Устройство и расчет линейной части магистрального газопровода
 Скачать 5.38 Mb.
|
|
и газотурбинной установки Цель: рассчитать основные параметры, характеризующие работу центробежного нагнетателя. Задание: определить степень сжатия, политропный КПД, производительность и мощность на муфте ЦН. Пример. Определить степень сжатия, политропный КПД, производительность, мощность на муфте ЦН типа ГПА-Ц-6.3 и расход топливного газа газотурбинной установки (ГТУ) при следующих исходных данных: частота вращения вала n = 8300 мин−1, начальное абсолютное давление сжатия 𝑝1 = 5,1 МПа, конечное абсолютное давление сжатия 𝑝2 = 6 МПа, температура газа на входе 𝑇1 = 281 K, газовая постоянная 𝑅г = 498 Дж/(кг·K).  Решение:Относительная плотность газа по воздуху  где  – газовая постоянная воздуха.В зависимости от среднего давления процесса сжатия и начальной температуры газа при найденной относительной плотности газа по воздуху по номограмме определяется на рис.18 коэффициент сжимаемости газа,  . Рис. 18. Номограмма расчета коэффициента сжимаемости газа Z в зависимости от давления, относительной плотности газа по воздуху и температуре По уравнению состояния реального газа определяется его плотность на входе в ЦН  Степень сжатия в ЦН  Приведённая относительная частота вращения вала ЦН   С использованием приведённой характеристики ЦН (см. рис. 19) при найденных значениях 𝜀 и приведённой частоте вращения вала ЦН  определяется приведённая объёмная производительность  Рис. 19. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-6,3     .Приведённая относительная внутренняя мощность, потребляемая ЦН, и  его политропный КПД при 𝑄пр = 294 м³/мин по приведённой характеристике составят:0,53  Тогда фактическая производительность ЦН  Объёмный, или коммерческий расход, приведённый к стандартным условиям, определяется как  где  – плотность воздуха; = 1,206 кг/м³.Внутренняя мощность, потребляемая ЦН  Мощность на муфте привода ЦН  где  – механические потери мощности в системе ГПА, принимаемые в расчётах для этого типа, равном 100 кВт.Расход топливного газа ГТУ определяется как  где  – номинальный расход топливного газа;  -номинальная мощность ГТУ; =6300 кВт;  -номинальный КПД ГТУ;  ;  -– теплота сгорания топливного газа;  ; -коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря;  ;  -расчётная температура атмосферного воздуха (принимаетсясредняя температура атмосферного воздуха расчётного периода);  ; – коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу);  ; -коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины (обычно учитывается в составе коэффициента );  Тогда   Потребление топливного газа КС за расчётный период  где  – количество ЦН; = 5; τ – время расчётного периода; τ = 8760 ч.Тогда  2.3. Расчёт технического состояния центробежного нагнетателя  Цель: определить техническое состояние ЦН для конкретного режима его работы.Задание: Определить техническое состояние ЦН, если режим его работы характеризуется следующими данными: давление газа на входе в ЦН 𝑝1, давление газа на выходе из ЦН 𝑝2, температура газа на входе в ЦН 𝑡1, температура газа на выходе из ЦН 𝑡2, частота вращения вала ЦН n. Содержание метана в газе 𝑟мет. Определить техническое состояние ЦН типа ГПА-Ц-6.3, если режим его работы характеризуется следующими данными: давление газа на входе в ЦН 𝑝1 = 5,1МПа, давление газа на выходе из ЦН 𝑝2 = 6МПа, температура газа на входе в ЦН 𝑡1 = 19 °C, температура газа на выходе из ЦН 𝑡2 = 38,7 °C, частота вращения вала ЦН n = 4700 мин−1. Содержание метана в газе 𝑟мет = 0,91. Решение. Фактический КПД ЦН может быть определён следующими методами: 1. С использованием термодинамических свойств природного газа и параметров газа по ЦН (давление и температура). 2. С использованием показателя политропы газа по методике ВНИИГАЗ. Для расчёта КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощённые эмпирические соотношения для определения основных термодинамических величин природного газа по метану.  Для определения фактического КПД по второму методу необходимо знать параметры газа на входе и выходе ЦН (давление и температура), а также состав газа.[6]Первый метод расчёта. Потенциальная функция для метана на входе и выходе ЦН:   Потенциальные функции для газа в целом:    Потенциальная работа сжатия в ЦН  Средние значения температуры и давления газа:   Средняя изобарная теплоёмкость газа   Среднее значение комплекса Разность энтальпий газа  Политропный КПД ЦН  Второй метод расчёта. Показатель политропы сжатия  Критические параметры газа (температура и давление) при относительной массе газа по воздуху      Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа его в ЦН   Поправка на теплоёмкость при постоянном давлении Показатель адиабаты в идеальном газовом состоянии  Вспомогательная функция  Показатель адиабаты процесса сжатия  Политропный КПД ЦН  Ввиду отсутствия данных по замеру производительности ЦН для определения паспортного КПД  используется приведённая характеристика ЦН.Так как  и  то по приведённой характеристике ЦН определяем  и  0,55. (см.рис.20) Рис. 20. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-6,3    Тогда коэффициенты технического состояния ЦН, соответственно по первому и второму методам расчёта составят:  Заключение В данной курсовой работе рассмотрены устройство и структура магистрального газопровода “Северный поток-1”, также назначение, устройство и принцип работы основного энергетического оборудования компрессорных станций магистрального газопровода, его составляющее в целом и отдельных элементов газопровода. Был выполнен расчет линейной части магистрального газопровода, расчет основных параметров, характеризирующих магистральный газопровод и техническое состояние основного энергетического оборудования. По мере выполнения данной курсовой работы задействовалась техническая документация, методические указания и научная литература.  Список использованных источников Ссылка,05.09.2021; https://proektirovanie.gazprom.ru/press/ehntsiklopediya-proektirovshchika/krupnejshie-proekty/severnyj-potok/ Ссылка,12.09.2021; https://elezargaz.ru/kompressornyie-stantsii/ Ссылка,24.09.2021; https://spbtr.gazprom.ru/d/textpage/14/20/rukovodstvo_32-03-06-2017.pdf Ссылка,29.09.2021; https://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/gazovoe-oborudovanie-promyshlennykh-predpriyatiy898/gazovaya-armatura-i-oborudovanie/ Ссылка,01.10.2021; https://www.gazprom.ru/projects/nord-stream/ Бердник А. Н. Компрессорные станции магистральных газопроводов: учебное пособие. Хабаровск: Изд-во ТОГУ, 2019. 142 с. Ссылка,07.10.2021; https://www.turbinist.ru/31606-kompressornaya-stanciya.html Ссылка,20.10.2021; https://studwood.ru/1601673/tovarovedenie/osnovnye_parametry_ural_1676 Ссылка,25.10.2021; https://neftegaz.ru/tech-library/oborudovanie-dlya-sbora-i-podgotovki-nefti-i-gaza/141465-gazoraspredelitelnaya-stantsiya-grs/ Ссылка,01.11.2021; https://infoks.ru/produkty/tekhnicheskaya-ucheba-aim/90-avtomatizirovannye-sistemy-upravleniya-gpa, 2021 Info KS - техническое обучение персонала на компрессорных станциях газотранспортных предприятий Ссылка,09.11.2021; https://www.turbinist.ru/108-organizaciya-texnicheskogo-obsluzhivaniya-i.html Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / под ред. А. К. Дерцакяна. Л.: Недра, 1977. 519 с. Компрессорные станции магистральных газопроводов: учебное пособие / А.А. Коршак. – Ростов н/д: Феникс, 2016. – 157 с.  |