Безразмерные приведенные характеристики газового компрессора. 
Пересчет характеристик. 
Испытания компрессора. Г

Стравливание должно производиться на расстоянии не менее 15 м от здания КС. На границе КС или цеха всасывающий и нагнетательный шлейфы должны соединяться с МГ с помощью изолирующих прокладок системы катодной защиты и иметь изолирующий кран и кран для разрядки. На всасывающей линии устанавливается сепаратор-пылеуловитель. При аварийной остановке станции происходит отключение станции и разрядка газа через изолирующие краны. На нагнетательных линиях ЦН устанавливают АВО с оребренными трубами и принудительным омыванием труб потоком воздуха. Узлы запуска и приема скребков устанавливают на участке газопровода, примыкающего к КС.

1.6. Выбор числа агрегатов на КС. Для определения числа устанавливаемых на КС агрегатов необходимо знать объем транспортируемого газа при выбранном рабочем давлении, вероятность поломок агрегатов и резервных мощность, технические характеристики используемых агрегатов, структуру сети и технико-экономические показатели устанавливаемых агрегатов. Для ГТС со значительными сезонными колебаниями производительности газопровода возможно исключить резервные мощности на ЛКС. Это возможно, если установлены агрегаты большой единичной мощности, которые способны работать при превышении номинально режима до 20% и пиковые нагрузки приходятся на зимний период, когда мощность агрегатов существенно возрастает. Тогда можно отказаться от установки резервных агрегатов, составляющих до 20% мощности. Определение объема резервных мощностей рационально вести, имея расчет количества агрегатов для различных типов. Выбор наилучшего варианта можно будет осуществить с точки зрения экономической эффективности того или иного варианта.

2.Специальная расчетная часть2.

1Особенности применения безразмерных приведенных характеристик, принятые допущения. Опыт показывает, что использование большей часть времени компрессор работает на переменных режимах и только около 15% времени, по максимальному эффективному режиму. Газодинамические характеристики турбин и их элементов, называемых графическими зависимостями энергетических параметров расходов представим ниже. Под расходными парметрами понимаютяс — тома, массовые выступления, коэффициенты расхода:, ,, ,, Газодинамические характеристики могут быть получены в компрессоре, секции, ступенях и крыльчаток. Они получены опытным путем в лабораторных или промышленных испытаний

Существует три вида характеристик (рис. 2.1):размерные (например,, , ,);безразмерные (например,, ,);приведенные. а) б) Рисунок 2.1- Газодинамические характеристики: а) размерные; б) безразмерные

Эксплуатационные характеристики устойчивой работы (ГУР), т. е. при минимальной производительности, которая в турбокомпрессоре не возникает флаттера газа (рис. 2.1).Отличительной особенностью характеристики турбокомпрессоров является наличие точек перегиба (баллов максимум), вызванной сложным характером течения часть утраченных давления (рис. 2.1, 6).Рисунок 2.2-Особенности характеристик компрессоров: ЦК — центробежный компрессор; ОК — осевой компрессор; ПК — поршневой компрессор

Характеристика компрессоров не имеет точки перегиба и расположена круче характеристик турбокомпрессоров изображается в виде зависимостей, ,).Определяем характеристики внутренней мощности и политропного КПД:-напор внутри компрессора;

— мощность внутри;

— кпд политропный. Размерные характеристики используются, прежде всего, при эксплуатации турбокомпрессоров и позволяют судить об изменении основных эксплуатационных параметров при изменении производительности. На рис. 2.

3. показано, изменение характеристик при изменении начального давления и температуры, а также частоты вращения. Рисунок 2.3- Влияние начальных условий на изменение газодинамических характеристик: - новые начальные условия

В качестве исходных имеем размерные, , характеристики, полученные при числе оборотов в минутуnоб (окружной скорости). Требуется получить безразмерные характеристики в зависимости от коэффициента расхода:, ,, или от условного коэффициента расхода, , при условном числе Маха МU. В табл. 2.

1. приведем расчетные формулы перевода. Таблица 2.1-Пересчет размерных характеристик в безразмерные

Размерный параметр

Безразмерный параметр

Формула пересчетаNi, Втψi; Рк, Паψп; nоб, об/мин

МUQ, м3/сФφ2Находится итерационным методомΩ - задаемся (рис 8.4);;;, или;5. .В качестве стандартных начальных условий используют:

для транспортных компрессоров Рн. пр=101 325

Па; Тн. пр = 288 К;

— для стационарных компрессоров Рн. пр=101 325

Па; Тн. пр = 293 К. Приведенные характеристики строятся в координатах; ;, где Gпр и nоб. пр — массовый расход и число оборотов, приведенные к стандартным начальным условиям. Находятся эти приведенные параметры из условия равенства критериев динамического подобия. В турбокомпрессорах в большинстве случаев числа Рейнольдса лежат в области автомодельности, т. е. принимая во внимание условное число Рейнольдса: ReU > ReUкр. Поэтому условие подобия сводится к равенству чисел Маха: Мпр = М. Приведенный массовый расход определяется из условия равенства условных чисел Маха, посчитанных по расходной составляющей скорости:

Мсm.пр = МcmПриведенное число оборотов определяется из условия равенства условных чисел Маха, посчитанных по окружной скорости:

МUпр = МU,. 2.

2.Расчет компрессорной станции

Технические характеристики представлены в таблице 2.

2.Таблица 2.2- Технические характеристик ГПА-Ц-16.Характеристика

ЗначениеКомментарий

Температура на входе в ОК t1, ºС15Давление на входе в ОК p1, МПа0,1013

Номинальная эффективная мощность Nэ. ном, МВт16,0Номинальный эффективный КПД ηэ.ном0,290Расход воздуха номинальный Gв. ном, кг/с153,2Температура на выходе ТНД t4, ºС485По рис. 2 согласно температуре на входе в ОК [2]Частота вращения ротора ТНД, об/мин3000

Частота вращения ротора ТВД, об/мин3670

Эффективная мощность Nэ, МВт18,8Nэ=16,0*1,175= 18,8 МВт [2]Расход воздуха Gв, кг/с199,6Gв=153,2*1,09=199,6 кг/с [2]Эффективный КПД ηэ0,265[2]Выбираем параметры водяного пара, полученного за счет нагрева отработанными газами ГТУ: P1=30 бар; T1=300 ºC; Tнас=234 ºСПо начальным параметрам пара определяем потенциальную работу расширения паровой турбины с помощью диаграммы h-S водяного пара (рис. 5), принимая при этом температуру сконденсировавшейся воды T2=40 ºC.Следовательноω1,2=h1-h2=2695−2150=545 кДж/кг

Расход водяного пара рассчитывают по нормальному пару (hнор=2675,8 кДж/кг) из энергетического баланса: Gпар=Gz*cp0*ΔT/hнор=199,6*1,05*300/2675,8=23,49 кг/сЭффективная мощность паровой турбины: Nэп= ηi* ηм*Gпар* ω1,2=0,82*0,95*23,49*545=9975,8 кВт, где ηi — внутренний относительный КПД паровой турбины, ηм — механический КПД паровой турбины. Для низшей теплоты сгорания топлива Qнр=44 000 кДж/кг, расход топлива: B=Nэ/(ηэ* Qнр)=18,8/(0,265*44 000)=1,6*103 кг/сОбщая эффективная мощность установки: Nобщ=Nэ+Nэп=18 800+9975,8=28 775,8кВтЭффективный КПД всей установки, работающей по парогазовому циклу:ηэ.общ=Nобщ/(B* Qнр)=28 775,8/(1,6*44 000)=0,40, Рисунок 2.1- Диаграмма h-S водяного пара. Расчет для других перепадов температур отходящих газов приведен в таблице 2.

3.Таблица 2.3- Результаты расчета ПГУ при различных перепадах температурΔTs, °Сw1,2, кДж/кгGпар, кг/сNэп, кВтB, кг/сNобщ, кВтηэ.общ50 545 3,9 162 121 662,6471,6 123 499 020 462,650,29 061 005 457,8323325,2951,6 123 499 022 125,290,31 415 054 511,7484987,9421,6 123 499 023 787,940,33 720 054 515,6646650,5891,6 123 499 025 450,590,36 125 054 519,8518313,2371,6 123 499 027 113,240,38 530 054 523,4909975,8841,6 123 499 028 775,880,408p1, бар

Т1, °СТнас, °СТ2, °Сh1, кДж/кгh2, кДж/кгhнор, кДж/кг3 030 023 440 269 521 715 200,8ηiηмηэGz, кг/сQнр, кДж/кгNэ, кВтcp 0, Дж/(кг*К)0,820,950,366 123,4544000188001,053.Расчет экологическиххарактеристик

Содержание токсичных веществ в воздухе регулируется жесткими санитарными нормами. Таблица 3.1- Величина вредного выброса в тепловых двигателях различного типа

КомпонентыразмерностьТип теплового двигателя газотурбинныйоксид углеродамг/м30,0078(100)

диоксид азота0,00971(200)Таблица 3.2-Превышения объемного содержания воздуха в продуктах сгорания различных тепловых двигателей относительно котельных и печных агрегатовтепловые агрегаты и двигателикоэффициент избытка воздухасодержание воздуха в продуктах сгорания тепловых двигателей относительно котельных и печных агрегатов,%газотурбинные установки5.

7360−630Показатели ГТУ на номинальном режиме, используемые при расчетах, по данным ВНИИГАЗ, приводятся в таблице 3.3Таблица 3.3-Номинальные значения показателей ГПА: тип ГПАабсолютное давление за компрессором, кг/см3; бар.

расход продуктов сгорания, нм3/сТемператураконцентрация загрязняющих веществмощность выбросапо тракту ГТУна срезедымовойтрубы, 0сNOx, мг/м3СО3, мг/м3МNOx, г/сМСО, г/сштатная точка измерениязначение, 0сГТН-254.

9/4,868после

ТНД-СТ41 041 019 021 012,413.

2Коэффициент соотношения сухих и влажных продуктов сгорания:

Кв= 89.5/(110.

5-O2)= 90/(111−0.15)= 0.82Расход сухих продуктов сгорания на срезе выхлопной трубы для отечественных ГТУ: Q2= Q20 х (p4/p40)0.8 х (228/T)0.5 х (B/1.003)

хkв= 68х (4/4,61)0,8 х (228/288)

0,5х (0,99/1,033) х 0,82=46.1 м3/сПринимаем :СNOx= 73 мг/м3; СNOx0= 180 мг/м3Мощность выбросов загрязняющих веществ на реальном режиме работы ГТУ в условиях эксплуатации:

М= СNOx х Q2= 73×46.1= 3365.

3 мг/м3 = 3,36г/с = 12,06 кг/чПолученные значения сравнивают с табличным:

КNOx= СNOx/ СNOx0= 73/180= 0,4То есть выбросы NOx на рабочем режиме уменьшились относительно выбросов NOx на номинальном режиме:

СNOx0- СNOx = 180−73 = 107 мг/м3 на 59,5%Для упрощения записи расчета:

Содержание оксидов азота и оксидов углерода в уходящих газах ГТУ: СNOx = СNOx0 х Кв = 180×0,82= 147.

6 мг/м3ССO2 = ССO20 х Кв = 200×0,82 = 164 мг/м3СNOx0- СNOx = 180−147.

6= 32.4 мг/м3 на 18%ССO20- ССO2= 200−164= 36 мг/м3 на 21%Мощность выброса: M (NOx) = СNOx хQ2 = 147.

6 х 46.1= 6804.

3 мг/м3M (CO2) = ССO2х х Q2 = 164×46.1= 7560.

4 мг/м3Экономическая оценка нового проекта:(NOx) Э = П (VVм) х Q20 х Кр = (1725×34×67.4×1) х 3600×24/1 000 000 = = 6,8 р/сутки = 2059 р/год (CO2) Э = П (VVм) х Q20 х Кр = (25×38×67.4×1) х 3600×24/1 000 000 000 = 8,4р/сутки = 3345,06 р/год Где: Кр= 1,0 по табличным значениям: Пср= (ПNO2+ПNO)/2 = (2075+1375)/2=1725 р/т Пср (для СОх)= 25 р/тПриведен расчет экономической оценки нового проекта, связанного с модернизацией агрегата по улучшению экологических характеристик. Заключение

Агрегат ГПА-Ц-16 предназначен для транспортирования природного газа по магистральным газопроводам при рабочем давлении 56−76 кг/кв.см.На дожимных компрессорных станциях ГПА работает с давлением на выходе до 41 кг/кв.см со сменной проточной частью нагнетателя. ГПА полностью автоматизирован, устанавливается в индивидуальном контейнере и может эксплуатироваться при температуре окружающего воздуха от -55 до +45 град.С.Литература

Машинист технологических компрессоров. Суринович В. К., Борщенко Л. И. М.: Недра, 2006 г. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под редакцией Юфина В. А. М.: Недра, 2008 г. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. Крылов Г. В. и др. М.: Недра, 2005 г. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А. К. М.: Недра, 2007 г. Газотурбинные перекачивающие установки. Ревзин В. С. М.: Недра, 2006 г. Турбинные установки и эксплуатация турбин. Денисов В. М., Попков В. Г., Ященко Ю. Г. М.: Машиностроение, 2001 г.