Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКИ ВОЗМОЖНОЙ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ МГ В ЯНВАРЕ МЕСЯЦЕ
Технически возможная производительность газопровода – производительность, ограниченная одним из допустимых показателей его работы: использованы все рабочие агрегаты КС, ГПА работают с располагаемой мощностью, ГПА работают с максимальной или минимальной частотой вращения, приведенная производительность ЦН равна минимально или максимально допустимой, в работе все вентиляторы АВО, давление на выходе КС или ЦН равно допустимому, температура на выходе КС равна максимальной или минимальной температуре, давление в конце МГ равно заданному.
Данную задачу будем решать методом последовательных приближений. Задавшись предполагаемой производительностью на входе в головную КС и условиями работы газопровода, отмеченными в задании, рассчитываем режим работы КС. При этом подачу компрессоров уменьшаем на величину топливного газа. Ориентировочное значение топливного газа определяем, исходя из располагаемой мощности ГПА. Изменяя частоту вращения ГПА, добиваемся желаемого давления на выходе КС, контролируя при этом остальные показатели работы (мощность, помпаж, температуру). При выходе показателя за допустимые пределы принимаются соответствующие решения по их нормализации (изменение частоты вращения, изменение числа ГПА, изменение количества АВО или вентиляторов). Регулирование работы будем продолжать до тех пор, пока не будет получено нужное давление в конце газопровода или один из показателей достигнет допустимого значения, и все возможности по его регулированию исчерпаны. После этого уточняется расход топливного газа и окончательно уточняется режим работы КС. Получив, таким образом, выходные параметры КС, переходим к расчету участка, задавшись значениями давления и температуры в конце участка с последующим их уточнением в пределах точности расчета. Далее, производя последовательные расчеты КС и участков, дойдем до конца МГ. Если конечное давление отличается от заданного больше, чем допустимо в пределах точности расчетов, то расчет МГ повторим при увеличенной или уменьшенной производительности [5].
Поскольку решение поставленной задачи предполагает достаточно большой объем вычислений, то решать ее будем при помощи ЭВМ. Для
удобства расчетов были применены такие программные продукты как Microsoft Excel (для основных расчетов) и язык программирования C++ (для циклических расчетов).
2.2.1. Методика расчета
При расчете режима работы МГ при заданной производительности определяются давления и температуры на выходе всех КС и в конце газопровода. Задачей расчета является выбор схемы работы газопровода, обеспечивающей максимальную пропускную способность. Регулирование режимов работы оборудования необходимо производить в пределах, обозначенных его техническими характеристиками (допустимые значения давления и температуры, располагаемая мощность, допустимые значения частоты вращения и т.д.)[5].
Основные условия расчета режима работы можно выразить следующим образом:
, (1.4)
где – располагаемая мощность ГТУ, кВт; N – потребляемая мощность, кВт;
Данное условие необходимо для предотвращения перегрузки ГПА по мощности, а также неэффективному использованию располагаемой мощности.
2.2.2. Режим работы пылеуловителей
Проверка режима работы циклонных пылеуловителей заключается в определении соответствия их производительностей рабочему интервалу.
Методика расчета состоит в следующем. По характеристике пылеуловителя определяется рабочий диапазон его производительностей (за рабочее давление принимается давление на входе в КС), при этом, если необходимо, вводятся соответствующие поправки на плотность газа. Считается, что пылеуловитель работает в нормальном режиме, если его производительность не выходит за границы рабочего диапазона. Однако расчет следует вести с учетом возможности отключения одного пылеуловителя. Производительность одного ПУ Q1ПУ определяется по формуле:
(1.5)
где nПУ. раб – число рабочих пылеуловителей.
Итак, по характеристике циклонного пылеуловителя ГП 144.00.000 (Приложение I) диапазон его рабочих производительностей при рабочем давлении Р = 3,6 МПа составляет:
11 ÷ 16 млн м3/сут. (1.6)
При 5 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
млн м3/сут.
Полученное значение не входит в интервал (1.6). Следовательно, возможно уменьшить число работающих ПУ. Примем, что в работе находится 3 пылеуловителя:
При 3 включенных ПУ производительность одного по (1.5)составит:
млн м3/сут.
При отключении одного ПУ:
млн м3/сут.
Полученное значение входит в интервал (1.6)
Таким образом, наиболее оптимальный вариант будет при 3 работающих ПУ.
2.2.3. Расчет располагаемой мощности привода
1. Располагаемая мощность ГТУ, приводящей ЦБН, находится в зависимости от условий работы установки по формуле[7]:
, (1.7)
где – располагаемая мощность ГТУ, кВт;
– номинальная мощность ГТУ, кВт;
kн – коэффициент, учитывающий техническое состояние ГТУ;
kt – коэффициент, учитывающий влияние температуры наружного воздуха;
kоб – коэффициент, учитывающий влияние противообледнительной системы;
kу – коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла выхлопных газов;
– расчетная температура воздуха на входе в ГТУ, К;
– номинальная температура воздуха на входе в ГТУ, К.
Согласно [7] принимаем = 10000 кВт; kн = 0,95; kt = 3,7; = 288 К; kоб = 1; kу при отсутствии технических данных по системе утилизации тепла принимается равным 0,985.
Расчетную температуру воздуха на входе в ГТУ можно определить по формуле
= +, (1.8)
где – средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, К;
– поправка на изменчивость климатических параметров и местный подогрев наружного воздуха на входе в ГТУ.
Согласно [7] принимаем = 5 К.
= 248,4+ 5 = 253,4 К.
Таким образом, располагаемая мощность привода формуле (1.5) равна:
кВт.
2. Полученное значение располагаемой мощности меньше номинальной мощности на 55 %. Таким образом, можно сделать вывод, что Данное оборудование используется не достаточно эффективно. Возможна замена на менее мощные ГПА. Например на ГПА ГТ-750-6 с номинальной мощностью 6000 кВт.
2.2.4. Режим работы компрессорного цеха
1. Приведенные давление и температуру газа на входе в нагнетатель определим как [4]:
, (1.9)
где Рпр – приведенноге давление газа в условиях всасывания, МПа.
Тпр – температура газа в условиях всасывания, К;
Р2 – давление газа на входе в нагнетатели, МПа;
Т2 – температура газа на входе нагнетатели, К.
2. Абсолютное давление газа на входе в нагнетатели РВ определится как:
МПа.
ΔРвх – потери давления на очистку газа, МПа; согласно [7] принимаются равными 0,12 МПа.
МПа.
Таким образом, приведенные давление и температура будут равны:
3. Коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатели определим из соотношения:
, (1.10)
где z – коэффициент сжимаемости газа;
τ – температурная поправка, определяемая как:
Таким образом, по формуле (1.4) коэффициент сжимаемости газа равен:
.
4. Зная значение коэффициента сжимаемости газа, определим плотность газ на входе в нагнетатели:
, (1.11)
где ρВ – плотность газа на входе в нагнетатели, кг/м3.
кг/м3 .
5. Зададимся значением пропускной способности равным Q = 27,87 млн. м3 /сут.
6. Определяем производительность нагнетателя при условиях входа по формуле [7]:
, (1.12)
где Qв – производительность нагнетателя при условиях всасывания, м3/мин.;
QЦН – производительность одного нагнетателя при стандартных условиях, м3/сут.;
7. Производительность одного нагнетателя при стандартных условиях можно определить по формуле [7]:
, (1.13)
где QКС-1 – производительность головной КС, млн. м3/сут;
nраб – количество рабочих ГПА.
8. Производительность КС при расчете режима работы следует уменьшать на величину расхода топливного газа:
(1.14)
где QТГ – расход топливного газа на рассматриваемой КС, м3/сут, значение которого будем определять по следующей формуле:
, (1.15)
где N – мощность, потребляемая нагнетателем, кВт;
ηГТУ – КПД газотурбинного привода.
9. Расход топливного газа на КС определяется методом последовательных приближений. Сначала расход топливного газа по формуле (1.13) рассчитывается исходя из располагаемой мощности привода, после чего рассчитывается режим работы ГПА. Затем полученное значение потребляемой нагнетателем мощности подставляется в формулу (1.13), уточняется расход топливного газа, режим работы ГПА пересчитывается. Данную последовательность будем выполнять до достижения точности расчета 1%.
Расчет по приведенной выше методике достаточно объемен, поэтому в пояснительной записке он не приводится, а в дальнейших расчетах используется уже уточненное значение расхода топливного газа.
тыс. м3/сут.,
млн. м3/сут.,
млн. м3/сут.
10. Таким образом, производительность нагнетателя при условиях всасывания будет равна
м3/мин.
11. Определяем приведенную производительность нагнетателя по формуле (согласно [7]):
, (1.16)
где Qпр – приведенная производительность нагнетателя, м3/мин;
nн – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;
n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.
Согласно [7] nн = 4800 об/мин.
Руководствуясь условиями регулирования режима работы КС принимаем n = 4030 об/мин.
м3/мин.
12. Определяем приведеную частоту вращения ротора нагнетателя [7]
; (1.17)
где – приведенная частота вращения ротора нагнетателя;
, , – приведенные параметры нагнетателя.
Согласно [1] принимаем = 0,90; = 491 Дж/(кг·К); = 288 К.
13. Для обеспечения беспомпажной работы центробежного нагнетателя необходимо выполнение следующего условия:
, (1.18)
где Qmin – значение Qпр с приведенной характеристики, соответствующее максимуму зависимости ε - Qпр для рассматриваемого значения , где ε – степень сжатия нагнетателя, а при отсутствии максимума у зависимости ε - Qпр – минимальному значению Qпр с приведенной характеристики.
Приведенная характеристика нагнетателя ГТК-10-4 приведена в приложении II.
Согласно прил.II принимаем минимальную приведенную производительность Q min = 375 м3/мин.
.
Следовательно, условие безпомпажной работы нагнетателя выполняется.
14. По приведенной характеристике нагнетателя (Прил. II) определяем степень сжатия, политропический КПД и приведенную относительную мощность нагнетателя:
; ; .
где – политропический КПД нагнетателя;
– приведенная относительная мощность нагнетателя, кВт/(кг·м3 ).
15. Определяем потребляемую мощность нагнетателя по следующей формуле [7]:
, (1.19)
где Ni – внутренняя мощность нагнетателя, кВт.
кВт.
16. Определяем мощность, потребляемую нагнетателем по формуле (согласно [7]):
; (1.20)
где – механический кпд нагнетателя.
Согласно [5] принимаем = 0,99.
кВт.
Проверка условия (1.4):
,
Как видно, условие (1.4) не соблюдается. ГТК-10-4 не загружен по мощности.
17. Определяем давление газа на выходе компрессорного цеха по формуле (согласно [7])
, (1.21)
где Рн – давление газа на выходе компрессорного цеха, МПа.
МПа.
18. Определяем температуру газа на выходе компрессорного цеха по формуле (согласно [7]):
, (1.22)
где Тнаг – температура газа на выходе компрессорного цеха, К;
k – показатель адиабаты процесса сжатия.
Согласно рекомендация [6] принимаем k = 1,33.
К.
2.2.5. Расчет режима работы АВО газа
1. Целью этого расчета является определение температуры газа на выходе КС. Данная операция производится методом последовательных приближений. Задавшись значением температуры газа на выходе КС, рассчитываем режим работы АВО и уточняем, после чего уточняем значение этой температуры. В первом приближении зададимся оптимальной температурой газа.
2. Оптимальная температура на выходе КС согласно [7] следует принимать на 15 С выше расчетной температуры атмосферного воздуха:
К.
3. Определяем среднюю температуру газа в АВО по формуле
, (1.23)
где ТАВО ср – средняя температура газа в АВО, К.
К.
4. Определяем теплоемкость газа при условиях АВО по формуле (согласно [4]):
, (1.24)
где ср – теплоемкость газа при условиях АВО, кДж/(кг∙К).
кДж/(кг∙К).
5. Определяем массовый расход газа по формуле
, (1.25)
где G – массовый расход газа через все АВО, кг/с.
кг/с.
Массовый расход через один АВО можно определить по формуле
, (1.26)
где G1 – массовый расход газа через один АВО, кг/с.
кг/с.
6. Теоретический теплосъем с одного АВО АВГ-75с при двух работающих вентиляторах можно определить по формуле (согласно [4])
(1.27)
где Q0 – теоретический теплосъем с одного АВО при двух работающих вентиляторах, кВт.
кВт.
7. Температуру на выходе АВО можно определить по формуле (согласно [4])
, (1.28)
где kА2 – коэффициент тепловой эффективности АВО при двух работающих вентиляторах;
kА1 – коэффициент тепловой эффективности АВО при одном работающем вентиляторе;
kА0 – коэффициент тепловой эффективности АВО с отключенными вентиляторами;
n2 – количество АВО с двумя работающими вентиляторами, шт.;
n1 – количество АВО с одним работающим вентилятором, шт.;
n0 – количество АВО с отключенными вентиляторами, шт.
Согласно [3] принимаем kА2 = 1; kА1 = 0,55; kА0 = 0,18.
8. Принимаем n2 = 7 шт. и n1 = n2 = 0 шт. и определяем температуру на выходе АВО:
К.
9. Точность данного расчета составляет:
,
что не превышает заданную.
10. Видно, что требуемая точность достигается в первом приближении. Таким образом, принимаем Т1 = 264,5 К.
11. Давление на выходе КС-1 (Р1 ) определим как:
(1.28)
где – потери давления в выходном коллекторе КС, МПа;
– потери давления в АВО КС, МПа.
Согласно [3] принимаем = 0,11 МПа; = 0,0588 МПа.
МПа.
12. Параметры газа на выходе КС: Т1 = 264,5 К; Р1 = 4,08 МПа.
2.3. Расчет первого участка
Целью данного расчета является определение давления и температуры газа в конце участка (на входе в КС-2). Задача решается методом последовательных приближений.
1. Примем точность определения давления δР =1% и температуры δТ = 1%.
2. Зададимся значением давления и температуры в конце участка:
Р2 = 3,5 МПа, Т2 = 273,7 К.
3. Определим средние значения давления и температуры газа в участке по следующей формуле:
(1.29)
где РI – абсолютное давление газа в начале первого участка, МПа;
Р2 – абсолютное давление газа в конце первого участка, МПа.
МПа.
4. Ориентировочное значение средней температуры газа в участке определим из уравнения:
(1.30)
где Т1 – температура газа в начале первого участка, К.
Т2 – температура газа в конце первого участка, К.
5. Определим приведенные значения Рпр и Тпр по формулам (1.7):
8. Определим коэффициент сжимаемости газа по методике, описанной в п. 2.3.2:
9. Динамическую вязкость газа η определим по формуле:
(1.31)
10. Рассчитаем удельную теплоемкость ср (1.23):
Дж/(кг К).
11. По нижеприведенной формуле определим коэффициент Джоуля-Томпсона Di:
(1.32)
град/МПа.
12. Для оценки гидравлического режима течения газа найдем значение переходной производительности Qп
(1.33)
млн. м3/сут.
Q>Qп, следовательно газ течет при квадратичном режиме. Тогда при эквивалентной шероховатости kэ=0,03мм коэффициент гидравлического сопротивления λ определится по формуле:
(1.34)
где D – внутренний диаметр труб, мм.
Расчетное значение λр
(1.35)
где Е – коэффициент гидравлической эффективности участка.
В соответствии с [6] примем Е=0,95, тогда:
13. Давление в конце участка Р21 определим из уравнения пропускной способности участка [4]:
(1.36)
14. Расчетное значение средней температуры газа в участке Тср1 определим из уравнения:
(1.37)
где ,
k – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 , К),
М – массовая производительность газопровода, кг/с.
(1.38)
кг/с.
Примем согласно рекомендациям [6] k=1,5 Вт/(м2 , К) и найдем значение показателя a
1/км.
Определим Тср1 по (1.37)
15. Оценим сходимость предположенных и рассчитанных значений давления и температуры
Сходимость удовлетворительная.
17. Температуру газа в конце участка рассчитаем по формуле:
(1.39)
18. Температура газа на выходе КС-1 (в начале участка) составила 264,5 К; в конце первого участка Т21 = 268,4 К, давление в конце участка P21 = 3,51 МПа.
2.4. Расчет режима работы конечного участка
1. Методика расчета режима работы конечного участка аналогична приведенной в п 2.3. Поэтому приведем только готовый результат (Табл. 1.4).
Таблица 1.4
Параметры работы конечного участка
|
Параметр |
Значение |
|
Р1, МПа |
4,38 |
|
Рср, МПа |
3,37 |
|
Тср, К |
270,6 |
|
Z |
0,904 |
|
Cp, Дж/(кг К) |
2,52 |
|
Di, град/МПа |
4,7 |
|
η, Па с |
|
|
Qп, млн м3/ сут |
23,172 |
|
λ |
0,0098 |
|
λp |
0,0138 |
|
a |
0,0080 |
|
Pк, МПа |
2,05 |
|
Тк , К |
273,7 |
2. Итак, давление в конце участка Pк = 2,05 МПа (манометрическое ≈ 2,0 МПа), чего и требовалось добиться. Значение температуры газа в конце участка так же удовлетворяет требованиям.
Итак, в результате расчетов было определено значение пропускной способности Q = 27,87 млн м3/ сут. При этом на обеих станциях ГПА работают на максимальных оборотах, обеспечивая максимальную при данной производительности степень сжатия. При дальнейшем увеличении значения пропускной способности степень сжатия будет уменьшаться, что приведет к невыполнению условия Pк = 2,0 МПа. Пропускную способность так же можно повысить, понизив температуру газа за АВО, однако в данном случае температура газа уже очень близка к предельно допустимой – температуре грунта, следовательно, дальнейшее ее понижение приведет к увеличению нагрузки на трубопровод.
При этом выполняются все необходимые условия для работы МГ в нормальном режиме.
Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о том, что найденное значение пропускной способности в январе месяце максимально для данного газопровода.