Значения коэффициента Kа, учитывающего влияние температуры атмосферного воздуха и загрузки ГПА

"Коберра-182"

ГТН-25И

1,

1,065

1,08

1,045

1,07

1,035

1,06

1,025

1,05

1,015

1,04

1,01

1,04

1,03*

1,03

1,005

1,02

1,005

1,015

1,005

1,005

1,005

1,005

0,99

1,005

0,98

1,005

0,97

1,005

е 1,205 кг/мKу- плотность воздуха при 20 °С и 0,1013 МПа. 4. Плотность газа при

всасывании, кг/м:, где , - абсолютные давление и (в МПа) температура (в К) при всасывании.

5. Коммерческая подача группы

наг

нетателей, млн. мK_у'/сут: ⁿ_у, где ⁿ_у - коммерческая подача КС, оборудованной однотипными

агрегатами, млн. м /сут; - число параллельно работающих групп, ивода Н_тш = 860×4,1868/()3453 1η_ГПАи = 150кВт.

12. Давление на выходе нагнетателя, МПа: η_ГПАи.

13. Температура на выходе нагнетателя , где = 1,31; - политропический к. п. д. нагнетателя.

Расчет второй ступени выполняется аналогично. Температура на входе второй ступени принимается равной температуре нагнетания первой ступени. Давление на входе второй ступени: -(0,015 0,025), где - давление нагнетания первой ступени, МПа; (0,015 0,025) МПа-потери в обвязке между первой и второй ступенью.

Пример 5.1. Рассчитать режим работы КС, перекачивающей газ в объеме 65 млн. м/cут. Абсолютное давление на входе нагнетателей составляет

кг/м.

Плотность газа при всасывании кг/м.

Подача одной группы последовательно включенных нагнетателей = 65 000 000/2 = 32 500 000 м/сут.

Объемная подача нагнетателя первой ступени

= 32 500 000·0,724/(1440·29,2) = 561,5 м/мин. Приведенная объемная подача нагнетателя

первой ступени = (4800/4600)·561,5= 586 м Qт.н = Qп.о + Qт.о + Qт.п /мин. Приведенная частота вращения

Qп.о = 0,968,

где 0,91,490 и 293 - значения приведенных величин по графику на рис. 5.9.

Погр

аф

ику на рис. 5.9 степень сжатия Q_т.д = 1,21, приведенная относительная внутренняя мощность Qпрод=337кВт/(кг·м ), Qстрав =0,82.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем: Qи.г кВт.

Мощность на валу привода ^п-° кВт.

Давление на выходе нагнетателя первой ступени Qр.р МПа.

Температура газа на выходе первой ступени ^τ К.

Расчет режима работы второй ступени нагнетания выполняется аналогично расчету режима работы первой ступени.

5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК НА ОСНОВЕ ОБОБЩЕННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

Исходя из того, что приведенные характеристики (параметры) всех двухвальных газотурбинных установок (ГТУ) (за исключением агрегатов ГТК-10И и ГТН-25И, имеющих поворотные направляющие аппараты силовой турбины) были обобщены, т. е. представлены в относительной форме - в виде зависимости параметров, отнесенных к номинальным значениям (см. табл. 5.1), относительные приведенные параметры ГТУ определяют по следующим формулам:

приведенная относительная мощность

«гад, (5.1)

где Q^т.о и Qт.п - номинальная и фактическая мощности ГТУ; и - номинальная и фактическая температуры наружного воздуха; и номинальное и фактическое атмосферные давления;

относительный к. п. д. ГТУ

(5.2) где и - номинальный и фактический к. п. д. ГТУ;

приведенная относительная температура по трактам ГТУ

, (5.3) где и - номинальная и фактическая температуры;

приведенный относительный расход топливного газа

(5.4)

где и - номинальный и фактический расход топливного газа; и - номинальная и фактическая теплота сгорания;

относительная степень сжатия в компрессоре

(5.5) где и - номинальная и фактическая степень сжатия;

приведенный относительный расход воздуха через компрессор

(5.6) где и - номинальный и фактически

й расход воздуха;

приведенная относительная частота вращения

<*1, (5-7)

где f ^{= d}ш ^/ d1 и T ,z,R,p _- номинальная и фактическая частота вращения;

относительная степень расширения газа в турбине

*-1, (5-8)

где ^d1 и L1экв - номинальная и фактическая относительная степень расширения.

Каждый относительный параметр, приведенный к нормальным или номинальным условиям (см. табл. 5.1) зависит от приведенной относительной мощности. Эти же и некоторые другие параметры могут быть рассчитаны по следующим формулам:

³, (5.9)

где - приведенная температура на входе турбины;

(5 .10)

К; (5.11)

³; (5.12)

где ∆P - приведенный расход на входе компрессора;
^Т; (5.13) Т_п, (5.14)

где _Q т. о ⁼ Kт.оQпnп - приведенный расход топливного газа. Приведенная температура на выходе турбины низкого давления

^т.о; (5.15)

Приведенная температура на выходе компрессора

бп=?п^тп. (5.16)

Зависимость основных обобщенных относительных характеристик ГТУ от относительной мощности изображена на рис. 5.19.

Рис. 5.19. Обобщенные относительные характеристики ГТУ

Для определения основных параметров ГТУ в случае отклонения режима ее работы от номинального, в частности при снижении оборотов ТНД, служат характеристики, приведенные на рис. 5.20.

Рис. 5.20. Диаграмма режимов

При увеличении сопротивления входного и выходного трактов от приведенных в табл. 5.1, а также в случае отбора сжатого воздуха за компрессором проводится корректировка

относительной мощности ⁿп и относительного к. п. д. ГТУ : Параметр, %, %Увеличение сопротивления на 0,1013 MПa:

входного тракта выходного тракта Отбор воздуха за осевым компрессором в

расхода через компрессор. Определить основные параметры ГТУ. Решение

Приведенная относительная температура

п

еред ТВД (см. формулу 5.3)

q5 , q10 , q17 , q18 , q30, qи.г , qт.а .

Приведенные относительные обороты ТНД (см. формулу 5.7)

ⁿГПА.

На диаграмме режимов (см. рис. 5.20) по и определяем относительную приведенную мощность. = 1,075. По графикам (рис. 5.19) = 1,02; = 1,025; = 1,03; = 1,09; = 1,04; = 1,03; = 1,13.

Фактические значения параметров на заданном режиме определяются по формулам 5.1-5.7. кВт.

С учетом потери 3 % мощности из-за отбора воздуха за компрессором кВт = 756 К (483 °С); = 458,1 К (185,1 °С);

= 5261 об/мин;

= 4,7;

= 89,2 кг/с;= 1,03·29=29,87.

С учетом потери к. п. д. из-за отбора воздуха з

а компрессором ³= 29,87-(29,87·0,02) = 29,27. = 4023 м/ч.

5.4. РАСЧЕТ РАСПОЛАГАЕМОЙ МОЩНОСТИ ГТУ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ РЕЖИМА РАБОТЫ КС

Располагаемая мощность ГТУ - это максимальная рабочая мощность на муфте, которую может развить ГТУ в конкретных станционных условиях. Ее величина определяется внешними эксплуатационными условиями, уровнем технического состояния, параметрами эксплуатационных ограничений и другими факторами.

Эксплуатационными ограничениями располагаемой мощности ГТУ различных типов могут служить разные параметры (температура на входе и выходе турбины, между турбинами, частота вращения ротора турбокомпрессора и т.

Располагаемая мощность ГТУ ^Ят.н, (5.17)

где - коэффициент технического состояния ГТУ (табл. 5.3); ^N е0 - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения (0,87 - для ГТК-10, 1 - для остальных

типов ГПА); ⁿГПА- коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ (см. табл. 5.3); τ, ^H п.ои - фактическая и номинальная температура воздуха на входе ГТУ, °С; ^H т.ои - абсолютное барометрическое давление воздуха, МПа.

Температура воздуха на входе ГТУ

где - расчетная температура атмосферного воздуха месяца, сезона, квартала, °С (см. СН

иП

2.01.01-82 "Строительная климатология и геофизика"); Kp - поправка на изменчивость климатических данных (2,5 °С для среднемесячной и 1,5°С для среднесезонной температуры);

K2нар, K3нар,K 4нар - поправка на местный подогрев атмосферного воздуха (в среднем 2,5°С); -поправка, учитываемая при работе установок водоиспарительного охлаждения в летнее время (6-10 °С).

Таблица 5.3 Параметры и коэффициенты для определения индивидуальных норм затрат топливного газа и поправочных коэффициентов к нормам

Параметр или коэффициент

ГТ- 700-4 ГТ- 700-5 ГТК- 5 ГТ- 750-6 ГТ-6- ГТН-6 ГПА- Ц-6,3 ГТН- 9-750 ГТК- 10 ГПА- 10 ГТК- 16 ГТН- 16 ГТН- 25 ГТК- 10И "Кобер- ра-182"ГТН- 25И Номинальная мощность ГТУ , кВт 4400 4250 4400 6000 6300 6300 10000 10000 1000

0 16000 16000

25000 9700 12900 24500 Номинальный кпд. ГТУ 0,16 0,25 0,26 0,27 0,24 0,225 0,19 0,29 0,265 0,25 0,29 0,28 0,257 0,273 0,275 Номинальная температура воздуха на входе ГТУ °С 10 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 25 25 15 25 Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу 1,05 1,05 1,05 1,05

ропический к. п. д. нагнет

ателя

0,99 0,995 0,995 Коэффициент потерь (утечек) газа в топливном коллекторе 30,985 0,985 0,985

0,985 0,99 0,99 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 Коэффициент наработки ³ для диапазона:25-50 тыс.ч 1,05 1,05 1,05 1,05 1,02 1,02 1,05 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 1,02 50-100 тыс.ч. 1,08 1,08 1,08 1,08 1,04 1,04 1,08 1,04

ГТ

ого состояния ^Hт.ни = 0,95. Определить для летнего сезона располагаемую мощность при отсутствии вибрационных и прочих ограничений. Низшая теплота сг орания номинальная.

Решение

1. По табл. 5.1 Hт.ни = 16000 кВт; K_p = 3,2.

2. Средняя температура летнего сезона

3. Температура воздуха на входе в осевой компрессор: р = 28 °С.

4. Располагаемая мощность ГТУ

K2нар = 13 100 кВт.

Этот метод требует дополнительного определения коэффициента технического состояния по каждому агрегату в КЦ в отдельности.

5.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ НА МУФТЕ НАГНЕТАТЕЛЬ - ГТУ ПО ПАРАМЕТРАМ СЖИМАЕМОГО ГАЗА

Мощность на муфте нагнетатель - ГТУ определяют по формуле

где K2нар - удельная полезная политропическая работа сжатия; K2нар -подача нагнетателя; K3нар - к.п.д. нагнетателя; K3нар - политропическии к.п.д.; K

механический к.п.д. ; , K4нар- коэффициент сжимаемости и температура на входе

нагнетателя; K4нар - коэффициент политропического сжатия, K4нар= 0,3; K4нар - степень сжатия нагнетателя.

Можно использовать более простое выражение для удельной полезной работы (погрешность до 1 % при степенях сжатия до 2 и к.п.д. 0,7-0,85): (5.18)

Мощность, потребляемая нагнетателем, не может быть больше располагаемой мощности привода.

Анализ данных испытаний нагнетателей показывает, что снижение политропического к.п.д. в
процессе эксплуатации может составлять 1-7 %. Основными причинами ухудшения
технического состояния нагнетателей являются: эрозия проточной части; увеличение зазоров в
уплотнениях покрывающего диска; загрязнение проточной части. Эрозия элементов

нагнетателя наблюдается в случаях, когда в транспортируемом газе присутствуют механические примеси в количестве, превышающем требованиям ГОСТ.

Эксплуатационный к.п.д. нагнетателя является функцией номинального к.п.д., технического состояния, режима работы и механических потерь в нагнетателе:

H_т=B₁₊B₂+B₃+B₄+B₅,

где ^B1 = 0,95, ^B2, ^B3 - коэффициенты, учитывающие соответственно техническое

состояние, режим работы нагнетателя и механические потери; B4 - номинальный политропический к.п.д., определяемый техническим уровнем нагнетателя (см. табл. 5.3).

5.6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВНОГО ГАЗА ДЛЯ ГТУ

Расход топливного газа для ГТУ (в тыс. мB5 /ч) определяют по формуле

^B6, (5.19)

где Hэ=^e1^+e2^+e3 - номинальный расход топливного газа (см. табл. 5.1); e1-коэффициент загрузки; ^e2 - коэффициент технического состояния ГТУ по топливу (см. табл. 5.3); ^e3 - коэффициент, учитывающий отклонение теплоты сгорания топлива от номинала;

- коэффициент, учитывающий параметры атмосферного воздуха (в том числе влияние противообледенительной системы, когда она включена) и степень загрузки.

На основе исследований получена следующая формула для определения коэффициента загрузки:

где - коэффициент использования располагаемой мощности.

При поагрегатном расчете расхода топливного газа на многоцеховой КС суммарный расход полностью совпадает с суточным замером. Формула дает очень высокую сходимость результатов.

5.7. НОРМИРОВАНИЕ ЗАТРАТ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ГАЗОТУРБИННЫХ ЦЕХОВ

Целью нормирования затрат природного газа является наиболее полное и рациональное его использование на КС, определение плановой потребности, а также оценка эффективности его использования на собственные нужды компрессорных цехов.

Основным методом, используемым при разработке норм, является расче тно-а

налитическнй метод с и

ие и эксплуатационные факторы:

паспортные (номинальные) характеристики ГТУ и нагнетателей;

поле минусовых допусков на технические показатели ГТУ нагнетателей, предусмотренные техническими условиями и ГОСТ;

техническое состояние ГТУ и нагнетателей по средним статистическим данным в зависимости от времени наработки;

влияние атмосферных и климатических условий на технические показатели агрегата, в том числе и на загрузку ГТУ;

влияние системы противообледенения осевых компрессоров н

а экономичность работы ГТУ;

использование установок утилизации выхлопных газов ГТУ; поле возможных эксплуатационных режимов работы нагнетателей;

противопомпажное регулирование и возможные перетечки газа в технологических коммуникациях КС;

подогрев топливного газа;

влияние параметров перекачиваемого газа (температуры, давления, состава газа);

статистические данные о показателях надежности ГПА.

Нормативные затраты природного газа на собственные нужды Q (в млн. мw) цеха складываются из затрат на топливный газ z_m и затрат газа на технологические нужды T_m за

отчетный (планируемый) период pвх .

Индивидуальные нормы затрат топливного газа

Нормативные затраты топливного газа - это максимально допустимое количество топливного газа, расходуемое на привод ГПА при компримировании запланированного объема транспортируемого газа. Нормирование затрат топливного газа производится на единицу эффективной (полезной) работы сжатия г

аза. Нормативные затрат

283 133 303 Ш 325 333 № 353 Т_т, К

ной способности природного газа; - коэффициент параметров атмосферного воздуха (тал.5.4.); - коэффициент

наработки; - коэффициент трехступенчато

го сжатия транспортируемого газа; - коэффициент влияния утилизаторов выхлопных газов; -исходная индивидуальная норма затрат топливного газа.

Таблица 5.4

Значения коэффициента , учитывающего влияние температуры атмосферного воздуха и
загрузки ГПА Тип Расчетная температура атмосф

Ь? 1,г V й* %$ С 1,7 1,3 2,1 1^ 2,51,7 23 3,%