Характеристики ГПА с ГТУ приводом

Преимущества

по сравнению с ГМК имеют более простую конструкцию

малый удельный вес на единицу мощности

относительно небольшие габариты

автономность, работает ГТУ на том же газе, что и перекачивает

Недостатки

низкий КПД привода 26-30%

сильное влияние переменного режима работы на КПД ГТУ и на расход газа для нужд ГТУ.

Номинальный ряд мощностей привода определяется:

давлением транспортируемого газа

диаметром газопровода

соотношением давлений сжатия по КС

Рекомендована примерная зависимость мощности единичных агрегатов от давления транспортируемого газа и диаметра газопровода:

Для газопровода диаметром 720-1020 мм с рабочим давление газа на выходе КС 5,5 МПа используются агрегаты с мощностью 4-6 МВт.

1220 мм; 5,5МПа – 6-10 МВт

1220 мм 7,5 МПа – 10 МВт

1420 мм 7,5 МПа – 16 и 25МВт

При проектировании и эксплуатации газопроводов соотношение давлений сжатия ε = 1,3-1,6.

 

Контрольные вопросы:

1. Объясните, чем определяется вид энергопривода на компрессорных станциях.

2. Перечислите основные виды энергопривода на компрессорных станциях. Их достоинства и недостатки.

 

 

1.2 Режимы работы магистральных газопроводов и энергопривода компрессорных станций.

 

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие буферных потребителей газа подземных газохранилищ характеризуется неравномерностью подачи газа.

В зависимости от постановки задачи различают следующие колебания пропускной способности газопровода:

в пределах суток – дневное и ночное потребление газа

в пределах недели – потребление газа в рабочие и выходные дни

в пределах года – сезонное зимнее и летнее потребление газа

Значительный интерес представляет анализ сезонных периодических колебаний пропускной способности газопровода, когда изменение мощности энергопривода в зимний период по отношению к летнему периоду эксплуатации может достигать 20-50%.

Характерный график сезонного транспорта газа по газопроводу приведен на Рис. 1.1

Рисунок 1.1 График сезонного транспортирования газа по газопроводу.

 

Из рисунка видно, что пропускная способность газопровода в течении года приближенно может быть описана уравнением косинусоиды. Максимум пропускной способности Qmax приходится примерно на середину декабря-января, минимум Qmin – на летние месяцы года.

Соответственно анализ режимов работы магистральных газопроводов и энергопривода компрессорных станций с использованием аналитических выражений пропускной способности газопроводов позволит оценить колебания мощности энергопривода КС и его среднюю загрузку в условиях газопровода, т.е. определить специфические условия работы энергопривода на КС.

Базовое уравнение, характеризующее среднесуточную пропускную способность газопровода, имеет вид:

, (1.1)

где ; .

Q – среднесуточная пропускная способность газопровода по месяцам в течении года;

Qm – средняя пропускная способность газопровода в течении года;

T – период производительности газопровода (Т=365 сут);

t – время в сутках от начала календарного года;

t0 – время (от начала календарного года) соответствующее моменту максимума производительности газопровода (t=t0; Q=Qmax);

Q1 – амплитуда изменения производительности газопровода (Q1=Qmax-Qm);

- приращение или снижение подачи газа через КС за рассматриваемый год.

Значения Q1, Qm – определяют на основе обработки данных о среднесуточной пропускной способности газопровода, например, по месяцам данного года, аппроксимируя уравнением (1.1) фактическую пропускную способность газопровода и ее изменение в течение данного года.

 

Анализ уравнения (1.1) показывает, что наибольшая и наименьшая относительные суточные пропускные способности газопровода определяются соотношениями:

; . (1.2)

Здесь - относительная амплитуда гармонической составляющей пропускной способности газопровода, основная характеристика его переменного режима работы.

Результаты анализа статистических данных показывают, что изменяется в диапазоне 0,05-0,15. Меньшее значение соответствует более высокому уровню освоения газопроводных систем – наличие подземных хранилищ, буферных потребителей газа и т.д.

В общем случае средняя загрузка энергопривода КС в течении года может быть определена как:

, (1.3)

k - коэффициент запаса мощности 1,1-1,15

- максимальная гидравлическая мощность газопровода.

Соответственно принимая это означает, что агрегаты на газопроводах загружены (при значении ) в среднем на 84-88%.

В уравнение (1.3) входит величина - средняя гидравлическая мощность газопровода:

(1.4)

где - приведенный коэффициент сопротивления трения и местных сопротивлений; - среднее значение фактора сжимаемости газа, газовой постоянной, температуры, давления; - массовый расход газа; - площадь сечения трубопровода, длина, внутренний диаметр.

Анализ уравнения (1.4) показывает, что с точки зрения минимизации затрат мощности ГПА на перекачку газа всегда выгодно (при прочих равных условиях) поддерживать максимальное давление в трубопроводе. В этом случае объемный расход газа будет минимальным при заданном массовом расходе в силу повышения значения плотности газа .

Это достигается путем соответствующих схем включения агрегатов станции.

Последовательное соединение агрегатов применяют, когда при заданном расходе одна установка не может обеспечить нужный перепад давления по КС из-за ограниченной мощности.

Параллельное соединение ГПА используют, когда поток газа не может быть перекачен одним агрегатом. Газовый поток делится и компримируются отдельными агрегатами, а после сжатия снова соединяются в единый поток.

Возможны схемы последовательно-параллельного соединения.

 

Контрольные вопросы:

1. Перечислите основные виды колебаний пропускной способности газопровода.

2. Запишите базовое уравнение, характеризующее среднесуточную пропускную способность газопровода и сделайте его расшифровку.

3. Запишите формулу средней гидравлической мощности газопровода и сделайте его расшифровку.

4. Дайте характеристику последовательного и параллельного соединения газоперекачивающих агрегатов (ГПА).

 

1.3 Принципиальные схемы головных и линейных компрессорных станций.

 

На магистральном газопроводе в общем случае различают два типа станций: головные компрессорные станции ГКС, устанавливаемые в непосредственной близости от газового месторождения и линейные компрессорные станции КС, сооружаемые вдоль трассы газопровода на расстоянии 100-150 км одна от другой.

Головные КС

В начальный период разработки газового месторождения ГКС может и отсутствовать. Необходимое давление компримирования создается пластовым давлением. Но по мере падения пластового давления возникает необходимость в создании ГКС, которое постепенно наращивает свою мощность и по мере эксплуатации увеличивается степень сжатия по станции.

Основные функции ГКС: сепарация; осушка; отчистка; охлаждение; одоризация газа и замер его количества.

На Рис.1. 2 приведена принципиальная технологическая схема ГКС.

Рисунок 1.2 Технологическая схема головной КС с тремя компрессорными цехами КЦ – I, КЦ – II, КЦ – III:

1 – месторождение газа; 2 – системы промежуточного охлаждения газа; 3 – система охлаждения газа на выходе КС (например, в аппаратах воздушного охлаждения).

 

Линейные КС

Линейные КС стараются размещать по трассе равномерно, для того, чтобы использовать типовые схемы при проектировании систем и оборудования. Так же стараются осуществлять привязку к населенным пунктам источникам и электроводоснабжения, учетом подъездных дорог.

Основные функции ЛКС: прием; регулирование расхода и давления; замер отчистка газа от примесей; компримирование; охлаждение газа.

Установки вспомогательного назначения, обеспечивают электроводоснабжение, маслоснабжение, вентиляцию и отопление помещений.

 

На Рис. 1.3 приведена технологическая схема линейной КС с дестью газотурбинными агрегатами, допускающая работу по различным схемам включения. Например, четыре параллельные группы по два последовательно включенных нагнетателя. На каждые четыре нагнетателя приходится один резервный.

Для простоты нумерация показана только на обвязке левого крайнего агрегата.

Рисунок 1.3 Технологическая схема линейной КС:

I – центробежный нагнетатель; II – газовая турбина; III – осевой воздушный компрессор; IV – камера сгорания; V – регенератор; VI – турбодетандер; VII – воздушный фильтр; VIII – выхлопная труба; ГТ – трубопровод топливного газа; ГП – трубопровод пускового газа.






Дата добавления: 2017-03-12; просмотров: 3853; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2022 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.037 сек.