ехническая и конструктивная характеристика газотурбинной установки.

арактеристика компрессорного цеха №2 Давыдовской ГКС-27 Моршанского УМГ.

 

 

Особенностью комперссорного цеха №2 «Уренгой-Центр 1» Давыдовской ГКС-27 является то, что в 2000 году на нем была закончена реконструкция, в результате которой вместо 7 ЭГПА СТД-12500 были приняты в эксплуатацию 3 агрегата ГТН-16М-1, номинальная производительность которых составляет 33,3 млн м/сут каждого. В состав КЦ №2 входит установка очистки технологического газа, состоящая из 6 пылеуловителей циклонного типа. Производительность каждого сотавляет 20 млн м/сут. После копремирования в нагнетателяхтипа2Н-16-76-1,44М1 газ подается на установку охлаждения, состоящую из 16секций АВО типа 2АВГ-75.

В состав КЦ №2 входит также блок подготовки пускового, топливного и импульсного газа. Блок подготовки состоит из двух фильтр-сепараторов, двух адсорберов, подогревателя топливного газа, ресивера, двух блоков редуцирования топливного и пускового газа, а также блока регенерации адсорбента.

Система маслоснабжения цеха включает в себя склад ГСМ и помещение маслорегенерации. Объем емкости для чистого масла обеспечивает работу сроком не менее 3-х месяцев. В систему регенерации масла входят 3 емкости по 4м для чистого масла и одна для отработанного; две установки маслоочистки (ПСМ-3000-1 и ПСМ – «Истье»); насосы (4 шт производительностью от 12 до 20 л/мин) для подачи масла к потребителям; трубопроводы с арматурой.

 

Вспомогательное оборудование оборудование КЦ включает в себя следующие системы и механизмы:

-систему пожаротушения КЦ;

-системы энергоснабжения как основную, так и аварийную;

-системы вентиляции, кондиционирования и отопления;

-грузоподъемные механизмы;

-систему сжатого воздуха;

-систему промышленной канализации;

-комплекс систем контроля и автоматики, который состоит из системы централизованного контроля и управления ГПА, системы управления цеховыми кранами, системы управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием, системы защиты цеха от загазованности, системы аварийной остановки станции.

 

 

ехническая и конструктивная характеристика газотурбинной установки.

 

ГТН-16М-1 сконструирована по простому открытому циклу с однокаскадным осевым компрессором и свободной силовой турбиной низкого давления (ТНД).

Технические характеристики: полезная номинальная мощность - 16200 кВт,

К.П.Д. на муфте силовой турбины - 31 %, степень повышения давления в цикле - 11.5, температура газа перед турбиной - 920 ^оС (1193 °K), коммерческая производительность нагнетателя - 33.3 м³/сут.

Агрегат ГТН-16М-1 позволяет осуществлять следующие режимы работы:

1) прокрутку турбодетандером (без зажигания факела в камере сгорания и без заполнения контура нагнетателя газом). Этот режим осуществляется с целью равномерного охлаждения агрегата после останова , прослушивания агрегата и проверки работы подшипников после монтажа или ремонта ;

2) пуск и работу без нагрузки (без заполнения контура нагнетателя газом).

Режим осуществляется с целью снятия некоторых характеристик регулирования , испытания и настройки автомата безопасности , проверки электрической защиты по превышению частоты вращения ротора ТНД , определения и настройки моментов отключения и включения пускового насоса , а также для проверки температурного поля подшипников;

3) пуск и работу под нагрузкой.

Режим является основным эксплуатационным режимом агрегата. После монтажа или капитального ремонта на этом режиме также снимаются отдельные характеристики регулирования.

Cредний ресурс агрегата в межремонтный период составляет:

· до капитального ремонта - 25000 часов при числе пусков не более 80;

· до среднего ремонта - 12000 часов при числе пусков не более 40.

Выбор нужного режима работы производится нажатием соответствующей кнопки, расположенной на экране монитора, при помощи пульта управления типа «мышь».

Управление агрегатом и контроль за его работой осуществляется с главного щита системой управления МСКУ-4510 СГ, на экране монитора которого представлена вся необходимая информация и расположены соответствующие кнопки управления контроля.

На газотурбинной установке ГТН-16М-1 предусмотрены три вида останова агрегата:

· нормальный останов (Н.О.)

· аварийный останов (А.О.)

· быстрый аварийный останов (Б.А.О.)

Требования охраны труда при ремонте ГПА ГТН-16М-1

Вывод в ремонт ГПА и вскрытие ЦБН и торцевых уплотнений осущест­вляется в соответствии с требованиями инструкции по выводу в ремонт ГПА ГТН-16М-1 и вскрытию нагнетателя.

Все ответственные операции по подъему и перемещению крупных узлов и деталей ГПА должны производиться под непосредственным руководством от­ветственного за безопасное производство работ по перемещению грузов кранами. Машинисты мостовых кранов и стропальщики должны иметь удостоверение по промышленной безопасности и охране труда с отметкой об аттестации по соот­ветствующей профессии, проведенной не более 1 года назад.

При выполнении ремонтных работ на ГПА с применением мостовых кранов необходимо:

-убедиться, что срок очередного ЧТО и ПТО мостового крана не истёк и что вес поднимаемого груза не превышает его грузоподъёмности (указана на табличке мостового крана);

- пользоваться исправными чалочными приспособлениями,

- отрыв крышки производить с помощью отжимных болтов,

- перед подъемом убедиться, что груз тщательно застропован,

- при подъеме крышки проверить равномерность ее перемещения относи­тельно фланца разъема нижней половины,

- в случае перекоса или заедания крышки, ее необходимо опустить, после чего подвеска на кране должна быть отрегулирована тальрепами подъемного при­способления,

- не допускать чистку, обдувку сжатым воздухом поднятой крышки (на весу).

При подъеме и перекантовке крышки, во избежание несчастного случая,

не допускается, чтобы на ней находились какие-либо незакрепленные детали или

инструмент, которые могут упасть. КрЙЙггку ЦБН устанавливать на подставку ст-рого в вертикальном положении без отпирания на конструкции ГПА и здания. Перекантовка крышки должна производиться под руководством руководителя ра­бот.

Не допускается вести разборку и сборку узлов ГПА, стоя на случайных опорных поверхностях (участки трубопроводов, корпуса оборудования). В случае отсутствия возможности ведения работ со стационарных площадок обслуживания ГПА, должны сооружаться временные площадки, предохраняющие работника от падения с высоты или травмирования при защемлении частей тела между сосед­ними элементами конструкций ГПА.

Все отверстия на агрегате и отсоединенные трубопроводы, дренажи должны закрываться деревянными пробками или заглушками.

При вскрытии и закрытии подшипников ГПА необходимо:

- застроповку крышек подшипников и вкладышей производить за рым-болты, которые должны быть завернуты до отказа,

- при выкатывании нижнего вкладыша подшипника небольшой подъем рото­ра производить с помощью скобы, производить смену подкладок на вкладышах с опорными подушками без надлежащего крепления запрещается.

При выемке и укладке роторов их строповку следует производить спе­циальными приспособлениями. Перекосы и заедания при этом не допускаются.

Козлы, применяемые при ремонте роторов, должны изготавливаться из швел­леров, иметь ролики, позволяющие проворачивать ротор при шлифовке шеек и опиловке усиков уплотнения, не иметь видимых механических повреждений (трещины, деформация и т.п.).

При сборке и разборке соединительных муфт, рабочих колес нагнета­телей должны применяться специальные съемники и приспособления. Примене­ние открытого огня для подогрева деталей, допускается в порядке, определённом инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на объектах филиала и ООО «Газпром трансгаз Москва».

Огневые работы в укрытиях ГТН-16М-1 (отсек двигателя, отсек нагне­тателя) проводятся по наряду-допуску, с обязательным соблюдением требований основных мероприятий по ТБ, при подготовке и проведении работ, указанных в действующем перечне огневых работ. Оформление наряда-допуска осуществляет­ся в соответствии с действующим приказом об организации безопасного проведе­ния работ повышенной опасности и инструкцией по порядку оформления наряда-допуска.

Работы, при выполнении которых работник находится на расстоянии менее 2 м от неогражденных перепадов по высоте 1,3 м и более относятся к рабо­там на высоте. На выполнение данной работы оформляется наряд-допуск в соот­ветствии с действующим приказом об организации безопасного проведения работ повышенной опасности и инструкцией по порядку оформления наряда-допуска. Применение каски и предохранительного пояса со страховочным фалом, прикре­плённым к ближайшему месту работ элементам конструкции и укрытия или тех­нологическим трубопроводам достаточной прочности, обязательно.

Крепление подмостей на инвентарных лесах осуществляется за счёт подгонки подмостей, для прилегания их без зазора. До начала работ необходимо испытать леса на устойчивость и прочность. Испытания проводятся комиссией, назначаемой приказом по филиалу и оформляются актом.

Работы по опрессовке контура ЦБН,коллекторов топливного и пусково­го газа ГПА, ремонту запорной арматуры, связанного с полной разборкой арматуры,пуску агрегата после среднего и капитального ремонта, вскрытию центробеж­ного нагнетателя и ревизии уплотнений масло-газ относятся к газоопасным работам на проведение, которых требуется оформление наряда-допуска. Оформление наря­да-допуска осуществляется в соответствии с действующим приказом об организа­ции безопасного проведения работ повышенной опасности и инструкцией по поряд­ку оформления наряда-допуска.

При проведении ремонтных работ на маслопроводах необходимо руко­водствоваться следующими требованиями:

- перед началом проведения огневых работ на маслопроводах произвести пол­ное удаление из них масла, очистку, промывку, установку заглушек на тру­бопроводы и продувку инертным газом,

- напорные маслопроводы после капитального ремонта должны подвергаться гидравлическому испытанию.

К выполнению работ по вскрытию нагнетателя допускаются лица не мо­ложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование в установленном поряд­ке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные безопасным методам и приемам работы, применению средств индивидуальной за­щиты, правилам и приемам оказания первой медицинской помощи и прошедшие проверку знаний в установленном порядке.

Во всех случаях ответственным за подготовку и проведение работ по вскрытию нагнетателя и торцевых уплотнений назначаются работники филиала, прошедшие проверку знаний в соответствующей комиссии по программе согласно занимаемой должности, а также обладающие достаточным опытом, знающие техно­логию, безопасные методы и приемы работ по вскрытию нагнетателя и допущенные приказом по филиалу к руководству газоопасными работами.

Работы по вскрытию нагнетателя относятся к газоопасным работам, вы­полняемым по наряду-допуску. Подготовка ГПА к вскрытию ЦБН и торцевых уп­лотнений осуществляется в соответствии с требованиями инструкции по выводу в ремонт ГПА ГТН-16М-1 и вскрытию нагнетателя.

На время ремонтных работ по вскрытию ЦБНи торцевых уплотнений, их ответственный руководитель должен организовать контроль за состоянием шаров с периодичностью не реже 60 мин, обращая особое внимание на наличие в них задан­ного давления воздуха, их целостность и обеспечение ими надежного отсечения. Вскрывать люк-лазы при наличии избыточного давления в контуре категорически запрещается.

В период работ по разборке торцевых уплотнений ЦБН, вскрытию нагне­тателя и проведения его ремонта должна постоянно работать приточно-вытяжная вентиляция; контроль за работой вентиляции осуществляется эксплуатационным персоналом каждые 60 минут.

Систематически, не реже одного раза каждые 30 минут, а также сразу по­сле снятия торцевой крышки нагнетателя, ответственный руководитель работ дол­жен организовать проведение анализов воздушной среды в укрытии ГПА на содер­жание газа с записью в наряд - допуске. Содержание газа в воздухе не должно превышать 20% от его НКГТВ (1%по объему). При содержание газа в воздухе более 20% от НКГТВ работы по вскрытию нагнетателя должны быть немедленно прекра­щены и возобновлены только после устранения причин загазованности и снижения содержания газа в воздухе ниже 20% от НКГТВ. Эксплуатационному персоналу не­обходимо немедленно принять меры по устранению причин загазованности. Штат­ные системы контроля загазованности и сигнализации о её наличии в укрытии ГПА, должны находиться в работе во время проведения работ по вскрытию ЦБН и торце­вых уплотнений.

При перерывах в работе по ремонту нагнетателя наблюдение за вскрытым нагнетателем, его системами, состоянием запорной арматуры возлагается на ответ­ственного руководителя работ (в течение рабочего дня). Все перерывы в работе от­мечаются в оперативном журнале. По окончании рабочего дня ответственный руко­водитель работ обязан закрыть крышку ЦБН, установить заглушки в отверстия кор­пуса и крышки ЦБН, вывести весь персонал из укрытия ГПА, закрыть укрытие ГПА на замок и сдать ключ сменному персоналу.

Ежедневно перед началом производства ремонтных работ сменный инже­нер и ответственный руководитель работ должны убедиться, что выполнены все требования, изложенные в наряде-допуске, после чего осуществляется допуск бри­гады к работе.

Сменный инженер 2-3- раза в смену обязан проводить проверку состояния запорной арматуры, органов управления и отсутствие силового и оперативного на­пряжения на агрегате, находящемся в ремонте, о чем делается запись в оперативном журнале. В случае обнаружения нарушений требований, изложенных в наряде-допуске и настоящей инструкции он обязан работы остановить, сообщить об этом руководству цеха, сделать запись в оперативном журнале и принять меры к устра­нению нарушений.

В период работ по вскрытию нагнетателя запрещается ведение любых ра­бот в укрытии ГПА не относящихся к вскрытию. Выполнение огневых работ в ук­рытии ГПА в это время категорически недопустимо.

Ответственный руководитель работ обязан постоянно находиться на месте их проведения и при необходимости отлучки должен работы прекратить, вывести бригаду из укрытия ГПА, оставив на время перерыва наблюдающего для недопуще­ния доступа посторонних лиц (не перечисленных в наряде-допуске) к месту работ.

В случае применения при ремонте соляной или серной кислоты, каус­тической соды, дихлорэтана, тринатрийфосфата и других химикатов, персонал дол­жен пройти специальную подготовку по правилам безопасности при обращении с указанными химикатами и иметь соответствующую спецодежду.

При работах по ремонту оборудования (насосов, вентиляторов), имеющих привод от электродвигателя, от него должен до начала работ быть отсоединён ка­бель, жилы его закорочены и заземлены временным заземлением, в течении всего времени работ, должен быть обеспечен видимый разрыв кабельной линии и распа-ечной коробки электродвигателя.

При производстве переключений в щитах АЩСУ ГПА должен соблюдать­ся следующий порядок:

- лицо, получившее задание на переключение, обязано записать задание в опе­ративный журнал, и установить по оперативной схеме порядок предстоящих опера­ций.

- на месте переключений персонал обязан внимательно проверить по надписи наименование присоединения и название коммутационного аппарата, на котором предстоит проведение операций. При выполнении переключений необходимо поль­зоваться средствами индивидуальной защиты: диэлектрические перчатка, диэлек­трический коврик. Запрещается проведение переключения по памяти, без прочтения надписи на оборудовании.

Любые работы внутри щитов, должны проводится по наряду или распо­ряжению на работу в электроустановках (если соответствующим перечнем преду­смотрено выполнение запланированной работы по распоряжению).

Требования охраны труда по окончании работы.

1. Привести в порядок рабочее место.

2. После окончания работ применяемый инструмент И средства индивидуаль­ной защиты необходимо очистить от грязи и сдать на место хранения.

3. Принять меры личной гигиены (тщательно с мылом вымыть открытые уча­стки тела: руки, лицо при необходимости принять душ).

4. Убрать спецодежду.

 

2 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчёт режима работы компрессорного цеха

Целью расчета компрессорного цеха с центробежными нагнетателями с использованием приведенных характеристик нагнетателя является определение параметров режима работы центробежных нагнетателей: приведенной объемной производительности, приведенной частоты вращения ротора, мощности на валу привода, степени сжатия, политропического КПД, и проверка удаленности режима работы от границ помпажа.

 

 

Исходные данные:

 

1. Пропускная способность КЦ, Q_кц, млн м³/сут 60

2. Тип ЦБН 2Н-16-76-1, 44 М - 1

3. Тип ГПА ГТН-16М - 1

4. Номинальная частота вращения силового вала, n_н, об/мин 5100

5. Фактическая частота вращения СТ, n, об/мин 4800

6. Механические потери, N_мех, кВт 100

7. Показатель политропы, k 1,4

8. Температура газа на входе в ЦН, Т, ⁰К 288

9. Потери газа в обвязке ПУ, Р, МПа 0,12

10. Относительная плотность газовой смеси, 0,57

11. Давление на входе в КЦ, МПа 5,4

12. Число рабочих ГПА, m 2

 

Газовая постоянная, R , Дж/кг К:

R = R / (2.1)

где R=286,8 Дж/кг К – газовая постоянная воздуха;

- относительная плотность газа по воздуху.

R = 286.8 / 0.57 = 503.1 Дж/кг К

 

Коэффициент сжимаемости природного газа Z от приведённых давления и

температуры, Z:

Z = 0,9

 

Плотность газа при 20⁰С 0,1013 МПа, кг/м³:

_ст = * 1,025, (2.2)

_ст = 0,57 * 1,205 = 0,68 кг/м³

 

Давление газа на всасывании в ЦН, с учётом потерь газа в обвязке ПУ, Р_вс, МПа:

 

Р_вс = Р_вх - Р, (2.3)

Р_вс = 5,4 – 0,12 = 5,28 МПа,

где Р_вх – давление на входе в КЦ, МПа;

Р – потери газа в обвязке ПУ, МПа.

 

Плотность газа при всасывании в ЦН, _вс, кг/м³,

 

_вс = Р_вс / Z*R *T, (2.4)

 

где Р_вс – абсолютное значение давления газа при всасывании в ЦН, МПа;

Т – абсолютное значение температуры газа при всасывании, °К;

Z – коэффициент сжимаемости газа при температуре и давлении газа

на всасывании в ЦН.

 

_вс = 5,28*10⁶/0,90*503,1*288 = 40,56 кг/м³

 

Фактическая подача одного нагнетателя 2Н-16-76-1, 44 М - 1, Q_к, млн м³/сут:

 

Q_к = Q_кц / m, (2.5)

 

где Q_кц – пропускная способность КЦ, млн м³/сут;

m – число работающих ЦН.

 

Q_к = 60/ 2 = 30 млн м³/ сут

 

Объёмная подача нагнетателя, Q_об, м³/мин:

 

Q_об = Q_к*_ст / 1440*_вс, (2.6)

 

Q_об = 30*0,68*10⁶/1440*40,56 = 341,8 м³/мин

 

Приведённая объёмная подача, [Q]_пр:

 

[Q]_пр = n_н / n*Q_об, (2.7)

 

[Q]_пр = 5100/4800*341,8 = 363 м³/мин

 

Приведённая частота вращения, [n/n_н]_пр,

 

[n/n_н]_пр= n/n_н* (2.8)

 

[n/n_н]_пр= 4800/5100* = 0,96

 

 

Степень сжатия Е и приведённая относительная мощность [N_i/_н]_пр ЦН по найденым значениям приведённой объёмной подаче и приведённой частоте

вращения.

 

Е = 1,35

 

[N_i/_н]_пр = 433

 

Внутренняя мощность, потребляемая ЦН, N_i, кВт:

 

N_i = [N_i/_н]_пр*_вс*(n/n_н)³_пр (2.9)

 

N_i = 433*40.56*0,96³=15538,1 кВт

 

Мощность на муфте привода, N, кВт:

 

N = N_i + N_мех, (2.10)

где N_мех = 100 кВт

 

N =15538,1 + 100 = 15638,1 кВт

 

Давление на выходе ЦН, Р_вых, Мпа,

 

Р_вых = Р_вс*Е (2.11)

 

Р_вых = 5,28*1,35 = 7,14 Мпа

 

Температура на выходе ЦН, Т_вых, K,

 

Т_вых = Т*Е^k-1/k*пол, (2.12)

 

Т_вых = 288*1,35^{1,3-1/1,3*0,79} = 317,7 °К

 

Удалённость режима ЦН от границ помпажа:

 

[Q]_пр/Q^min_пр 1,1 (2.13)

 

303,34/200 = 1,51 1,1

 

Вывод:

 

Полученные параметры: N = 15538,1 кВт; Т = 317,7 °К;

давление = 7,14 Мпа соответствуют эксплуатационным параметрам КЦ №2 Уренгой – Центр - 1 Моршанского ЛПУМГ и обеспечивают устойчивую работу ЦБН 2Н-16-76-1, 44 М – 1 газоперекачивающего агрегата ГТН – 16М - 1.

 

2.2 Расчет цикла ГТУ ГТН-16М-1 без регенерации тепла

 

Цель расчета: рассчитать расход топливного газа в камере сгорания, по результатам расчета сделать вывод.

 

Исходные данные:

 

1. Эффективная мощность установки, N, кВт 16 000

2. Температура воздуха на входе в ОК, T₁, °С 14

3. Номинальное давление окружающего воздуха P₁, кгс/см² 1,033

4. Температура газа на входе в турбину, Т₃, °С 810

5. Степень сжатия воздуха в ОК, 7,65

6. Показатель адиабаты, k 1,4

7. КПД камеры сгорания, _кс 0,97

8. КПД осевого компрессора (индикаторный) _ок 0,85

9. Газовая постоянная, R, кг*см/кг*град 29,3

10. Низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг 8000

11. КПД турбины (индикаторный) _т 0,86

12. КПД механической турбины _мех 0,95

13. Отношение расхода воздуха и топлива G_b /G_h 0,98

 

Коэффициент потерь в воздушном газовом тракте:

= 1,05 (2.14)

Давление рабочего тела на выходе из турбины, Р₄, кгс/см²:

Р₄ = Р₄* , (2.15)

где P₁ – номинальное давление окружающего воздуха, кгс/см²;

– коэффициент потерь в воздушном и газовом тракте.

Р₄ = Р₄* = 1,033*1,05=1,08 кгс/см²

Давление воздуха на выходе из осевого компрессора, Р₂, кгс/см²:

Р₂ = Р₁* , (2.16)

Где Р₁ – номинальное давление окружающего воздуха, кгс/см²;

-степень сжатия воздуха в осевом компрессоре.

Р₂ = 1,033*7,5 = 7,74 кгс/см²

Давление рабочего тела на входе в турбину, P₃,кгс/см²:

Р₃ = Р₂/, (2.17)

где P₂ – давление воздуха на выходе из осевого компрессора, кгс/см².

Р₃ = 7,74/1,05 = 7,37 кгс/см²

Изоэнтропийный теплоперепад в осевом компрессоре, H_oк, ккал/кг:

H_oк = A*R* k/k-1*T₁*( ^k-1/k - 1 ), (2.18)

где А – температурный эквивалент работы, А = 1/427;

R – постоянная газовая постоянна кГм/кг*°С;

k – показатель адиабаты;

T₁ – температура воздуха на входе в осевой компрессор, °К;

-степень сжатия воздуха в осевом компрессоре.

H_oк = 1/427*29,3* 1,4/1,4-1*285*(7,5 ^1,4-1/1,4 - 1 ) = 52,32 ккал/кг

Действительный перепад в осевом компрессоре, H_к, ккал/кг

H_к = H_oк/ _ок , (2.19)

где H_oк - изоэнтропийный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

_ок – КПД осевого компрессора.

H_к = 52,32/ 0,84 ккал/кг

Средняя температура воздуха в осевом компрессоре, T^ок_ср, °К:

T^ок_ср = T₁ + 2,5 Н_к , (2.20)

где T₁ – температура воздуха на входе в осевой компрессор, °К;

H_к - действительный перепад в осевом компрессоре, ккал/кг.

T^ок_ср = 285+2,5*62,29 = 440,75 °К

Средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, (T^ок_ср ); С^m_p ккал/кг*°К:

С^m_p = 0,25 ккал/кг*°К (2.21)

Температура воздуха на выходе из осевого компрессора Т₂ , °К:

Т₂ = Т₁ + H_k/ С^m_p , (2.22)

где H_к - действительный перепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

С^m_p - средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, (T^ок_ср ), ккал/кг*°К.

Т₂ = 285 + 62,29/ 0,25 = 544,54 °К

Изоэнтропийный теплоперепад в турбине, Н_от , ккал/кг:

Н_от = A*R* k/k-1*T₃*((1- 1/_t)^k-1/k), (2.23)

где А – температурный эквивалент работы, А = 1/427;

R – постоянная газовая постоянна кГм/кг*°К;

k – показатель адиабаты;

T₃ – абсолютная температура газа на входе в турбину, К;

_t – степень расширения рабочего тела в турбине, _t =P/₃P₄ = 6,91.

H_от = 1/427*29,3* 1,4/1,4-1*1083*(1-(1/_t) ^1,4-1/1,4) = 109,2 ккал/кг

Действительный теплоперепад в турбине, Н_т , ккал/кг:

Н_т = Н_от* _т , (2.24)

где Н_от - изоэнтропийный теплоперепад в турбине, ккал/кг;

_т – КПД турбины.

Н_т = 109,2*0,85 = 92,82 ккал/кг

Средняя температура рабочего тела в турбине, T ^t_ср , °К:

T ^t_ср = Т₃ – 1,5*Н_от , (2.25)

где Н_от - изоэнтропийный теплоперепад в турбине, ккал/кг;

Т₃ – температура газа на входе в турбину, °К.

T ^t_ср = 1083– 1,5*109,3 = 919 °С

Средняя удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры рабочего тела в турбине, (T ^t_ср); С^m_p , ккал/кг*°К:

С^m_p = 0,27 ккал/кг*°К (2.26)

Температура рабочего тела на выходе из турбины, Т₄, °К:

Т₄ = Т₃ – Н_т / С^m_p , (2.27)

где Н_т – внутренний теплоперепад в турбине, ккал/кг;

С^m_p - средняя удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры рабочего тела в турбине, ккал/кг*°К.

Т₄ = 1083 – 92,82 / 0,27 = 739 °K

Удельная полезная работа ГТУ, l_t, ккал/кг:

l_t = Н_т*_мех-G_b /G_h *H_к /_мех , (2.28)

где – внутренний теплоперепад в турбине, ккал/кг;

_мех – механический КПД турбины;

G_b /G_h - отношение расхода воздуха и топлива G_b /G_h;

H_к - действительный перепад в осевом компрессоре, ккал/кг.

l_t = 92,82*0,94-0,98* 62,29/ 0,94 = 23 ккал/кг

Средняя температура рабочего тела в камере сгорания, T ^кс_ср,°С:

T ^кс_ср = Т₂ + Т₃/2, (2.29)

Где Т₃ – температура газа на входе в турбину, °К;

Т₂ - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °К.

T ^кс_ср = (544,54 + 1083)/2 = 813,77 °К

Средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, С^m_p

(T ^кс_ср), ккал/кг*°К:

С^m_p = 0,27 ккал/кг*°К (2.30)

Удельная теплота, подводимая к камере сгорания, q_kc, ккал/кг:

q_kc = С^m_pКС (Т₃ - Т₂), (2.31)

где Т₃ – температура газа на входе в турбину, °К;

Т₂ - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °К;

С^m_pКС - средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания.

q_kc = (1083-544,54)*0,27 = 145,38 ккал/кг

Внутренний КПД ГТУ, _ГТУ , %:

_ГТУ = Н_т - H_к/q_kc*100, (2.32)

где Н_т – внутренний теплоперепад в турбине, ккал/кг;

H_к - действительный перепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

q_kc - удельная теплота, подводимая к камере сгорания, ккал/кг.

_ГТУ = (92,82 – 62,29)/145,38*100 = 30 %

Расход рабочего тела через турбину, G^Г_Т, кг/c:

G^Г_Т = N_e/4,19*l_t, (2.33)

где N_e-эффективная мощность ГТУ, кВт;

l_t - удельная полезная работа ГТУ, ккал/кг.

G^Г_Т = 16000/4,19*23 = 165,97 кг/c

Расход газа через осевой компрессор, G^B_ok , кг/c:

G^B_ok= 0,98*G^Г_Т, (2.34)

G^Г_Т - расход рабочего тела через турбину, кг/c.

G^B_ok= 0,98*165,97 = 162,65 кг/c

Удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания, i₂, ккал/кг:

i₂ = С^m_pКС*Т₂, (2.35)

где С^m_pКС - средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания;

Т₂ - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °С.

i₂ = 0,27*544,54 = 147,02 ккал/кг

Удельная энтальпия рабочего тела перед турбиной, i₃ , ккал/кг:

i₃ = С^m_pТ*Т₃, (2.36)

где С^m_pТ = средняя удельная теплоемкость рабочего тела в турбине,

ккал/кг*°К

Т₃ – температура газа на входе в турбину, °К.

i₃ = 0,27*1083 = 292,41

Расход топливного газа в камере сгорания, В, кг/с

B = G^Г_Т*i₃-G^B_ok*i₂ / Q^Р_Н*_кс, (2.37)

где G^Г_Т – расход рабочего тела через турбину, кг/с;

i₃ – удельная энтальпия воздуха перед турбиной, ккал/кг;

i₂ - удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания, ккал/кг;

G^B_ok – расход воздуха через осевой компрессор, кг/с;

Q^Р_Н - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг;

_кс – КПД камеры сгорания.

B = 165,97*292,41-162,65*147,02 / 9330*0,97 = 2,71.

 

Вывод: полученные в ходе расчета данные соответствуют рабочим параметрам ГТН-16М-1.

 

 

 

 

 

 

Заключение

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорных станций (КС), устанавливаемых по трассе газопровода, как правило, через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается, с одной стороны, исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы, а с другой - исходя из привязки станции к населенным пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии и т.п.

Оптимальный режим работы компрессорных станций в значительной степени зависит от типа и числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных на станции, их энергетических показателей и технологических режимов работы.

В ходе данного курсового проекта были рассмотрены некоторые важные вопросы и получены практические навыки расчетов режима работы компрессорного цеха №2 «Уренгой – Центр 1» Моршанского ЛПУМГ и теплового цикла газоперекачивающего агрегата ГТН-16М-1 без регенерации. По окончании расчетов были составлены выводы, которые наглядно показали, что расчеты были выполнены верно.

 

 

Список использованных

источников:

1. Казаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. / Б.П. Поршаков, А.М. Бойко – М.: Нефть и газ, 1999. -463с.

2. Ревзин Б.С. Газотурбинные установки с нагнетателем для транспорта газа. / Н.Д. Ларисов – М.: Недра, 1999. – 216с.

3. Микаэлен Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов – М.: Недра, 1998. – 304 с.

4. Панов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1997. – 258с.

5. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки. – М.: Недра, 1997. – 238 с.

6. Еремин, Н.В. Компрессорные станции магистральных газопроводов./ О.А. Степанов, Е.И. Яковлев- СПб.:Недра 1995. – 265 с.

7. Материалы с сайта www.ankort.ru.

8. Материалы с сайта www.gazprom.ru.

9. Материалы с сайта www.turbinist.ru.

10. Руководство по эксплуатации ГТН-16М-1.

11. Инструкция по ремонту газоперекачивающего агрегата

ГТН-16М-1.