Газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-6,3 компрессорного цеха компрессорной станции магистрального газопровода

Повышение надежности Единой системы газоснабжения связано как со строительством новых подземных хранилищ и комплексов типовых хранилищ, так и с повышением активной мощности действующих. Использование высокопродуктивных скважин, автоматизированных систем управления процессами закачки и отбора газа...

2015-04-19

119.48 KB

138 чел.


Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

‹‹Технологическое оборудование газонефтепроводов и газонефтехранилищ››

ВКГНО.151031 11МТЭ-Б 00

Тема задания: Газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-6,3 компрессорного цеха компрессорной станции магистрального газопровода


ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 Общая часть

1.1 Характеристика компрессорного цеха

1.2 Техническая и конструктивная характеристика ГПА-Ц-6,3

1.3 Характеристика систем ГПА-Ц-6,3.

1.4 Техника безопасности в компрессорном цехе с ГПА-Ц-6,3.

2 Расчетная часть

2.1 Проверочный гидравлический расчет участка газопровода.

2.2 Тепловой расчет цикла ГТУ ГПА-Ц-6,3

Заключение

Список используемых источников

ВВЕДЕНИЕ

Газовая отрасль была и остается одной из самых динамично развивающихся отраслей экономики Российской Федерации. В последние годы газовая промышленность вышла на первое место по производству топливно-энергетических ресурсов.

Из общего объёма, добываемого в стране природного газа 94% приходится на Открытое акционерное общество «Газпром».

«Газпром» владеет лицензиями на разработку 92 газовых и газоконденсатных  месторождений с промышленными запасами газа в объёме 32,2 трлн. м³, что составляет 67% от общероссийских запасов и 23% от мировых.

В стране сформировалась и продолжает развиваться Единая система газоснабжения, включающая газовые промыслы, магистральные газопроводы с установленными на них компрессорными станциями, подземные хранилища, газоперерабатывающие заводы и распределительные станции.

ОАО «Газпром» в настоящее время эксплуатирует на территории России магистральные газопроводы общей протяженностью свыше 155 тыс. км, из них газопроводы большого диаметра ( 1220-1420 мм ) составляют свыше 60%. Действуют 247 компрессорных станций суммарной мощностью свыше 39,5 млн. кВт. Средняя дальность транспортировки газа составляет 2512 км. Увеличение добычи газа, по мере спроса на него, будет осуществляться за счёт наращивания мощностей на действующих, и ввода в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, где и сейчас ведется основная добыча газа, Главным её источником в будущем, прежде всего, станут месторождения полуострова Ямал и шельфовой зоны Красного и Баренцева морей.

Повышение надежности Единой системы газоснабжения связано как  со строительством новых подземных  хранилищ и комплексов типовых хранилищ, так и с повышением активной мощности действующих. Использование высокопродуктивных скважин, автоматизированных систем управления процессами закачки и отбора газа, а также нового экономичного компрессорного оборудования позволит повысить надёжность и эффективность функционирования Единой системы газоснабжения.

За прошедшие 50 лет добыча газа в России выросла почти в 100 раз, т.е. по существу за этот период была создана газовая отрасль в нашей стране.

Поскольку в будущем намечается увеличение добычи природного газа более чем на порядок, то это приведёт к расширению сфер его применения, потребует новых технологий его разведки, добычи, транспорта и использования. В том числе технологии более рационального использования давления газа с широким применением турбодетандеров и химической энергии газа на всём движении газа от пласта до потребителя и создания полностью автоматизированных промыслов, газопроводов, КС, ПХГ, ГРС.

Важнейшей задачей в комплексе работ по повышению эффективности магистрального транспорта газа является снижение энергетических затрат.

Достаточно сказать, что на привод компрессоров сегодня расходуется около 8% добываемого газа. Это связано с низким средним К.П.Д. газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, который составляет 27,1%, 15% мощностей ГПА уже отработали более 20 лет и подлежат модернизации или замене.

В настоящее время с участием ведущих предприятий оборонного промысла, реализуется программа разработки и освоения производства ГПА со стационарным, авиационным и судовым двигателями с К.П.Д. от 32% до 38%. Часть новых агрегатов уже поступила на трассы газопроводов.

Ведётся опытно промышленная эксплуатация ГПА с парогазовым циклом. Применение парогазовых установок с агрегатами нового поколения даёт возможность довести суммарный К.П.Д. компрессорных станций до 45%.

К работам по созданию некоторых видов новой газоперекачивающей техники, привлечены ведущие зарубежные компании. Так АО «Люльпа-Сатурн» в кооперации с фирмой «Нуово-Пиньоне» создаёт новые агрегаты с мощностью 16 МВт с использованием российского газогенератора. Совместно с фирмой «Купер-Роллс» ведутся работы по модернизации камеры сгорания АЛ-31 СТ с целью снижения выброса окислов азота. Пермские предприятия «Авиадвигатель» и «Пермские моторы» планируют проведение работ совместно с фирмой «Пратт эну Уитни» по увеличению ресурса надёжности и экологической безопасности двигателей мощностью 12 и 16 МВт.

Применение ГПА нового поколения позволит на 25-30% сократить потребление газа на технологические нужды, снизить выбросы окислов азота, повысить надёжность транспортировки газа.

До  2015 года в дополнение к 155 тыс.км действующих газопроводов будет введено до 40-45 тыс.км новых.

Направление технологического прогресса в магистральном транспорте газа на перспективу до 2015 года предопределяются особенностями отрасли в указанный период.

Мероприятия технического прогресса должны быть ориентированы на создание и внедрение новых технологий и оборудования по следующим направлениям:

для новых газопроводов, и прежде всего для Ямальской газотранспортной системы;

для реконструкции и технического перевооружения действующих газопроводов;

для повышения надёжности и эффективности эксплуатации действующих газопроводов;

В последние годы развивается новое направление использования природного газа в качестве моторного топлива для автомобильного, речного, воздушного транспорта и сельскохозяйственной деятельности. Это обеспечивает экономию дефицитного нефтяного моторного топлива и улучшает экологическое состояние природной среды.

Ведущим технологическим институтом отрасли -ВНИИ газом совместно с другими научными организациями разработана концепция научно технического развития газовой промышленности до 2015 года в которой предусмотрены мероприятия , направленные на преодоление негативных тенденций, а также по обеспечению надёжности и безопасности функционирования Единой системы газоснабжения.

Так, предполагается увеличить эффективность добычи газа за счёт внедрения комплекса мероприятий, важнейшее из которых применение горизонтальных и горизонтально-разветвлённых скважин. Уже имеется положительный опыт строительства скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа Оренбургской области и Краснодарского края. Применение таких скважин позволяет сократить в три-пять раз потребное количество скважин обычной конструкции.

Для широкого внедрения этой технологии создаются современные буровые установки, телеметрические системы с гидравлическим каналом связи, и другие технические средства.

Развёрнуты работы по созданию комплексной системы технической диагностики газопроводов и экологического мониторинга, в том числе с использованием достижением космической техники.

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика компрессорного цеха

Махачкалинское ЛПУМГ «Транс газ Махачкала» создано 5 октября 1979 года на основании приказа Мингазпром СССР в соответствии с утверждённой структурой и штатным расписанием. Компрессорный цех в р.п. Избербаш расположена на 323 км магистрального газопровода Петровск-Новопсков справа от газопровода по ходу газа.

Среднегодовая температура грунта 10,5 ºС. Ближайший населённый пункт г.Избербаш, расположенный на расстоянии 7 км. Основная задача ЛПУ – это транспортировка газа по МГ и газоснабжение местных потребителей через газопроводы.

Производительность КС 41,7-44,7 млн.м³ /сут.

Давление нагнетателя 56 кгс/см².

Основное технологическое оборудование КЦ, в том числе компрессорные агрегаты, пылеуловители, холодильники газа приняты отечественного производства.

В соответствии с заданием на проектирование, утверждённым Мингазпромом 3 января 1979 года к установке на компрессорной станции в приняты автоматизированные агрегаты ГПА-Ц-6,3, в блочно-комплектном исполнении, состоящие из двухступенчатых нагнетателей с расчётной степенью сжатия 1,45 и авиационных газотурбинных двигателей НК-12 ст.

Вспомогательное оборудование КЦ предусмотрено в блочно-комплектном исполнении.

Технологическая схема КЦ предусматривает следующие основные технологические процессы:

- очистка газа от механических примесей и жидкой фазы;

- компримирование газа;

- охлаждение газа.

Газ из магистрального газопровода направляется одним шлейфом Ду 1000 на установку пылеуловителей. На КЦ установлены циклонные пылеуловители номинальной производительностью 15 млн.м³/сут, Ду 2000 мм, с рабочим давлением 55 кгс/см³. Исходя из расчётной производительности газопровода к установке на КЦ принято 4 пылеуловителя, один из которых резервный. Подключение пылеуловителей коллекторное. Очищенный газ двумя шлейфами Ду 100 поступает  во всасывающий коллектор компрессорного цеха Ду 1000. Отсепарированные в пылеуловителях продукты очистки газа автоматически (по достижению максимального уровня в пылеуловителе) сбрасываются через газоотделитель в блок ёмкости сбора конденсата, работающие под атмосферным давлением. Из ёмкости сбора конденсата погружными насосами продукты очистки откачиваются в автоцистерны и отвозятся к местам их утилизации.

Компримирование газа осуществляется агрегатами ГПА-Ц-6,3 в количестве 5 рабочих и 2 резервных. Технологической схемой предусматривается параллельная работа компрессорных агрегатов. Газ после Компремирования из нагнетательного коллектора Ду 1000 направляется одним газопроводом Ду 1000  к аппаратам воздушного охлаждения.

В качестве холодильников газа на КЦ приняты аппараты воздушного охлаждения АВЗ Д-20-Ж-6,3-Б1-В2Т/6-1-8, служащие для охлаждения газа после компремирования до температуры допустимой для изоляции газопровода и для увеличения объёма транспорта газопропускной способности газопровода. Подключение АВО коллекторное. Для возможности отключения АВО в зимнее время и при ремонте, схемой предусмотрен байпас Ду 1000. Охлаждённый газ одним шлейфом Ду 1000 направляется в МГ.

Для обеспечения режима запуска и остановки центробежных нагнетателей, технологической схемой предусмотрен пусковой контур Ду 700 с необходимой дросселирующей арматурой. Подключение к пусковому контуру агрегатов коллекторное. Для отключения КЦ от МГ во время пропуска очистного устройства между всасывающим и нагнетательным шлейфами КЦ предусмотрен байпас Ду 500. Для подогрева агрегатов перед пуском, а также на период ремонта КС в зимнее время или межсезонье предусмотрен унифицированный моторный подогреватель, смонтированный на шасси автомобиля ЗИЛ-131 марки УМП-350-131.

На компрессорной станции так же находятся вспомогательные сооружения: котельная, блок регенерации, горюче-смазочных материалов, аварийная электростанция, насосы для подачи воды, система вентиляции. Общая численность рабочих на КЦ составляет 365 человек.

Основная задача, которая возлагается на компрессорную станцию – повышение давления природного газа и обеспечение его транспортировки по магистральному газопроводу до потребителей.

Служба связи занимается обеспечением телефонной и радиосвязи внутри предприятия. А также отвечает за целостность телефонных линий.

Служба электрохимической защиты проверяет и устраняет наличие блуждающих токов на трубопроводах и проверяет качество изоляции газопровода.

Служба КИПа занимается обслуживанием, контролем и ремонтом контрольно-измерительных приборов и автоматики на основном и вспомогательном оборудовании, узлах подключения к газопроводу, а также ведёт учёт транспортируемого газа на работу газоперекачивающих агрегатов.

Линейно-эксплутационная служба занимается обслуживанием линейной части газопровода, а именно: огневыми работами (замена линейных кранов, участков газопровода), ревизией линейной запорной арматуры, заменой метанола, очисткой линейной части в пределах охранной зоны, а также проверяет состояние изоляции.

Служба газораспределительной станции обслуживает, ремонтирует, занимается наладкой и запуском в работу газораспределительных станций, газораспределительных пунктов, а также одаризацией газа, поступающего потребителю на бытовые нужды.

Служба электроснабжения осуществляет контроль и ремонт электрических линий, насосов, водоснабжения на бытовые нужды, канализацию.

Служба ГКС занимается обслуживанием и ремонтом газоперекачивающих агрегатов, вспомогательного оборудования, разработкой графиков, планов предупредительных ремонтов.

Химическая лаборатория проводит анализ технологического газа, турбинного масла на наличие технологических и механических примесей, очистку технологической воды, измеряет загазованность воздушной среды в цеху и на территории.

Инженер по технике безопасности контролирует соблюдение правил охраны труда, проводит мероприятия по предупреждению несчастных случаев, организовывает проверку знаний техники безопасности.

В курсовом проекте рассматривается КЦ-1 «Махачкалинского ЛПУМГ», оборудованного агрегатами ГПА Ц-6,3.

1.2Техническая и конструктивная характеристика ГПА-Ц-6,3

Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3 с двухступенчатым полнонапорным центробежным нагнетателем и приводом от газотурбинного двигателя авиационного -типа НК-12СТ разрабатывался с учетом следующих основных принципов.

Блочность конструкции должна предусматривать возможность доставки непосредственно на место монтажа железнодорожным, автомобильным и воздушным транспортом готовых блоков.

Габариты и масса блоков должны обеспечивать возможность их монтажа и демонтажа передвижными подъемными средствами на компрессорной станции.

Блоки должны проходить на заводах - изготовителях контрольные проверки, испытания и доставляться на монтаж в полной заводской готовности (окончательно собранными и испытанными).

Использование электроэнергии агрегатом должно быть минимальным, только для вспомогательных нужд.

Для возможности использования агрегата в различных климатических зонах и при любых погодных условиях применение воды для охлаждения узлов агрегата и масла исключено; должна быть разработана конструкция воздушного охлаждения.

Автоматизация агрегата должна осуществлять автоматический поэтапный пуск (останов) агрегата ‹‹от кнопки» и защиту агрегата при аварийных ситуациях, вести непрерывный контроль параметров двигателя и нагнетателя.

Учитывая полевые условия эксплуатации, должна быть предусмотрена максимальная ремонтопригодность ГПА методом замены блоков.

Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3 состоит из пяти блоков: турбоагрегата , воздухоочистительного устройства, всасывающей камеры с блоком автоматика, выхлопной шахты и маслоохладителей.

Блок турбоагрегата включает нагнетатель и двигатель с вспомогательными механизмами и устройствами, смонтированными на общей раме. Блок заключен в тепло- и звукоизолирующий контейнер. Он является основой агрегата ГПА-Ц-6,3 и дает возможность отказаться от строительства громоздких корпусов и других фундаментальных сооружений.

Полнонапорный нагнетатель агрегата ГПА-Ц-6,3 представляет однокорпусную двухступенчатую машину центробежного типа. Две ступени сжатия позволяют реализовать полную степень повышения давления, равную 1,45, и отказаться от последовательного- соединения нагнетателей на станциях, принятого при использовании консольных одноступенчатых нагнетателей старого типа. Корпус нагнетателя стальной с горизонтальным фланцевым разъемом. Четырьмя лапами корпус крепится непосредственно к фундаментной раме (основанию) контейнера турбоагрегата. Всасывающий и нагнетательный патрубки расположены соосно, что- исключает возникновение момента от растягивающих сил при температурных деформациях газопровода. Ротор имеет два рабочих колеса диаметром 545 мм, выполненных с целью повышения надежности прогрессивным методом диффузионной пайки в вакууме. Детали статорной части аэродинамического узла (диффузоры, улитки и т. д.) являются съемными и взаимозаменяемыми.

Радиальные и осевые нагрузки воспринимаются! опорным и упорным многоклиновыми подшипниками скольжения прогрессивной конструкции с межремонтным ресурсом работы, равным 25—30 тыс.ч. Подшипники усовершенствованы таким образом, что они обеспечивают реверсивность «хода» нагнетателя па случай раскрутки агрегата обратным потоком газа.

В качестве концевых уплотнений в нагнетателе применяют щелевые масляные уплотнения с плавающими кольцами. Эти уплотнения работают на принципе автоматического поддержания постоянного избытка давления масла над давлением уплотняемого газа.

Для повышения ресурса уплотнений вместо пары графит-сталь стали использовать пару баббит-твердый сплав, довели тонкость фильтрации масла, подаваемого на уплотнения, до 10—15 мкм.

Воздухоочистительное устройство предназначено для очистки воздуха, подаваемого в двигатель с целью предохранения лопаток компрессора от износа. Всасывающая камера служит для подвода воздуха от ВОУ к двигателю. Выхлопное устройство шахты шумоглушения предназначено для отвода выхлопных газов. Маслоохладители служат для охлаждения масла системы смазки турбоагрегата.

Запуск агрегата производится автоматически по программе, обеспечивающей последовательное выполнение операций по контролю предпусковой готовности, включение вспомогательного оборудования, включение агрегатов двигателя и загрузке нагнетателя. Весь процесс запуска условно можно разбить на этапы, выполнение каждого из которых контролируется по определяющим параметрам (давлению, частоте вращения, температуре и др.) и в случае невыполнения одного из них дальнейшие операции блокируются или двигатель останавливается.

Весь ход запуска, положение основных элементов агрегата и крановой обвязки демонстрируется мнемо-схемой и контрольными световыми транспарантами, вынесенными на панель управления.

1.3 Характеристика систем ГПА-Ц-6,3.

Разработанная для агрегата ГПА-Ц-6,3 система автоматики обеспечивает автоматическое выполнение программного запуска, работу на режиме, нормальные или аварийные остановы, а также ряд работ, связанных с подготовкой агрегата к запуску, при минимальном вмешательстве обслуживающего персонала.

Для безопасной работы двигателя и ГПА разработан комплекс средств автоматического контроля и защиты по определяющим параметрам, достижение предельно допустимых границ которых свидетельствует о предварительной ситуации и привод к аварийному останову, что видно из схемы автоматического аварийного останова агрегата. По ряду защит предусмотрена выдача предупредительного (светозвукового) сигнала.

Для облегчения условий эксплуатации систему смазки ГПА изготовляют объединенной, т. е. создают -единство масел для двигателя и нагнетателя с общим маслобаком, пусковым насосом, маслокоммуникациями л др. Единство применяемых масел упрощает транспортировку масла на компрессорные стан- дин и маслокоммуникации, облегчает условия его хранение

Заложенные при проектировании принципы и проведенные опытные работы позволили применить для нагнетателя и двигателя недефицитное масло отечественного производства. Учитывая возможность эксплуатации агрегатов в условиях низких температур (до —50°С) и в засушливых районах юга страны (до -+•45 °С), в системе охлаждения масла исключено применение воды. Воздушные маслохолодильники с электровентиляторами обеспечивают автоматически заданный температурный режим.

Предпусковой подогрев масла в зимнее время осуществляют горячим воздухом от работающих агрегатов или электронагревательными элементами, В случае особой необходимости предусмотрен передвижной генератор горячего воздуха (МП-350) для подогрева агрегата. Разводка маслопроводов обеспечивает их легкий монтаж; стыки маслопроводов легкодоступны; соединение с двигателем выполнено эластичными рукавами. Масло очищают керамическими и сетчатыми фильтрами, легко поддающимися регенерации. Применение высокоэффективных надуваемых уплотнений на двигателе, а также центрифугирование масловоздушных эмульсий на двигателе обеспечивают незначительные потери масла при работе газоперекачивающего агрегата. Все параметры маслосистемы контролируются защитами.

1.4 Техника безопасности в компрессорном цехе с ГПА-Ц-6,3.

Решением Мингазпрома, Минхиммаша н Минавиапрома была организована подготовка инженерно-технического персонала, обслуживающего компрессорные станции с агрегатами ГПА-Ц-6,3 на учебной базе. Обучение проводили по утвержденной программе по следующим курсам; конструкция и эксплуатация ГПА-Ц-6,3. Кроме теоретических дисциплин были предусмотрены практические занятия на испытательной станции завода и на компрессорных станциях. После окончания обучения специальная комиссия принимала экзамены и выдавала удостоверения на право эксплуатации ГПА-Ц-6,3. Для повышения качества обучения была выпущена серия красочных плакатов но конструкциям ГПА-Ц-6,3. За 1974—1976 год на учебной базе было подготовлено десять групп эксплуатационного персонала подразделений Мингазпрома. Всего было обучено 150 человек из них 15 инженеров. Дальнейшее обучение обслуживающего персонала, начиная с 1977 r.t в связи с накопленным опытом работы на компрессорных станциях с указанными агрегатами, повышением квалификации инженерного состава в газовой промышленности н увеличением 'числа компрессорных станций, организовано непосредственно на рабочих местах с привлечением квалифицированных специалистов Минавиапрома и Мингазпрома.

2.2. Тепловой расчет цикла ГТУ ГПА-С-16

Цель расчета: расчет параметров цикла ГТУ ГПА-Ц-6,3: удельной полезной работы, расхода воздуха через осевой компрессор, расхода рабочего тепла через турбину внутреннего КПД ГТУ; расхода топливного газа в камере сгорания.

Исходные данные:

Эффективная мощность,N,кВт;                                                                    6300

Температура воздуха на входе в осевой компрессор,  ;                            15

Номинальное давление окружающего воздуха, , кгс / ;                    1,033

Температура газа на входе в турбину,  ;                                                   810

Степень сжатия воздуха в осевом компрессоре, ;                                         7,8

Показатель адиабаты, k;                                                                              1,4

КПД камеры сгорания,  ;                                                                             0,96

КПД осевого компрессора (индикаторный), ;                                          0,84

Газовая постоянная, R кгс м/кг град;                                                       29,3

Низшая теплота сгорания топлива, , ккал/кг;                                          8550

КПД турбины (индикаторный), ;                                                                0,85

КПД механической турбины, ;                                                                 0,95

Отношение расхода воздуха и топлива, ;                                                  0,97

Задается коэффициент потерь в воздушном и газовом тракте

= 1,051,1                                              (2.2.1)

= 1,05

Давление рабочего тела на выходе из турбины,  , кгс/

= (2.2.2)

где кгс/

     

кгс/

Давление воздуха на выходе из осевого компрессора, , кгс/

                                              (2.2.3)

где  кгс/

     

кгс/

Давление рабочего тела на входе в турбину, , кгс/

                                         (2.2.4)

где  кгс/

кгс/

Изоэнтропийный теплоперепад в осевом компрессоре,  , ккал/кг

                       (2.2.5)

где  ккал/кг

     кГм/кг

     

     

     

ккал/кг

Действительный перепад в осевом компрессоре,  , ккал/кг

                                              (2.2.6)

где  ккал/к

 

=63,6 ккал/кг

Средняя температура воздуха в осевом компрессоре, ,

                                        (2.2.7)

где  

ккал/кг

Средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, ();  ккал/кг , определяют согласно значений изобарной теплоемкости

ккал/кг                                   (2.2.8)

Температура воздуха на выходе из осевого компрессора  ,

                                                 (2.2.9)

где действиетльный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг       средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, ккал/кг  

 

, ккал/кг

                     (2.2.10)

где

 

ккал/кг

Действительный теплоперепад в турбине,, ккал/кг

                                          (2.2.11)

где  ккал/кг

     

ккал/кг

Средняя температура рабочего тела в турбине,  ,

                                      (2.2.12)

где

     ккал/кг

 

Средняя удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры рабочего тела в турбине, ();  ккал/кг , определяют согласно значений изобарной теплоемкости

ккал/кг                                     (2.2.13)

Температура рабочего тела на выходе из турбины, , К

                                                   (2.2.14)

где ккал/кг

      средняя удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры рабочего тела в турбине, ккал/кг

К

Удельная полезная работа ГТУ, , ккал/кг

                                       (2.2.15)

где ккал/кг

     

                  отношение расхода воздуха к расходу рабочего тела через турбину

                   ккал/кг

ккал/кг

Средняя температура рабочего тела в камере сгорания, ,

                                                 (2.2.16)

где  

       

 

Средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, ( ккал/кг , определяют согласно значений изобарной теплоемкости

ккал/кг                                      (2.2.17)

Теплота, подводимая к камере сгорания (удельная),  ккал/кг

                                      (2.2.18)

где  

      

     в камере сгорания, ккал/кг

ккал/кг

Внутренний К.П.Д. ГТУ,  %

                                         (2.2.19)

где  ккал/кг

     ккал/кг

      ккал/кг

%

Расход рабочего тела через турбину, , кг/с

                                                 (2.2.20)

где  кВт

     ккал/кг

кг/с

Расход воздуха через осевой компрессор, , кг/с

                                           (2.2.21)

где кг/с

кг/с

Удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания,  ккал/кг

                                               (2.2.22)

где средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, ккал/кг

       

ккал/кг

Удельная энтальпия рабочего тела перед турбиной, , ккал/кг

                                                  (2.2.23)

где средняя удельная теплоемкость рабочего тела в турбине,      ккал/кг

         

ккал/кг

Расход топливного газа в камере сгорания, кг/c

                                                 (2.2.24)

где расход рабочего тела через турбину, кг/c

     расход воздуха через осевой компрессор, кг/c

     низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг

     КПД камеры сгорания

      удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания, ккал/кг

      удельная энтальпия рабочего тела перед турбиной, ккал/кг

кг/c

Вывод: Результатам расчета цикла ГТУ ГПА-Ц-6,3

Удельная полезная работа ГТУ  ккал/кг

Расход воздуха через ОК        кг/c

Расход рабочего тепла через турбину  кг/c

Внутренний К.П.Д. ГТУ,  %

Расход топливного газа в камере сгорания  кг/c

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте рассмотрена тема «Газоперекачивающие агрегаты ГПА Ц-6,3».

В общей части я рассмотрел следующие вопросы:

- Характеристика компрессорного цеха: Компрессорный цех в р.п. Бубновский расположена на 323 км магистрального газопровода Петровск-Новопсков справа от газопровода по ходу газа.

- Техническая и конструктивная характеристика газоперекачивающего агрегата ГПА Ц - 6,3.

- Характеристика систем ГПА Ц - 6,3

- Техника безопасности в компрессорном цехе с ГПА Техника безопасности в компрессорном цехе с ГПА Ц- 6,3

В расчетную часть входят следующие расчеты:

- проверочный гидравлический расчет участка газопровода, в котором я  определял конечное давление, то есть минимальное допустимое давление газа перед  компрессорной станцией, выбираемое из условий надежной работы ее оборудования.


Список используемых источников

1. Технологический регламент по заправке автомобилей сжатым природным газом на АГНКС с компрессорными установками типа
RN–200/210–5–249WLK.

2.  Степанов О.А. Крылов Г.В Хранение и распределение газа.–М.: Недра 1994.

3.  Паспорт по эксплуатации установки осушки газа на АГНКС.

4. Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности.– М.: Недра, 2009.

5.  Дятлов В.А. Михайлов В.М. Яковлев Е.И. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов. М.: Недра, 2011.

6. Газовая промышленность. Производственно–технологический журнал №9, 2010.




 

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.
10062. АВТОМАТИЗАЦИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ГТК-10-4 В ЛИНЕЙНОМ ПРОИЗВОДСТВЕННОМ УПРАВЛЕНИИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА «КОМСОМОЛЬСКОЕ» 937.78 KB
  В результате исследования рассмотрена возможность внедрения современных и перспективных средств измерений расхода газа. Выполнен анализ зависимости относительной стандартной неопределенности измерений расхода от перепада давления на сужающем устройстве и класса точности дифманометра. Опытно-конструкторские и технико-экономические показатели подтверждают надежность, быстродействие, ресурсоемкость узла учета газа и свидетельствуют о снижении вероятности возникновения аварийной ситуации на технологическом объекте
12601. Обслуживание и ремонт оборудования компрессорной станции №14 «Приводино» 442.83 KB
  На основе особых климатических условий района, где находится компрессорная станция, и технических исследований были предложены методы обслуживания и ремонта этого технологического предприятия. В работе рассмотрены мероприятия, направленные на охрану окружающей среды, охрану труда, требования по соблюдению промышленной безопасности для рабочего персонала предприятия. Проведена оценка потенциально возможных источников техногенных воздействий на окружающую среду.
21297. Бесперебойная работа компрессорной станции относящейся к газопроводу «Макат-Атырау-Северный Кавказ» 172.27 KB
  К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.
3067. Деньги и их функции. Денежные агрегаты. Понятие и типы денежных систем 4.49 KB
  Первоначально в качестве денег обращались товарные деньги раковины какаобобы пушнина ювелирные украшения золото и серебро. Позднее в обращении появились символические деньги затраты на производство которых значительно уступали их покупательной способности в качестве денег бумажные деньги разменные монеты. В дальнейшем возникли кредитные деньги представлявшие собой обязательства вначале физических лиц фирм а затем и банков. Первые бумажные деньги появились в Китае еще в XII в.
13. Гидравлический расчет газопровода низкого давления по с. Воздвиженье 188 KB
  Расчет диаметров участков газопровода выполнен в соответствии с требованиями разделов «Определение расчетных расходов газа» и «Расчет диаметра газопровода и допустимых потерь давления» приведенных в СП42-101-2003
18913. Система смазки магистрального насоса НМ 193.51 KB
  Назначение системы смазки Система смазки магистральных насосных агрегатов состоит из рабочего и резервного масляных насосов маслопроводов оборудованных фильтрами очистки масла рабочего и резервного маслобаков аккумулирующего маслобака маслоохладителей и запорной арматуры. Температура масла в общем коллекторе перед поступлением на магистральные насосные агрегаты должна находиться в интервале от 20С до 70С при превышении температуры масла на выходе из маслоохладителя более 70С автоматически...
2708. Направления по энергосбережению и повышению энергоэффективности на предприятиях магистрального транспорта газа 46.23 KB
  А СКОРНЯКОВ Направления по энергосбережению и повышению энергоэффективности на предприятиях магистрального транспорта газа Проблема энергосбережения является комплексной а значит решение её возможно только при системном подходе при соответствующем внимании каждому из составляющих подсистем производственного процесса. Любые производственные процессы реализуются людьми любое техническое оформление является орудием труда человека поэтому при системной постановке проблемы энергосбережения и энергопотребления необходимо уделить внимание системе...
12423. МОДЕРНИЗАЦИЯ КОМПРЕССОРНОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА ТАШТЭС НАПРЯЖЕНИЕМ 110 И 220 кВ НА ОСНОВЕ УЛУЧШЕНИЯ РЕЖИМОВ АВТОМАТИЗАЦИИ 506.97 KB
  Анализ систем сжатого воздуха Сжатый воздух представляет собой воздух который хранится и используется под давлением превышающим атмосферное. Системы сжатого воздуха принимают определенную массу атмосферного воздуха занимающую определенный объем и сжимают ее до меньшего объема. На системы сжатого воздуха приходится до 10 промышленного потребления электроэнергии или около 80 ТВтч год в 15 государствах – членах ЕС.
15921. Электрические станции 4.08 MB
  Под энергосистемой понимают совокупность электростанций электрических и тепловых сетей соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом...
17547. Расчет Автозаправочной станции 2.69 MB
  Огромная территория Российской Федерации требует развития и укрепления транспортной сети дорог для наращивания транспортных потоков. Применение сжиженного углеводородного газа пропан-бутан в качестве моторного топлива позволяет улучшить экологические характеристики автомобильного транспорта что особенно важно для крупных городов. Основанием для фундамента служит щебень известняка.2 Исходные данные проекта Разделом технологической части проекта предусмотрено: построение генерального плана участка принципиальной схемы работы АЗС...
© "REFLEADER" http://refleader.ru/
Все права на сайт и размещенные работы
защищены законом об авторском праве.