемые штатной системой измерения, например, температура воздуха после компрессора или регенератора;

- методика не позволяет оценить коэффициент технического состояния ГТУ.

- Методика Поршакова Б.П.;

Методика основана на расчете изменения энтальпии при сжатии газа в нагнетателе

Эффективная мощность определится по формуле:

К недостаткам методики следует отнести необходимость получения эмпирических коэффициентов для каждого типа нагнетателя и поправочного коэффициента для каждого типа ГТУ, что делает методику не универсальной.

3.4 Расчет эффективной мощности на муфте привода по методике СТО Газпром 2-3.5-113-2007

Эффективная мощность на муфте привода определится по формуле (8)



,

Где механический КПД центробежного нагнетателя - принимается равным 0,985;

внутренняя мощность центробежного нагнетателя, кВт (9).

Внутренняя мощность центробежного нагнетателя вычисляется согласно ПР 51-31323949-43-99 (2):

== (9)

где - показатель псевдоизоэнтропы;

z_ср- среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;

Т_1н,Т_2н - температура газа на входе и выходе группы (нагнетателя), К;

коммерческая производительность нагнетателя;

- массовая производительность нагнетателя.

Температура газа после сжатия определится по формуле:

,

Где - политропический КПД, задан в условии;

- коэффициент сжимаемости природного газа.

Отсюда температура газа до нагнетателя:

Показатель псевдоизоэнтропы вычисляется по формуле (10):

= 4,16 + 0,0041(t_ср - 10) + 3,93(с_в - 0,55) + 5,0(m_Т - 0,3), (10)

где t_ср - среднее значение температуры, °С (11);

с_в - относительная плотность газа по воздуху;

(11)

Политропный кпд центробежного нагнетателя определится из формулы (12):

(12)

Отсюда найдем показатель псевдоизоэнтропы:

= 4,16 + 0,0041(29,01 - 10) + 3,93(0,723- 0,55) + 5,0(0,31- 0,3)=5,41

=

Коэффициенты сжимаемости природного газа до и после нагнетателя вычисляются по формулам (13,14):

(13)

(14)

Среднее значение коэффициента сжимаемости определится по формуле (15)

(15)

=

3.5 Расчет эффективной мощности на муфте привода по индикаторной мощности нагнетателя

Большинство ГТУ, эксплуатируемых на магистральных газопроводах, вы-полнены по двухвальной схеме с регенератором или без него и приводом нагнета-теля от турбины низкого давления. Для такого типа ГТУ справедливы следующие обобщённые характеристики в зависимости от приведённой мощности, предложенные ВНИИГАЗ и представленные в относительной форме:

,

где индикаторная мощность нагнетателя;

- механические потери в подшипниках нагнетателя.

где - массовый расход газа через нагнетатель,кг/с;

теплоперепад на нагнетателе, кДж/кг.

Где Q-объемная производительность;

плотность газа при условиях перекачки.

Плотность газа при условиях всасывания определяется из уравнения Менделеева-Клайперова:

где - давление всасывания, Па

- удельный объем газа при условиях всасывания, м³/кг, .

=0,000455 м³/кг

кг/м³

Теплоперепад по нагнетателю определится по формуле:

=0,00981

=0,00981

Проверим полученное значение по формуле:

кВт

кВт

Средняя мощность по результатам расчетов двух методик составит:

=1250,69 кВт



Заключение

В результате расчетов был определен коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду 0,853 Вт/ м²*К, была рассчитана эффективная мощность на валу привода двумя способами, а также была рассчитана температура за нагнетателем, которая составила 43,02 .

В ходе работы над курсовым материалом были применены навыки динамического расчета газопроводов, работы с номограммами. Были произведены расчеты давления в конце участка трубопровода, которое составило 5,79 МПа.

Средняя эффективная мощность, полученная на основании расчетов двумя методиками составила 1250,69 МВт.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Агапкин, В. М. Справочное руководство по расчётам трубопроводов / В. М. Агапкин, С. Н. Борисов, Б. Л. Кривошеин. - М. : Недра, 1987. - 191 с.

2 Микаэлян, Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперерабатывающих аппаратов компрессорных станций, газопроводов. М.: Недра. 1994. -304 с.

3 Терентьев, А.Н., Надёжность газоперекачивающих агрегатов. -М.: Недра, 1978. - 166 с.

4 СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2016. - 196 с. 3. ОНТП51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. - М. : ВНИИЭ газпром, 1985. - 220 с

5 СТО Газпром 2-3.5-113-2007 «Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем»

Размещено на Allbest.ru

...