Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата компрессорной станции. Расчет внутренней и эффективной мощности агрегата при разных режимах работы. Расход топливного газа. Эксплуатационные затраты на сжатие природного газа.
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.На КС работают параллельно 1 агрегат ГПА-16 «Урал», оснащенный центробежным нагнетателем 235-1,4/76-5300, и 3 электроприводных газоперекачивающих агрегата СТД-12500, оснащенные нагнетателями 235-21-3. Определить режимные характеристики ГПА и энергетическую составляющую эксплуатационных затрат при оптимальном распределении нагрузки между ГПА. Коммерческий расход природного газа через КС составляет = 63 млн. м3 в сутки, а характеристики природного газа на входе в ЦБН равны: , . Давление газа на выходе КЦ равно , молярная масса природного газа составляет 16,2 кг/кмоль, коэффициент технического состояния ЦБН -, а КПД электродвигателя и мультипликатора равны соответственно: 0,92 и 0,95, цена газа на собственные нужды -, а цена электрической энергии - руб./КВТ?ч. Определить значение энергетической составляющей эксплуатационных затрат при оптимальном распределении нагрузки между ГПА, если увеличится до 75 млн. м3 в сутки.Так как у нас заданы стандартные стационарные условия, то: Относительный КПД ГТУ [2]: Действительный эффективный КПД [2]: коэффициент технического состояния газотурбинной установки по эффективному КПД[2]; коэффициент технического состояния газотурбинной установки по топливному газу, примем . Объемный расход топливного газа[3]: Qнр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Qнр = 8000 Ккал = 33,431 [МДЖ/м3] [3]. 2.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат[2] цена газа на собственные нужды; Расход на входе в ГГПА не входит в зону регулирования, поэтому увеличиваем минимальный расход на 10%, включаем второй ЭГПА и остальной расход распределяем на два ЭГПА: Тогда: =1, т.к. все имеющиеся способы регулирования частоты вращения вала нагнетателя не эффективны.Так как у нас заданы стандартные стационарные условия, то: Относительный КПД ГТУ [2]: Действительный эффективный КПД [2]: коэффициент технического состояния газотурбинной установки по эффективному КПД[2]; коэффициент технического состояния газотурбинной установки по топливному газу, примем . Объемный расход топливного газа[3]: Qнр низшая теплота сгорания природного газа, для расчетов рекомендуется принимать номинальное значение низшей теплоты сгорания природного газа, равным: Qнр = 8000 Ккал = 33,431 [МДЖ/м3] [3]. Мощность выброса оксидов азота (г/с) для всех типов ГТУ с нерегулируемым сопловым аппаратом силовой турбины при отклонении газотурбинной установки от номинального режима эксплуатации определяется по следующему эмпирическому соотношению: где , - мощность выбросов оксидов азота при номинальной и частичной загрузке ГТУ ; Мощность выброса оксида углерода (г/с) для всех типов ГТУ и на всех режимах их работы вычисляется по формуле: где = 2,78 - удельный выброс оксидов углерода на единицу расхода топливного газа, (табл.1) В результате анализа двух вариантов установлено, что оптимальной схемой компримирования в первом варианте является загрузка одного ЭГПА и одного ГГПА, а во втором - загрузка двух ЭГПА и одного ГГПА с проведением дросселирования перед ЭГПА на 0,26 МПА.
План
Содержание
1. Исходные данные
2. Рассмотрение первой схемы компримирования при = 63 млн. м3 в сутки
2.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500
2.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16 «Урал»
2.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА
2.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА
2.5 Определение расхода топливного газа
2.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат
3. Рассмотрение второй схемы компримирования при = 75 млн. м3 в сутки
3.1 Определение рабочей точки электроприводного газоперекачивающего агрегата СТД-12500
3.2 Определение рабочей точки газоперекачивающего агрегата ГПА-16 «Урал»
3.3 Определение внутренней и эффективной мощности ГГПА
3.4 Определение внутренней и эффективной мощности ЭГПА
3.5 Определение расхода топливного газа
3.6 Определение энергетической составляющей часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа и эксплуатационных затрат
4. Расчет экологических характеристик ГГПА для двух режимов. Определение объемов выброса загрязняющих веществ в окружающую среду с продуктами сгорания
5. Сопоставление характеристик двух режимов
Выводы
Список используемой литературы
1. Исходные данные
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
