И. М. Губкина факультет проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта кафедра проектирования и эксплуатации газонефтепроводов эксплуатация газопроводов курсовой проект

• Название: И. М. Губкина факультет проектирования, сооружения и эксплуатации систем трубопроводного транспорта кафедра проектирования и эксплуатации газонефтепроводов эксплуатация газопроводов курсовой проект
• Дата: 29.05.2020
• Размер: 1.31 Mb.
• Имя файла: Kursovaya.docx
• Тип: Курсовой проект; #126563
• страница: 2 из 3

Актуальность темы работы

Функциональное назначение ГПА – повышение давления газа, транспортируемого по магистральному газопроводу. Выполнение этой функции обеспечивается основными компонентами ГПА – двигателем (привод), нагнетателем и трубно - крановой обвязкой. Применительно к ГПА привод может быть газотурбинным или электрическим. Нагнетатель представляет собой центробежный компрессор, преобразующий механическую энергию вращения вала в потенциальную энергию сжатия газа.

Основной принцип работы ГПА заключается в том, что механическая энергия силовой турбины газотурбинного или электропривода передается рабочему колесу нагнетателя, которое создает напор газового потока, поступающего далее через крановую и трубопроводную обвязку в трубопроводную систему.

ГПА включает в себя следующие подсистемы и блоки:

- компрессор газогенератора, обеспечивает сжатие воздуха, подаваемого в двигатель;

- система дозирования топлива, обеспечивает необходимый поток газа в камеру сгорания;

- камера сгорания, обеспечивает преобразование химической энергии топлива в газодинамическую и тепловую энергию продуктов сгорания;

- турбина газогенератора, преобразует энергию газового потока в механическую энергию вращения вала компрессора газогенератора;

- силовая турбина привода нагнетателя преобразует энергию газового потока в механическую энергию вращения приводного вала нагнетателя;

- нагнетатель осуществляет сжатие транспортируемого газа;

- утилизатор тепла выхлопных газов служит для нагрева воды, отопления и так далее.

При работе так называемых неполнонапорных нагнетателей их степень повышения давления составляет 1,23...1,27. Для обеспечения заданной степени повышения давления на КС, которая, как правило, составляет 1,50 необходимо включать в последовательную работу такие нагнетатели. То есть процесс сжатия газа будет происходить в две ступени. В таком случае постает задача о нахождении такой частоты вращения ротора нагнетателя первой и второй степени сжатия, при которых обеспечивается заданное значение давления газа на выходе КС (то есть на входе в АВО) и перекачивается заданный объем газа в единицу времени. При этом частоту вращения ротора нагнетателя первой и второй степени сжатия можно подобрать таким образом, чтобы расходы топливного газа соответствующими нагнетателями были равны между собой. Это значит, что эффективная мощность (или мощность на валу) каждого из нагнетателей должна быть одинакова. Соответственно должны быть равными и коэффициенты загрузки ГПА по мощности для нагнетателя первой и второй степени сжатия газа.

В данном курсовом проекте будет выполнен такой расчет с использованием компьютерных технологий (с помощью разработанной индивидуальной программы).

Математическая постановка и этапы решения

Данная задача решается по таким этапам:

1. Расчет физических свойств природного газа (коэффициент сжимаемости при стандартных условиях, газовая постоянная, относительная плотность по воздуху, низшая теплота сгорания, псевдокритические давление и температура газа) согласно ГОСТ 30319.0,1,2,3-96 [1];

2. По формулам СТО Газпром 2-3.5-051-2006 [2] производим расчет располагаемой мощности ГТУ.

3. Производим расчет параметров процесса сжатия газа в первой и второй ступени. При этом проверяем условия выполнения всех технологических ограничений по приведенной производительности и относительных оборотах, давлении на выходе со второй ступени и ограничение по мощности ГТУ.

4. Находим такие значения частоты вращения ротора первой и второй ступени сжатия, при которых достигается одинаковая величина коэффициента загрузки ГПА по мощности с заданной наперед точностью.

На этом расчет процесса двухступенчатого сжатия газа будет завершен.

Теперь остановимся более детально на каждом из этапов.

Этап I. Расчет физических свойств газа проводим по формулам [1]:

- коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях

(1)

где – плотность газа при стандартных условиях (см. рис. 3), кг/м³;

, – соответственно мольная доля углекислого газа и азота в природном газе в долях единицы (см. рис. 3);

- газовая постоянная, Дж/(кг·К), исходя из уравнения Менделеева-Клапейрона, записанного для стандартных физических условий

(2)

, – абсолютные значения давления и температуры газа, которые соответствуют стандартным условиям, , ;

- относительная плотность газа по воздуху

(3)

1,20445 – плотность сухого воздуха при стандартных условиях, кг/м³;

- низшая теплота сгорания газа, кДж/м³

(4)

- псевдокритическое давление, МПа

(5)

- псевдокритическая температура газа, К

(6)

Этап II. Расчет располагаемой мощности ГТУ, кВт, по формулам [2]:

, (7)

где – номинальная мощность ГТУ (см. рис. 5), кВт;

– коэффициент технического состояния ГТУ, принимаем по таблице Д [2] – ;

– коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;

– коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла;

– коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря;

– коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента , т.е. принимается равным ; специальный учет требуется при существенной разнице номинальных частот вращения ГТУ и ЦБН (более 10 %).

Учет влияния температур атмосферного воздуха производят в соответствии с технической документацией конкретного типоразмера ГТУ. Рекомендуется следующая формула для определения коэффициента влияния

(8)

где – расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ, К;

– коэффициент, величина которого приведена в исходных данных (см. рис. 5).

Расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ определяется по формуле

(9)

где – средняя температура атмосферного воздуха расчетного календарного периода (см. рис. 4), К.

Коэффициент, учитывающий наличие на выхлопе ГТУ утилизатора тепла, рекомендуется принимать 0,985 (для типичных водяных теплообменников).

Учет высоты расположения КС над уровнем моря производят по формуле

(10)

где – фактическое значение атмосферного давления в районе расположения КС (см. рис. 4), МПа.

Значение располагаемой мощности ГТУ не должно превышать 110 % номинальной величины (в холодные периоды); если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать значение 110 %.

Этап III. Расчет параметров процесса двухступенчатого сжатия газа в центробежных нагнетателях (ЦБН), согласно методике, приведенной в книге [3]. Индексом 1 будем обозначать все параметры для первой ступени сжатия, а индексом 2 соответственно для второй ступени компримирования газа. Расчет начинаем с расчета первой ступени сжатия в такой последовательности:

- находим приведенные значения давления и температуры газа на входе в нагнетатель

(11)

где – соответственно абсолютное давление, МПа, и температура газа, К, на входе в первую ступень сжатия (см. табл. 1);

- рассчитываем коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель

(12)

(13)

(14)

- с помощью уравнения состояния газа Менделеева-Клапейрона для реального газа, находим плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м³

(15)

- используя уравнение неразрывности потока газа, определяем объемную производительность, м³/мин, группы параллельно соединенных нагнетателей при условиях на входе в первую ступень

(16)

– объемная производительность при стандартных условиях на входе в первую ступень сжатия (см. табл. 1), млн. м³/сут;

- рассчитываем количество групп параллельно работающих нагнетателей (с округлением до целого числа)

(17)

– средняя приведенная производительность, м³/мин, одного нагнетателя

(18)

– соответственно минимальная и максимальная приведенная производительность, м³/мин, одного нагнетателя согласно его газодинамической характеристики (см. рис. 5);

- находим объемную производительность, м³/мин, нагнетателя первой ступени сжатия при условиях на его входе

(19)

- принимаем в первом приближении, что частота вращения ротора нагнетателя первой ступени сжатия, об/мин, равна номинальному значению (значение приведено на рис. 5). Рассчитываем приведенную объемную производительность нагнетателя первой ступени сжатия, об/мин, при условиях на его входе

(20)

- определяем приведенные относительные обороты

(21)

– соответственно приведенные значения коэффициента сжимаемости, газовой постоянной, Дж/(кг·К), температуры газа, К, взятые для построения газодинамических характеристик нагнетателя (см. рис. 5);

- с помощью математической модели в виде полинома третьей степени от приведенной производительности соответственно рассчитываем номинальную степень повышения давления, политропический КПД и приведенную относительную внутреннею мощность нагнетателя, кВт/(кг/м³)

(22)

(23)

(24)

– коэффициенты аппроксимации соответст-вующей приведенной характеристики (см. рис. 6);

- находим фактическую степень повышения давления в первой ступени сжатия газа

(25)

где – показатель адиабаты природного газа (один из параметров приведения, см. рис. 5);

- определяем абсолютное давление газа, МПа, на выходе с первой ступени сжатия

(26)

- рассчитываем абсолютную температуру газа, К, на выходе с первой ступени сжатия

(27)

-находим внутреннею (индикаторную) мощность, кВт, нагнетателя первой ступени сжатия

(28)

- рассчитываем эффективную мощность, кВт, нагнетателя

(29)

– механический КПД нагнетателя, который учитывает потери мощности в подшипниках ротора (см. рис. 5);

- определяем номинальный расход топливного газа, тыс.м³/ч, для ГТУ

(30)

– номинальный КПД ГТУ (см. рис. 5);

- находим фактический расход топливного газа ГТУ, млн.м³/сут, первой ступени сжатия

(31)

– коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу), принимаем по таблице Д [2] – ;

- рассчитываем коэффициент удаленности работы нагнетателя от помпажного режима

(32)

- определяем коэффициент загрузки ГПА первой ступени сжатия по мощности

(33)

Также необходимо учесть все технологические ограничения работы нагнетателя в виде выполнения условий:

- по приведенной производительности с учетом режимов работы отдаленных от зоны помпажа

(34)

- по приведенным относительным оборотам

(35)

где – соответственно минимальное и максимальное значение приведенных относительных оборотов нагнетателя согласно газодинамической характеристики (см. рис. 5);

- по мощности нагнетателя и его привода

(36)

Если хоть какое-то из указанных условий (34)-(36) не выполняется, то уменьшаем частоту вращения ротора первой ступени сжатия до величины

(37)

и производим расчет процесса сжатия газа в первой ступени начиная с формулы (20) до тех пор, пока выполнятся условия (34)-(36).

В формуле (37) – шаг уменьшения частоты вращения ротора нагнетателя, который принимаем .

На этом расчет первой ступени сжатия газа завершен. Алгоритм расчета второй ступени сжатия газа аналогичен алгоритму для расчета первой ступени. Исходными данными для проведения расчетов будут:

- абсолютное давление газа, МПа, на входе во вторую ступень сжатия

(38)

где – потери давления в обвязке, МПа, между выходом первой и входом второй ступени сжатия, принимаем ;

- абсолютная температура газа, К, на входе во вторую ступень сжатия

(39)

- объемная производительность при стандартных условиях, млн.м³/сут, на входе во вторую ступень сжатия

(40)

Расчет частоты вращения ротора нагнетателя второй ступени сжатия производим также с помощью метода итераций, принимая в первом приближении .

Для второй ступени сжатия накладывается еще одно условие по ограничению давления на нагнетании

(41)

где – заданное абсолютное давление газа на выходе со второй ступени сжатия газа (см. табл. 1), МПа.

При невыполнении условий (34)-(36), записанных для второй ступени и условия (41) также уменьшаем частоту вращения ротора аналогично формуле (37), до тех пор, пока эти условия выполнятся.

Этап IV. Производим расчет величины расхождения коэффициента загрузки по мощности первой и второй ступени сжатия

(42)

где – коэффициент загрузки по мощности ГПА второй ступени сжатия.

Проверяем выполнение условия

(43)

Если условие (43) не выполняется, то уменьшаем уже найденное ранее значение частоты вращения ротора по условию (37), и проводим снова расчет первой ступени сжатия. Затем методом последовательных приближений снова находим частоту вращения ротора для второй ступени сжатия. Приближения по частоте вращения ротора выполняем до тех пор, пока условие (43) выполнится. На этом решение поставленной задачи будет завершено.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ