Добавлен: 10.01.2024
Просмотров: 418
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
– абсолютные давления газа;
и 
– абсолютные температуры газа;
и 
– коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.
Определим псевдокритическую температуру и давление природного газа по правилу сложения (аддитивности) по формулам
, (9)
(10)
где
и 
– абсолютные критические температура и давление компонентов смеси;
Тпк = 0,9847
190,68+0,0489 305,75+0,00156 370+0,00026 58,12+0,00031 58,12+ +0,00012 197,2+0,00044 64,07+0,0076 28,02+0,00009 32,0 = 192,93 К.
Рпк = 0,9847 4,74+0,00489 5,05+0,00156 4,49+0,00026 3,77+0,00031 3,69+
+0,00012
3,41+0,00044 7,54+0,0076 3,46+0,00009 5,14 = 4,53 МПа.
В соответствии с нормами технологического проектирования [6] псевдокритические параметры газа могут быть определены по известной плотности ст газовой смеси по формулам
Тпк = 155,24 (0,564+ст) = 155,24 (0,564+0,6869) = 192,792 К, (11)
Рпк = 0,1737 (26,831-ст) = 0,1737 (26,831-0,6869) = 4,542 МПа. (12)
Отличие результатов расчетов по точным и эмпирическим формулам составляет 0,7 % для псевдокритической температуры и 0,3 % для псевдокритического давления, что вполне приемлемо для технических расчетов.
Приведенные параметры газовой смеси определим по формулам
Рпр =
= 
=1,1 МПа, (13)
Тпр=
=
=1,52 К, (14)
По формулам, рекомендуемым в нормах технологического проектирования СТО Газпром 2-3.5-051-2006, определим сжимаемость газа, которая учитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости z (можно определить по номограмме) или по формуле
(15)
= 0,907.
Динамическая вязкость газа (Па.с) определяется по формуле
(16)
.
2.2 Расчет располагаемой мощности ГПА
Рассчитаем режим работы компрессорной станции, перекачивающей газ в объеме Qкс = 29,9×106 м3/сут.КС работает по коллекторной схеме сжатия, в режиме с одним ГПА-Ц-16, а затем с ГПА-Ц-16АЛ. Проведём расчёт располагаемой мощности ГТУ в составе этих ГПА.
Исходные данные:
Q = 29,9×106 м3/сут.
Р1н =3,4 МПа; t1н=288 К; t3 =5 0С
фактическая частота вращения ротора СТ, n = 5400 об/мин;
относительная плотность газа, = 0,603;
коэффициент сжимаемости газа,
;
газовая постоянная, R = 508,9 Дж/кгК.
Расчет рабочих параметров ЦБН необходимо выполнить по их приведенным характеристикам, позволяющим учитывать отклонение параметров газа на входе в нагнетатель (см. рисунок 6 и слайд 8).
Плотность газа на входе в нагнетатель
(17)
Объемная подача нагнетателя
(18)
Рисунок 6 – Газодинамические характеристики нагнетателя НЦ-16С/56-1,44
Приведенная объемная подача нагнетателя
(19)
Приведенная частота вращения
(20)
где
– параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.
По графику приведенных характеристик [6] степень сжатия
; приведенная относительная внутренняя мощность 
Внутренняя мощность, потребляемая ЦБН
(21)
Мощность на валу привода (муфте), кВт
(22)
где
– механические потери, для ГТП АЛ-31СТ 
– механические потери, для ГТП НК-16СТ 
Давление на выходе нагнетателя
(23)
Температура газа на выходе нагнетателя
(24)
где
– политропический КПД нагнетателя
Располагаемая мощность – это максимальная рабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод в конкретных станционных условиях.
Располагаемую мощность ГТУ определяют по следующей формуле [6]
(25)
где
- номинальная мощность ГТУ;
KN - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности);
Кt - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;
Кy - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла;
- коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря;
- коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента KN, т.е. принимается равным = 1,0; специальный учет требуется при разнице номинальных частот вращения ГТУ и ЦБН (более 10 %).
Учет влияния температур атмосферного воздуха производят по формуле для определения коэффициента влияния:
(26)
0,9
где Та - расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ, К;
kt - коэффициент, величины которого для некоторых типов ГТУ приведены в приложении Д; [6]
В таблице Д.1 (приложение Д) приведены рекомендуемые величины KN для разных типоразмеров. [6]
Коэффициент, учитывающий наличие на выхлопе ГТУ утилизатора тепла, Ку рекомендуется принимать 0,985 (для типичных водяных теплообменников).
Учет высоты расположения КС над уровнем моря производят по данным таблицы Е. 1. [6]
Значение располагаемой мощности ГТУ не должно превышать 110 % номинальной величины (в холодные периоды); если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать значение 110%.
13475 кВт
3 Безопасность и экологичность проекта
3.1 Характеристика технологического процесса по
пожароопасности и вредности производства
На КЦ основными взрывопожароопасными и вредными веществами являются: газ и турбинное масло ТП-22.
ПДК для ряда вредных веществ, применяемых на установке, представлены в таблице 7.
Таблица 7 – ПДК паров и газов в воздухе рабочей зоны
Природный газ – бесцветная смесь легких природных газов, легче воздуха. Пределы взрываемости от 5,0 до 15,0 % от объёма. ПДК в воздухе производственных помещений 0,7 процентов от объема, в пересчете на углеводороды 300 мг/м3. Температура самовоспламенения 650 °С. При больших концентрациях (более 20 %) действует удушающе, так как возникает кислородная недостаточность [1].
Масло турбинное ТП-22 – по степени воздействия на организм относятся к четвёртому классу опасности по ГОСТ 12.1.007 с предельно допустимой концентрацией (ПДК) паров углеводородов в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3 в соответствии с ГН 2.2.2.1313-03 и является малоопасным продуктом при высоких концентрациях действует на центральную нервную систему, а в аэрозольном состоянии оно относится к третьему классу опасности с ПДК - 5 мг/м
и – абсолютные температуры газа; и – коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях. Определим псевдокритическую температуру и давление природного газа по правилу сложения (аддитивности) по формулам
, (9) (10)где
и – абсолютные критические температура и давление компонентов смеси;Тпк = 0,9847
190,68+0,0489 305,75+0,00156 370+0,00026 58,12+0,00031 58,12+ +0,00012 197,2+0,00044 64,07+0,0076 28,02+0,00009 32,0 = 192,93 К.Рпк = 0,9847
4,74+0,00489 5,05+0,00156 4,49+0,00026 3,77+0,00031 3,69++0,00012
3,41+0,00044
7,54+0,0076 3,46+0,00009 5,14 = 4,53 МПа.В соответствии с нормами технологического проектирования [6] псевдокритические параметры газа могут быть определены по известной плотности ст газовой смеси по формулам
Тпк = 155,24
(0,564+ст) = 155,24 (0,564+0,6869) = 192,792 К, (11)Рпк = 0,1737
(26,831-ст) = 0,1737 (26,831-0,6869) = 4,542 МПа. (12)Отличие результатов расчетов по точным и эмпирическим формулам составляет 0,7 % для псевдокритической температуры и 0,3 % для псевдокритического давления, что вполне приемлемо для технических расчетов.
Приведенные параметры газовой смеси определим по формулам
Рпр =
= =1,1 МПа, (13)Тпр=
= =1,52 К, (14)По формулам, рекомендуемым в нормах технологического проектирования СТО Газпром 2-3.5-051-2006, определим сжимаемость газа, которая учитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости z (можно определить по номограмме) или по формуле
(15) = 0,907.Динамическая вязкость газа (Па.с) определяется по формуле
(16) .
2.2 Расчет располагаемой мощности ГПА
Рассчитаем режим работы компрессорной станции, перекачивающей газ в объеме Qкс = 29,9×106 м3/сут.КС работает по коллекторной схеме сжатия, в режиме с одним ГПА-Ц-16, а затем с ГПА-Ц-16АЛ. Проведём расчёт располагаемой мощности ГТУ в составе этих ГПА.
Исходные данные:
Q = 29,9×106 м3/сут.
Р1н =3,4 МПа; t1н=288 К; t3 =5 0С
фактическая частота вращения ротора СТ, n = 5400 об/мин;
относительная плотность газа, = 0,603;
коэффициент сжимаемости газа,
;газовая постоянная, R = 508,9 Дж/кгК.
Расчет рабочих параметров ЦБН необходимо выполнить по их приведенным характеристикам, позволяющим учитывать отклонение параметров газа на входе в нагнетатель (см. рисунок 6 и слайд 8).
Плотность газа на входе в нагнетатель
(17)Объемная подача нагнетателя
(18) Рисунок 6 – Газодинамические характеристики нагнетателя НЦ-16С/56-1,44
Приведенная объемная подача нагнетателя
(19)Приведенная частота вращения
(20)где
– параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.По графику приведенных характеристик [6] степень сжатия
; приведенная относительная внутренняя мощность Внутренняя мощность, потребляемая ЦБН
(21)Мощность на валу привода (муфте), кВт
(22)где
– механические потери, для ГТП АЛ-31СТ
– механические потери, для ГТП НК-16СТ Давление на выходе нагнетателя
(23)Температура газа на выходе нагнетателя
(24)где
– политропический КПД нагнетателя Располагаемая мощность – это максимальная рабочая мощность на муфте газового компрессора (нагнетателя), которую может развивать привод в конкретных станционных условиях.
Располагаемую мощность ГТУ определяют по следующей формуле [6]
(25)где
- номинальная мощность ГТУ;KN - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности);
Кt - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха;
Кy - коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла;
- коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря; - коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; обычно учитывается в составе коэффициента KN, т.е. принимается равным = 1,0; специальный учет требуется при разнице номинальных частот вращения ГТУ и ЦБН (более 10 %).Учет влияния температур атмосферного воздуха производят по формуле для определения коэффициента влияния:
(26)
0,9
где Та - расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ, К;
kt - коэффициент, величины которого для некоторых типов ГТУ приведены в приложении Д; [6]
В таблице Д.1 (приложение Д) приведены рекомендуемые величины KN для разных типоразмеров. [6]
Коэффициент, учитывающий наличие на выхлопе ГТУ утилизатора тепла, Ку рекомендуется принимать 0,985 (для типичных водяных теплообменников).
Учет высоты расположения КС над уровнем моря производят по данным таблицы Е. 1. [6]
Значение располагаемой мощности ГТУ не должно превышать 110 % номинальной величины (в холодные периоды); если в результате расчета получена большая величина, то следует принимать значение 110%.
13475 кВт3 Безопасность и экологичность проекта
3.1 Характеристика технологического процесса по
пожароопасности и вредности производства
На КЦ основными взрывопожароопасными и вредными веществами являются: газ и турбинное масло ТП-22.
ПДК для ряда вредных веществ, применяемых на установке, представлены в таблице 7.
Таблица 7 – ПДК паров и газов в воздухе рабочей зоны
| Наименование | ПДК, мг/м3 |
| Метан | 300 |
| Этан, пропан, бутан | 300 |
| Масло турбинное ТП-22 | 300 |
Природный газ – бесцветная смесь легких природных газов, легче воздуха. Пределы взрываемости от 5,0 до 15,0 % от объёма. ПДК в воздухе производственных помещений 0,7 процентов от объема, в пересчете на углеводороды 300 мг/м3. Температура самовоспламенения 650 °С. При больших концентрациях (более 20 %) действует удушающе, так как возникает кислородная недостаточность [1].
Масло турбинное ТП-22 – по степени воздействия на организм относятся к четвёртому классу опасности по ГОСТ 12.1.007 с предельно допустимой концентрацией (ПДК) паров углеводородов в воздухе рабочей зоны 300 мг/м3 в соответствии с ГН 2.2.2.1313-03 и является малоопасным продуктом при высоких концентрациях действует на центральную нервную систему, а в аэрозольном состоянии оно относится к третьему классу опасности с ПДК - 5 мг/м