настроить регуляторы в БППТГ и включить подогреватель газа (газ можно отбирать от основной или от аварийной линии, а в случае питания от аварийной линии регуляторы давления в блоке осушки необходимо открыть полностью);

сделать изменения в системе управления «Спидтроник» такие же, как и при «прокрутке».

Для включения режима «Зажигание» главный селекторный переключатель установить в положение «Зажигание». Дать сигнал «Пуск». После этого надо:

проконтролировать последовательность прохождения сигналов пуска;

проверить включение насосов, вентиляторов и другого вспомогательного оборудования;

проконтролировать величину давления пускового и топливного газа;

записать значение двухминутного таймера продувки 2TV (IL3J) и при необходимости отрегулировать впоследствии потенциометром;

записать величину VCE при зажигании и после установления пламени;

записать значение давления топливного газа между стопорным и регулирующим клапанами в момент зажигания (должно быть 1,02 кгс/см2).

После зажигания необходимо проверить спектр пламени: на малом газе оно должно быть голубого цвета, а при увеличении нагрузки - оранжевого. Отклонение от этого сигнализирует о неисправности топливной системы.

Следует осмотреть агрегат, прослушать подшипники (перепад температур на подшипниках не должен превышать 33°С), а также проверить топливный коллектор на утечки, которые при необходимости устранить.

Если зажигание прошло успешно и нет никаких отклонений в работе агрегата, можно перейти к выходу на холостой ход по ТВД. Для этого необходимо поставить главный селекторный переключатель в положение «Ручное» или «Автоматическое». При этом должен происходить автоматический набор оборотов ТВД.

После этого необходимо проконтролировать:

частоту вращения, при которой сливается масло из гидроцилиндров пусковой муфты;

частоту вращения, при которой происходит обесточивание соленоидного клапана 20SV и, следовательно, перекрытие пускового газа (если это произойдет на частоте вращения ниже, чем 4200 об/мин, возможно зависание ТВД и, как следствие, рост температуры);

работу контуров регулирования по соответствующим индикационным лампочкам;

срабатывание реле 14HS и 14LS и, как следствие, выключение вспомогательных насосов смазки и гидропитания, выключение в табло «Вспомогательные устройства в работе»;

переход на питание от собственного электрогенератора и загорание красной лампочки «Завершение последовательности пуска».

Пуск окончен. После этого необходимо дать турбине прогреться и проверить следующие параметры:

давление смазочного масла и температуру на сливе из подшипников. Особое внимание обратить на подшипник № 2, как наиболее теплонапряженный. Температура масла на сливе не должна превышать 75° С. Регулировать ее надо регулятором VTR-1, причем данная в инструкции фирмы температура масла в коллекторе (+ 55°С) может быть для разных агрегатов разной, т. е. определяющей следует считать не температуру масла в коллекторе, а температуру слива 75° С и перепад 33° С. Работать при температуре слива масла из подшипников более 90°С не разрешается;

давление масла в системе гидропитания (при необходимости регулятором VR-21 установить давление 95±1,76 кгс/см2);

среднюю температуру и распределение температур на выходе, т.е. tРАБ=10-20°С (при t >30°С необходимо остановить агрегат);

включение вспомогательного и аварийного насосов при помощи пробных клапанов;

нагрев пламяперекидных труб;

выдвижение свечей из камер сгорания;

перепад давления на фильтрах;

вибрацию по подшипнику Ml.

Если при работе агрегата не были замечены неисправности, можно переходить к испытанию защиты по превышению скорости ТВД как электронной, так и механической.

1.4.4 Пуск агрегата под нагрузку

Перед пуском агрегата под нагрузку необходимо:

установить промвал между турбиной и нагнетателем;

собрать линию смазки муфт и установить правильное направление подачи масла;

наладить систему уплотняющего масла нагнетателя;

удалить все перемычки в системе управления «Спидтро-бик»;

проверить правильность перестановки кранов, для чего надо подготовить агрегат к пуску по нормальной схеме, перекрыть в БППТГ ручные задвижки пускового и топливного газа, подать сигнал «Пуск» и проследить правильность перестановки кранов и поставить ручные задвижки в БППТГ в исходное положение;

предварительно настроить систему противопомпажного регулирования;

установить позиционер крана № 6 в положение «Ручное»;

установить все ключи в МСС в положение «Авто»;

за 4 ч до пуска включить подогреватель газа, а также подогреватели в БППТГ, блоке осушки и обогрев скруббера;

проверить линию слива конденсата от скруббера и БППТГ;

проверить наличие в скрубберах жидкости и, если она есть, слить ее.

Для пуска агрегата установить главный селекторный переключатель в положение «Ручное» и подать команду «Пуск». После чего надо:

проверить прохождение последовательности пуска (приведена ниже);

записать частоту вращения, при которой начинает вращаться ротор ТНД;

тщательно прослушать нагнетатель и проконтролировать слив масла из подшипников, а также осевой сдвиг и вибрацию;

проследить за величиной перепада «масло - газ»;

проконтролировать все параметры работы агрегата (температуру и распределение температур на выходе, температуру смазочного и уплотнительного масла, перепад давлений на всех масляных фильтрах и температуру у дисков ТВД и ТНД).

Достижение 99% частоты вращения ТВД и наименьшей частоты вращения регулирования ТНД при открытом кране № б считается холостым ходом агрегата.

Снять и записать в сдаточный протокол параметры работы агрегата на холостом ходу.

1.4.5 Обслуживание агрегата под нагрузкой

Во время работы следует постоянно контролировать загрузку агрегата, производительность и степень сжатия, а с помощью характеристики нагнетателя определять удаленность рабочей точки от границы помпажа. Удаленность рабочей точки от границы помпажа должна составлять не менее 10% производительности.

При работе нескольких агрегатов параллельно наиболее рациональным является режим с одинаковой частотой вращения ТНД. При включении агрегата параллельно к работающим агрегатам необходимо:

проанализировать режим до включения агрегата и рассчитать ожидаемые параметры - давление входа и выхода, степень сжатия после подключения;

непосредственно перед пуском включаемого агрегата вывести все работающие агрегаты на «Кольцо» открытием вручную кранов № 6, после чего надо завершить пуск включаемого агрегата на «Кольцо» и загрузить агрегаты закрытием кранов № 6 вручную.

При перегрузке с одного агрегата на другой необходимо:

непосредственно перед завершением пуска включаемого агрегата вывести все работающие агрегаты на «Кольцо» открытием вручную кранов М 6;

завершить пуск включаемого агрегата на «Кольцо»;

загрузить агрегаты, оставив на «Кольце» намеченный к остановке агрегат;

убедившись в нормальной работе агрегатов под нагрузкой, нормально остановить работающий на «Кольце» агрегат.

При работе на «Кольце» следует внимательно следить за температурой газа на выходе из нагнетателей, не допуская ее увеличения выше 80°С. При каких-либо задержках, требующих работу агрегатов на «Кольце», следует полностью включить охладители газа и снизить обороты ГПА до минимально допустимых. При появлении признаков помпажа и отказа антипомпажной системы нагнетателя (специфический звук, колебание стрелки прибора для измерения, перемещение стрелки блока типа 701 на антипомпажной системе и колебание прибора индикатора перепада «масло - газ») немедленно вывести агрегат на «Кольцо» или его остановить.

Во время работы агрегата обслуживающий персонал обязан следить за показаниями приборов и сигнализаторов на щите управления. Причина любого ненормального отклонения в показаниях приборов при сигнализации должна немедленно выясняться для принятия соответствующих мер. Эксплуатационные параметры, подвергаемые контролю и регистрации, необходимо заносить в суточную ведомость работы агрегата и сравнивать с нормальными, установленными инструкцией и при наладке агрегата.

Перепад температуры масла на подшипниках должен быть не выше 33°С. Быстрое возрастание этого параметра на одном из подшипников свидетельствует об аварийном состоянии (в этом случае агрегат необходимо немедленно остановить). При контроле показаний термопар на выходе ТНД необходимо особое внимание обращать на разброс показаний, который не должен превышать 30°С. При увеличении разброса сверх 30°С агрегат следует остановить и выяснить причину разброса показаний. При выходе из строя двух и более термопар защиты агрегат надо остановить. Не менее чем в 2 раза в смену необходимо производить визуальный осмотр оборудования. При этом следует обращать особое внимание на:

возникновение необычного шума и вибрации;

утечки масла через соединительные детали трубопроводов и узлов систем маслоснабжения, регулирования и уплотнения;

утечки газа, воздуха и продуктов сгорания;

перепады давлений масла на фильтрах (при достижении перепадов на фильтрах смазки полумуфт 1,0 кгс/см2, основных фильтрах масла смазки 1,5 кгс/см2 и фильтрах масла гидропитания 3,5 кгс/см2 необходимо перейти на резервный фильтр, а отключенный фильтр разобрать и заменить в нем фильтрующие элементы);

величину давления масла предельной защиты (OLT);

показания указателей уровня масла в маслобаках;

перепад «масло - газ».

При температуре наружного воздуха ниже +4°С система подогрева воздуха на входе в осевой компрессор должна работать в автоматическом режиме. В случае отказа автоматики следует перейти на ручное управление, поддерживая температуру на входе +4°С, и выяснить причину отказа. Работать с отключенной системой подогрева на входе при температуре всасывания ниже +4°С запрещается.

Один раз в сутки необходимо производить анализ масла на содержание механических примесей и воды. Полный анализ масла производить один раз в неделю. Один раз в смену необходимо проверять включение аварийного и вспомогательного маслонасосов.

1.4.6 Нормальная остановка агрегата

При нормальной остановке агрегата необходимо:

дать сигнал «Стоп» и проследить, происходит ли опустошение счетчика системы регулирования частоты вращения ТНД и снижение оборотов ТНД, а при достижении минимальной частоты вращения регулирования ТНД произойдет ли правильная перестановка кранов (краны 1, 2 и 6а закрываются, а кран 5 открывается) и закроются стопорный и регулирующий клапаны;

проследить, что при снижении давления за главным масляным насосом включится вспомогательный насос;

определить время остановки роторов;

после полной остановки агрегата выключить вспомогательный маслонасос (при этом должен включиться аварийный насос);

проверить цикличность включения и выключения (2 мин работает, 13 мин не работает) аварийного насоса смазки;

включить ВМН.

1.4.7 Аварийная остановка агрегата

При аварийной остановке агрегата необходимо:

произвести аварийную остановку, воздействуя на любую защиту или на кнопку АО, а также проследить, что закрываются краны 1, 2 и 6а, а открывается кран 5;

проследить наличие сигнализации, закрытие стопорного и регулирующего клапанов, а также слив масла OLT.

При нажатии кнопки «Авария» или прохождении аварийного сигнала главные защитные реле 4 (IRODA, DB, GC, СВ, СА) отпадают и обесточивается 20НД, после чего закрывается клапан соотношения, запускаются вспомогательные насосы, а электропитание переводится с собственного генератора на внешнюю сеть.

1.5 Техника безопасности при обслуживании ГТК-10И

Вредными для организма человека являются повышенная температура, вибрация оборудования и шумы в компрессорных цехах, поэтому при выполнении любых работ в производственных помещениях, внутри аппаратов, сосудов и на других коммуникациях КС от персонала требуются строгое соблюдение правил безопасности и организация безопасных условий труда.

К работе на КС допускаются лица не моложе 18 лет, твердо усвоившие правила техники безопасности и технической эксплуатации магистральных газопроводов, правила внутреннего распорядка на КС, производственные инструкции, и конструкцию обслуживаемых (ремонтируемых) агрегатов, их оборудования и правила противопожарной безопасности на КС.

К оборудованию КС предъявляют определенные требования, выполнение которых в значительной степени повышает надежность работы КС в целом.

Компрессорные цеха должны быть оборудованы установками автоматического пенного и углекислотного пожаротушения с датчиками, установленными на каждом агрегате и внутри помещения ГПА на КС в блочно-комплектном исполнении. Во всех цехах и помещениях ГПА должна быть установлена автоматическая система контроля загазованности, сблокированная с аварийной вентиляцией.

Все соединения газопроводов должны быть сварными. Фланцевые и другие разъемные соединения допускается применять только в местах присоединения арматуры, аппаратов и в местах разъемов, необходимых для монтажа и демонтажа газопроводов при ремонтных работах.

Каждый ГПА должен отключаться от сборных газовых коллекторов при помощи стальной запорной арматуры с автоматическим, дистанционным и местным видами управления. Между запорной арматурой и нагнетателем вне цеха и укрытия агрегата должны быть расположены на всасывающей и нагнетательной линиях люки-лазы (Dy=500 мм). На всасывающей линии между нагнетателем и люком-лазом необходимо устанавливать защитные решетки.

Воздухозаборные устройства следует устанавливать со стороны, противоположной местонахождению технологических газовых коллекторов газоперекачивающих агрегатов.

Трубы для вывода отработавших газов, а также свечи обвязки газоперекачивающих агрегатов и газомотокомпрессоров должны быть выведены на 2 м выше конька крыши здания, где расположен компрессорный цех, и на 1 м выше дефлектора. Расстояние по горизонтали между этими трубами и дефлекторами должно быть не менее 6 м.

В соответствии с действующими правилами и нормами газоперекачивающие агрегаты должны иметь необходимую сигнализацию отклонения основных параметров от нормального режима работы. Все автоматические устройства следует регулярно проверять, а результаты проверок записывать в специальный журнал.

Компрессоры и их приводы следует устанавливать на фундаменты, не связанные со стенами зданий, так как на них под воздействием вибрационных нагрузок могут появиться трещины. При наличии вибрации на ГПА возможно разрушение здания.

Каждый агрегат необходимо оснащать устройствами аварийной защиты в объеме, позволяющем автоматически подавать команды на аварийную остановку агрегата при любом аварийном режиме его и неисправности вспомогательного механизма или узла агрегата.

Содержание горючих газов и паров в воздухе при эксплуатации не должно превышать 5 % их НПВ. Помещения, где установлены нагнетатели газа, а также газомотокомпрессоры, должны быть оборудованы сигнализаторами довзрывоопасных концентраций, сблокированными с автоматикой включения аварийной вентиляции. Первый сигнал (звуковой) подается от сигнализатора при достижении содержания горючих газов в воздухе помещения (в одном из возможных мест их скопления), равной 10 % их НПВ (около 0,5 % (по объему) при перекачке природного газа, состоящего в основном из метана). По этому сигналу необходимо принимать меры к обнаружению места утечки газа и к ее ликвидации. Люди, не имеющие непосредственного отношения к эксплуатации ГПА, должны быть немедленно удалены из цеха. Аварийная вытяжная вентиляция должна включаться автоматически при содержании горючих газов в помещении, равном 15 % их НПВ (0,75 % по метану). При содержании горючих газов в помещении сверх 20 % их НПВ (1 % по метану) эксплуатация оборудования должна быть прекращена автоматически. Пуск оборудования вновь может быть произведен только при содержании горючих газов в компрессорном цехе менее 10 % от НПВ. Запрещается эксплуатировать компрессорный цех с выключенной или неисправной системой контроля и сигнализации содержания горючих газов в воздухе помещения. Работоспособность автоматической сигнализации и автоматическое включение аварийной вентиляции должны проверяться дежурным персоналом каждую смену. Настройка сигнализатора довзрывоопасных концентраций горючих газов в воздухе помещения должна осуществляться с помощью калибровочной смеси газа с воздухом не реже 1 раза в месяц.

Двери производственных и бытовых помещений должны открываться наружу. С наружной стороны на входных дверях компрессорного цеха должна быть вывешена предупредительная надпись: “Вход посторонним воспрещен”.

Обслуживающий персонал должен иметь таблицы предельно допустимых значений и основных показателей работы каждого ГПА при различных нагрузках. Предельно допустимые значения показателей работы ГПА должны быть ясно обозначены на соответствующих контрольно-измерительных приборах.

Работоспособность обратных клапанов, установленных на линиях подачи масла в системы смазки цилиндров и сальников ГПА, подачи воды в холодильники газа и на линиях нагнетания газа последней ступени, должна периодически проверяться. Работа указанного оборудования при неисправных обратных клапанах недопустима. Масла, применяемые для смазки отдельных ГПА, должны соответствовать требованиям заводов - изготовителей оборудования. При утечках масла из системы смазки или отдельных узлов ГПА должны быть приняты меры к их ликвидации и установлены металлические поддоны для сбора масла.

Во избежание хлопков и взрывов в выхлопном тракте двигателя перед включением его зажигания и подачей топливного газа в двигатель выхлопной тракт должен быть продут сжатым воздухом.

Эксплуатация ГТК-10И должна быть прекращена в случаях, оговоренных техническими инструкциями по эксплуатации отдельных видов агрегатов, в том числе при неисправности запорной и регулирующей аппаратуры, контрольных приборов, кнопок управления и сигнализации на щите управления, масло-насосов или масляных фильтров; снижении уровня масла в маслобаке или давления масла в системе ниже допустимой нормы; значительных утечках газа или масла из агрегата или системы; отключенных автоматических защитах; перегреве подшипников. Обнаруженные неисправности нельзя устранять на работающем ГПА. Остановка агрегата в таких случаях производится с ведома начальника КС или старшего инженера смены.

Во время работы агрегата ГТК-10И обслуживающий персонал обязан следить за показаниями приборов и сигнализаторов на щите управления. Причина любого ненормального отклонения в показаниях приборов при сигнализации должна немедленно выясняться для принятия соответствующих мер. Эксплуатационные параметры, подвергаемые контролю и регистрации, необходимо заносить в суточную ведомость работы агрегата и сравнивать с нормальными, установленными инструкцией и при наладке агрегата.

Перепад температуры масла на подшипниках должен быть не выше 33°С. Быстрое возрастание этого параметра на одном из подшипников свидетельствует об аварийном состоянии (в этом случае агрегат необходимо немедленно остановить). При контроле показаний термопар на выходе ТНД необходимо особое внимание обращать на разброс показаний, который не должен превышать 30°С. При увеличении разброса сверх 30 °С агрегат следует остановить и выяснить причину разброса показаний. При выходе из строя двух и более термопар защиты агрегат надо остановить. Не менее чем в 2 раза в смену необходимо производить визуальный осмотр оборудования. При этом следует обращать особое внимание на:

возникновение необычного шума и вибрации;

утечки масла через соединительные детали трубопроводов и узлов систем маслоснабжения, регулирования и уплотнения;

утечки газа, воздуха и продуктов сгорания;

перепады давлений масла на фильтрах (при достижении перепадов на фильтрах смазки полумуфт 1,0 кгс/см2, основных фильтрах масла смазки 1,5 кгс/см2 и фильтрах масла гидропитания 3,5 кгс/см2 необходимо перейти на резервный фильтр, а отключенный фильтр разобрать и заменить в нем фильтрующие элементы);

величину давления масла предельной защиты (OLT);

показания указателей уровня масла в маслобаках;

перепад «масло - газ».

При температуре наружного воздуха ниже +4 °С система подогрева воздуха на входе в осевой компрессор должна работать в автоматическом режиме. В случае отказа автоматики следует перейти на ручное управление, поддерживая температуру на входе +4 °С, и выяснить причину отказа. Работать с отключенной системой подогрева на входе при температуре всасывания ниже +4 °С запрещается.

Один раз в сутки необходимо производить анализ масла на содержание механических примесей и воды. Полный анализ масла производить один раз в неделю. Один раз в смену необходимо проверять включение аварийного и вспомогательного маслонасосов.

Аварийную остановку ГПА должен осуществлять самостоятельно дежурный персонал при поломках агрегата или в других случаях, когда возникает опасность для обслуживающего персонала; появлении металлического звука или шума внутри агрегата; значительной утечке газа или масла; начавшемся в помещении пожаре; неработающем аварийном освещении цеха. Информация об аварийной остановке ГПА должна быть незамедлительно передана руководителю (старшему по смене) КС, на соседние КС и диспетчеру ЛПУ МГ (объединения). Повторный запуск остановленного ГПА может быть произведен только после устранения неполадок.

Газоперекачивающий агрегат, отключенный в резерв или для ремонта, необходимо сразу же отсоединить от технологических, пусковых и топливных газопроводов. При грозе запрещается пуск ГПА и проведение переключений на технологической обвязке и силовом электрооборудовании.

Дежурный персонал КС при приеме смены обязан проверить действующие или подготовленные к пуску установки с целью обнаружения возможных неисправностей или дефектов; получить информацию от сдающих смену о технологических особенностях работы оборудования и режимах работы, а также сведения об исправности защитных устройств и приспособлений; немедленно сообщить вышестоящему руководителю или диспетчеру ЛПУ МГ о всех замеченных нарушениях или необычных условиях работы КС или ГПА при приеме смены.

Не допускается работа ГПА при отсутствии оборудования для улавливания воды, конденсата, пыли и грязи, которые могут попасть во всасывающую линию компрессоров вместе с транспортируемым газом. Надлежащая очистка газа должна обеспечиваться также при отключении одного из этих аппаратов для очистки или ремонта. Пылеуловители, холодильники, влагомаслоотделители и другие узлы компрессорных установок, в которых могут скапливаться конденсат или масло, должны продуваться только в специальные продувочные емкости.

2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет режима работы компрессорного цеха

Цель расчета: Определение параметров режима работы ЦБН PCL-802/24: приведенной объемной производительности, приведенной частоты вращения ротора, мощности на валу привода, степени сжатия, политропического КПД и проверка удаленности режима работы от границ помпажа.

Исходные данные:

Пропускная способность компрессорного цеха Qкц, млн.м3/сут. 82

Тип нагнетателя центробежный PCL-802/24

Тип ГПА ГТК-10И

Номинальная частота вращения силового вала н , об/мин. 6500

Механические потери Nмех , кВт 100

Потери газа в объвязке пылеуловителей Р, МПа 0,12

Относительная плотность газа по воздуху в 0,63

Конечное давление газа на участке газопровода Рвх , МПа 5,3

Фактическая частота вращения ротора ,об/мин. 6300

Показатель политропы К 1,31

Количество работающих нагнетателей m 5

Температура газа на входе в ЦБН Т, К 299

Определяем газовую постоянную R/ , Дж/кг К:

, (2.1)

где R - газовая постоянная воздуха, Дж/кг К;

R = 286,8 Дж/кг К

?В - относительная плотность газа по воздуху.

R/ = 286,8 / 0,63 = 455,24 Дж/кг К

Определяем по номограмме коэффициент сжимаемости Z природного газа по приведенному давлению Рвх, температуре Твх и относительной плотности в: Zср = 0,98

Определяем плотность газа при стандартных условиях 20 0С и 0,1013МПа, кг/м3:

сн = , (2.2)

где 1,205 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

сн =

Давление газа на всасывании в центробежный нагнетатель с учетом потерь газа в обвязке пылеуловителей, Рвс , МПа:

Рвс = Рвх - ?Р, (2.3)

где Рвх - давление газа на входе в КЦ, МПа;

?Р - потери газа в обвязке пылеуловителей, МПа.

Рвс = 5,4 - 0,12 = 5,28 МПа

Определяем плотность газа при всасывании:

= (2.4)

=

Определяем фактическую подачу группы нагнетателей, Qк , млн. м3/сут.:

Qк =QКЦ / m, (2.5)

где QКЦ - пропускная способность КЦ, оборудованного однотипными агрегатами, млн.м3/сут.;

m - число параллельно работающих групп.

Qк = 82000000 / 5 = 16400000 м3/сут.

Определяем объемную подачу нагнетателя первой ступени, Qоб , м3/мин.:

Qоб = (2.6)

Qоб =

Определяем приведенную объемную подачу, м3/мин.:

, (2.7)

где nн - номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об./мин.

n - фактическая частота вращения ротора, об./мин.

Qоб - объемная подача нагнетателя, м3/мин.

Определяем приведенную частоту вращения ротора нагнетателя:

, (2.8)

где Zпр, Rпр, Тпр - параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.

Определяем степень сжатия и приведенную относительную мощность нагнетателя по номограмме:

= 1,41; = 0,81;

Определяем внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем, Ni, кВт:

пр , (2.9)

Ni =

Определяем мощность на муфте привода, N, кВт:

N = Ni +N мех , (2.10)

где N мех - механические потери для газотурбинного привода.

N = 9280,2 + 100 = 9380,2 кВт

Определяем давление газа на выходе нагнетателя, Рвых, МПа:

Рвых= (2.11)

Рвых=

Определяем температуру газа на выходе нагнетателя, Твых, К:

, (2.12)

где k - показатель политропы;

- политропический КПД нагнетателя, находится по номограмме.

tвых = 57,7 0С

Удаленность работы центробежного нагнетателя от границы помпажа определяется по величине:

(2.13)

где Qпрmin - минимальное значение приведенной объемной подачи ЦБН.

Вывод: полученные параметры давления Рвых=7,4МПа, температуры Твых=329,75К, мощности N=9380,2кВт - соответствуют для эксплуатации компрессорного цеха № 4 Антиповского ЛПУМГ и обеспечивают безпомпажную работу ЦБН PCL-802/24 ГТК-10И.

2.2 Расчет цикла ГТУ ГТК-10И

Цель расчета: расчет параметров цикла ГТУ ГТК-10И: удельной полезной работы, расхода воздуха через осевой компрессор, расхода рабочего тела турбины внутреннего КПД ГТУ; расхода топливного газа в камере сгорания.

Исходные данные:

Эффективная мощность N, кВт 9700

Температура воздуха на входе в осевой компрессор t1°C 15

Номинальное давление окружающего воздуха P1, кгм/см2 1,033

Температура газа на входе в турбину t3 ,°C 925

Степень сжатия воздуха в осевом компрессоре е 7,2

Показатель адиабаты k 1,4

К.П.Д. камеры сгорания зкс 0,98

К.ПД. осевого компрессора (индикаторный) зок 0,86

Газовая постоянная R кгс.м/кг.град 29,3

Низшая теплота сгорания топлива Q нр, ккал/кг 11660

К.П.Д. турбины (индикаторный) зт 0,86

К.П.Д. механический турбины змех 0,96

Отношение расхода воздуха к расходу рабочего тела турбины, Gв / Gт 0,98

Задается коэффициент потерь в воздушном и газовом тракте, о

о = 1,05ч 1,1=1,05

Давление газа на выходе из турбины Р4, кгс/см2

Р4 = P1 · о, (2.14)

где P1 - номинальное давление окружающего воздуха, кгс/см2;

о - коэффициент потерь в воздушном и газовом тракте.

Р4 = 1,033 · 1,05 = 1,08 кгс/см2

Давление воздуха на выходе из осевого компрессора, Р2, кгс/см2

Р2 = P1 · ек , (2.15)

где P1 - номинальное давление окружающего воздуха, кгс/см2;

ек - степень сжатия воздуха в осевом компрессоре.

Р2 = 1,033 · 7,2 = 7,44 кгс/см2

Давление рабочего тела на входе в турбину, Р3, кгс/см2

Р3 = P2 / о, , (2.16)

где Р2 - давление воздуха на выходе из осевого компрессора, кгс/см2.

Р3 = 7,44 / 1,05 =7,08 кгс/см2

Изоэнтропийный теплоперепад в компрессоре, Нок , ккал/кг

Нок = А · R· к/(к-1) · Т1 (е к-1/ к -1) , (2.17)

где А - температурный эквивалент работы;

R - газовая постоянная, кГм/кг°C;

k - показатель адиабаты;

Т1 - температура воздуха на входе в осевой компрессор, К;

е - степень сжатия воздуха в осевом компрессоре.

Нок = 1/427 · 29,3 · 1,4 / (1,4-1) · 288 · (7,2 1,4-1/1,4 -1) = 51 ккал/кг

Действительный теплоперепад в осевом компрессоре, Нк , ккал/кг

Нк = Нок / зок , (2.18)

где Нок - изоэнтропийный теплоперепад в компрессоре, ккал/кг;

зок - КПД осевого компрессора.

Нк = 51 / 0,86 = 59,3 ккал/кг

Средняя температура воздуха в осевом компрессоре, tокср, °C

, (2.19)

где t1 - температура воздуха на входе в осевой компрессор, °C;

Нк - действительный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг.

Средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, (tокср); Сmр, ккал/кг°C, определяется согласно таблицы 2.1.

С163 = 0,2434 ккал/кг°C

С163 = С100+(С200 - С100)·63 / 100 = 0,2413+(0,2447 - 0,2313)· 63 / 100 = 0,2434 ккал/кг°C

Таблица 2.1 - Значение изобарной теплоемкости и энтальпии

Температура t, 0С	Изобарная теплоемкость С, ккал/кг°C	Удельная энтальпия i, ккал/кг
0	0,2397	0
100	0,2413	44,68
200	0,2447	90,35
300	0,2495	137,40
400	0,2552	185,90
500	0,2609	236,80
600	0,2663	287,60
700	0,2712	341,20
800	0,2756	396,30
900	0,2795	453,10
1000	0,2855	503,44

Температура воздуха на выходе из осевого компрессора, t2, °C

, (2.20)

где t1 - температура воздуха на входе в осевой компрессор, °C;

Нк - действительный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

Сmр - средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, ккал/кг°C.

°C

Изоэнтропийный теплоперепад в турбине, Нот , ккал/кг

Нот = А · R· к/(к-1) · Т3 1- (1 / ут )к-1/к , (2.21)

где Т3 - абсолютная температура газа на входе в турбину, К;

ут - степень расширения рабочего тела в турбине, ут = Р3 / Р4 = 7,08/ 1,08=6,53

Нот = 1/427 · 29,3 · 1,4 / (1,4-1) · 1198 · 1- (1 / 6,53 )1,4-1/1,4 = 119,4 ккал/кг

Действительный теплоперепад в турбине, Нт , ккал/кг

, (2.22)

где Нот - изоэнтропийный теплоперепад в турбине, ккал/кг;

зт - КПД турбины.

Средняя температура рабочего тела в турбине, tТср,°C

, (2.23)

где Нот - изоэнтропийный теплоперепад в турбине, ккал/кг;

t3 - температура газа на входе в турбину, °C.

°C

Средняя удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры рабочего тела в турбине, (tТср); Сmр, ккал/кг°C, определяется согласно таблицы 2.1.

С746 = 0,2732 ккал/кг°C

С746 = С700+(С800 - С700)·46 / 100 = 0,2712+(0,2756 - 0,2712)· 46 / 100 = 0,2732 ккал/кг°C

Температура рабочего тела на выходе из турбины, Т4, К

, (2.24)

где Нт - действительный теплоперепад в турбине, ккал/кг;

Сmр - средняя массовая удельная теплоемкость в зависимости от средней температуры воздуха в осевом компрессоре, ккал/кг°C.

Удельная полезная работа ГТУ, lт, ккал/кг

, (2.25)

где Нт - внутренний теплоперепад в турбине, ккал/кг;

змех - механический К.П.Д. турбины;

Нк - дейсгвительный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

Qв /QТ - отношение расхода воздуха к расходу рабочего тела через турбину.

Средняя температура рабочего тела в камере сгорания, tксср , °C

, (2.26)

где t2 - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °C;

t3 - температура рабочего тела на входе в турбину, °C.

°C

Средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, Сmр (tксср), ккал/кг°C, определяется согласно таблицы 2.1.

С92 = (С600 - С500)·92 / 100 = (0,2663 - 0,2609)· 92 / 100 = 0,004968 ккал/кг°C

С592 = С500 + С92 = 0,2609 + 0,004968 = 0,2659 ккал/кг°C

Теплота, подводимая в камере сгорания (удельная), qкс, ккал/кг

qкс = СmрКС · (t3 - t2), (2.27)

где t2 - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °C;

t3 - температура рабочего тела на входе в турбину, °C;

Сmр - средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, ккал/кг°C.

qкс = 0,2659 · (925 - 258,6) = 177,17 ккал/кг

Внутренний К.П.Д. ГТУ, зГТУ, %

(2.28)

где Нт - внутренний теплоперепад в турбине, ккал/кг;

Нк - дейсгвительный теплоперепад в осевом компрессоре, ккал/кг;

qкс - теплота, подводимая в камере сгорания (удельная), ккал/кг.

Расход рабочего тела через турбину, GГТ, кг/с

, (2.29)

где lт - удельная полезная работа ГТУ, ккал/кг;

N - эффективная мощность ГТУ, кВт.

Расход воздуха через осевой компрессор, GВОК, кг/с

GВОК = 0,98 · GГТ , (2.30)

где GГТ - расход рабочего тела через турбину, кг/с.

GВОК = 0,98 · 60,84 = 59,63 кг/с

Удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания, i2 , ккал/кг

i2 = СmрТ · t2, (2.31)

где Сmр - средняя удельная теплоемкость рабочего тела в камере сгорания, ккал/кг°C;

t2 - температура воздуха на выходе из осевого компрессора, °C.

i 2 = 0,2659 · 258,6 = 68,75 ккал/кг

Удельная энтальпия рабочего тела перед турбиной, i3 , ккал/кг

i3 = СmрТ · t3, (2.32)

где Сmр - средняя удельная теплоемкость рабочего тела в турбине, ккал/кг°C;

t3 - температура газа на входе в турбину, °C.

i3 = 0,2732 · 925 = 252,71 ккал/кг

Расход топливного газа в камере сгорания, В, кг / с

(2.33)

где GГТ - расход рабочего тела через турбину, кг/с;

GВОК - расход воздуха через осевой компрессор, кг/с;

QНР - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг;

зКС - К.П.Д. камеры сгорания;

i2 - удельная энтальпия воздуха перед камерой сгорания, ккал/кг;

i3 - удельная энтальпия рабочего тела перед турбиной, ккал/кг.

В результате выполненного расчета получены параметры:

удельная полезная работа ГТУ lт = 38,05 ккал/кг;

расход воздуха через OK GВОК = 59,63 кг/с;

расход рабочего тела через турбину GГТ = 60,84 кг/с;

внутренний К.П.Д. турбины зГТУ = 24,49 %;

расход топливного газа в камере сгорания В = 0,987 кг/с.

Заключение

В курсовом проекте рассмотрена эксплуатация газоперекачивающих агрегатов ГТК - 10И компрессорного цеха № 4 Антиповского ЛПУМГ. В общей части проекта представлены:

- характеристика компрессорной станции «Антиповская»;

- техническая и конструктивная характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК - 10И с подробным описанием конструкции и устройства отдельных узлов агрегата:

- даны характеристика агрегатных систем с указанием назначения системы и оборудования, которое в нее входит;

- особенности эксплуатации и технического обслуживания агрегата ГТК - 10И. Рассмотрены способы оптимизации ГПА. Обслуживание во время пуска, остановки, во время работы. Особенности обслуживания агрегата в холодное время года, а также агрегата, находящегося в резерве;

- техника безопасности при эксплуатации газоперекачивающего агрегата ГТК - 10И.

В расчетной части проекта выполнены следующие расчеты:

- расчет режима работы компрессорного цеха с целью определения параметров работы агрегата. Результаты расчета соответствуют эксплуатационным показателям (Рвых=4 МПа; Твых=329,75 К; = 1,41; N=9380,2 кВт), а также обеспечены условия беспомпажной работы.

- расчет параметров цикла ГТУ ГТК-10И с целью определения удельной полезной работы, расхода воздуха через осевой компрессор, расхода рабочего тела турбины внутреннего КПД ГТУ; расхода топливного газа в камере сгорания.

В графической части выполнены чертежи:

- индивидуального укрытия ГТК - 10И, его план, разрез;

- тепловая схема ГТУ.

Список использованных источников

1. Вести трансгаза: информационный бюллетень ООО «Газпром трансгаз Волгоград». Июнь, 2010.

2. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов: ВРД 39-1.10-006-2000: утв. Председателем правления ОАО «Газпром» Р. И. Вяхиревым 9. 12. 1999: ввод в действие с 1. 03. 2000. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. -218 с.

3. Козаченко, А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М., Недра, 1999. - 463 с.

4. Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности./ М.М Волков, А. Л. Михев, К.А.Конев; - М.: Недра, 1989.-362 с.

5. Янович, А.Н. Техника безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов / А.Н.Янович, Л. И. Борщенко. Учебник для профессионального обучения рабочих на производстве. - М.: Недра, 1984.

6. Ермошкин, А.Г. Зарубежные ГПА / А. Г. Ермошкин, И. И. Радчик и др. - М.: Недра, 1979. - 247с.

Размещено на Allbest.ru