Центробежные компрессоры Березанской КС (стр. 1 из 5)
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
Кубанский государственный технологический университет
(КубГТУ)
Кафедра холодильных и компрессорных машин и установок
Пояснительная записка
к курсовому проекту
по дисциплине "Компрессорные станции"
на тему"Центробежные компрессоры Березанской КС"
Выполнил
студент группы 04-М-ТФ1
Фесенко М.Ю.
Руководитель работы
к.т.н., доц. Шамаров М.В.
Нормоконтролер
к.т.н., доц. Шамаров М.В.
Краснодар
2008
Курсовой проект содержит 38 листов, 2 рисунка, 2 таблицы, 4 листа графической части формата А1.
ГАЗ, КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ, ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ, ГАЗОТУРБИННАЯ УСТАНОВКА, НАГНЕТАТЕЛЬ, МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД.
Объектом проектирования является Березанская газокомпрессорная станция.
Цель работы – произвести реконструкцию газокомпрессорной станции с производительностью 325 млн. м3/год и ц/б нагнетателями с заданной мощностью.
В процессе реконструкции проводились газодинамический расчет нагнетателя, расчет критического числа оборотов вала, расчет цикла ГТУ.
Разработана схема комплексной автоматизации, предусматривающая контроль, защиту и регулирование параметров работы центробежного нагнетателя.
Проведено описание работы и эксплуатации компрессорной станции.
Введение
1.Исходные данные для расчёта компрессорной станции
2.Газодинамический расчёт компрессора
2.1 Исходные данные
2.2 Расчёт ГПА
2.3 Треугольники скоростей для ступени в масштабе на входе и на выходе
3.Описание и принцип работы газоперекачивающего агрегата
3.1 Газоперекачивающий агрегат типа ГПА Ц-6,3 Б 56/1,45
3.2 Принцип работы
4. Автоматизация нагнетателей
4.1 Общие данные
4.2 Аварийные остановки со стравливанием и без стравливания
4.3 Расчет критических параметров
Заключение
Список использованной литературы
Применение газа в народном хозяйстве осуществляется по следующим основным направлениям:
- технологическое использование газа;
- энергетическое использование в виде топлива;
- коммунально-бытовые нужды;
- переработка газа с целью производства жидких углеводородов, серы, метанола.
С использованием этого высококачественного энергоносителя и ценного химического сырья ныне выпускается 94,5% стали и чугуна, 65% цемента, 95% минеральных удобрений.
Развитие газовой промышленности в решающей степени зависит от дальнейшего технического её переоснащения.
Для успешного выполнения заданий по добыче и транспортировке газа необходимо ускоренное оснащение компрессорных станций новыми перекачивающими агрегатами повышенной единичной мощности (16 и 25 тыс. кВт), а также полнонапорными нагнетателями мощностью от 7 тыс. кВт до 10 тыс. кВт.
Резко возросшие в последнее время объёмы транспорта газа повысили требования к снижению удельных затрат на его транспортировку и к увеличению надёжности газопотребления. Известно, что потребление газа неравномерно как по сезонам, так и в течении суток. Отклонения режимов работы от проектных ведут к значительным перерасходам топливного газа.
Перемещаясь по газопроводу - от головного сооружения к месту потребления - газ преодолевает сопротивление движению из-за местных и линейных потерь. При этом давление газа падает. Вместе с уменьшением давления уменьшается и плотность газа, то есть в целом его весовой заряд. Исходя из технико-экономических условий расчёта, на газопроводах строятся линейные компрессорные станции, отстоящие друг от друга в среднем на 100 – 150 км.
Компрессорные станции – это сложные и крупные инженерные сооружения, обеспечивающие основные технологические процессы по подготовке и транспорту газа:
- очистка;
- осушка;
- сжатие;
- охлаждение.
На компрессорной станции имеется оборудование, обеспечивающее водоснабжение, энергоснабжение, маслоснабжение, вентиляционные установки, установки пожаротушения.
Различают компрессорные станции головные и промежуточные (линейные).
Головные компрессорные станции сооружают вначале газопровода. Они предназначены для приёма газа с месторождения, его очистки, осушки, повышения давления до расчётного или рабочего.
На линейной компрессорной станции, которая сооружается между начальной и конечной точками газопровода, поддерживается давление на участках газопровода между двумя станциями.
1.Исходные данные для расчёта компрессорной станции
1. Производительность ГКС - 892 ∙103 м3/сутки;
2. Давление всасывания (избыточное) - 3862 кПа;
3. Давление нагнетания (избыточное) - 5600 кПа;
4. Температура газа на входе - 288 К;
5. Мощность единичного агрегата - 6,3 МВт;
6. Суммарная мощность ГКС - 25,2 МВт;
7. Число агрегатов - 4;
8. Тип ГПА - Ц6,3Б/56-1,45.
2.Газодинамический расчёт компрессора
2.1.1 Переменные исходные данные
Мощность на валу компрессора Nв = 6300 кВт
Начальное давление Pн = 3862 кПа
Начальная температура Tн = 288 К
Конечное давление Pк = 5600 кПа
Универсальная газовая постоянная R =501 Дж/кг*К
Производительность по всасыванию Vн=206,4 м3/мин
Показатель адиабаты сжатия k = 1,308
Политропический КПД ηпол = 0,83
Теплоёмкость газа ср = 2107 Дж/кг*К
Рабочее число оборотов ГТУ n = 8200 об/мин
Конструктивное соотношение ξ = 0,45
Коэффициент сжимаемости z = 0,92
2.1.2 Постоянные исходные данные
Коэффициент внутреннего трения βтр = 0,02
Коэффициент внутренних перетечек βпер = 0,02
Механический КПД ηмех = 0,98
Допустимое напряжение кручения вала τкр = 5 х 107 Н/м2
Максимально допустимая окружная скорость [U2] = 300 м/с
Скорость газа на входе в компрессор Cн = 20 м/с
Расчётная величина π = 3,14
Скорость газа на выходе из компрессора Cк = 20 м/с
Конструкторский угол на выходе из колеса β2л = 45°
Коэффициент расхода φ2ч = 0,24
Конструкторский угол на входе в колесо β1л = 32°
Толщина лопатки колеса δк = 0,005 м
Толщина лопатки диффузора δд = 0,01 м
Расчётное соотношение кс = 1,2
Конструктивное соотношение кд = 1,05
Угол установки лопатки диффузора на входе α4 = 40°
Густота решётки диффузора Ад = 2,2
2.2 Расчёт ГПА
2.2.1 Плотность газа в сечении Н-Н, кг/м3
(1)где ρн – плотность газа в начальном сечении, кг/м3;
Pн – начальное давление, кПа;
R – газовая постоянная, Дж/кг*К;
Tн – температура газа, К;
z – коэффициент сжимаемости.
.2.2.2 Массовый расход газа в компрессоре, кг/с
(2)где G – массовый расход газа, кг/с;
Vн – производительность, м3/с.
2.2.3 Показатель сжатия:
(3)где σ – показатель сжатия;
k – показатель адиабаты;
ηпол – политропический КПД.
2.2.4 Скорость газа в сечении 1-1, м/с:
C1 = 0,3 [U2], (4)
где C1 – скорость газа в сечении 1-1, м/с;
[U2] – максимальная окружная скорость, м/с
C1 = 0,3 · 300 = 90 м/с
2.2.5 Охлаждение газа во всасывающей камере, К:
(5)где ΔTвс – охлаждение газа во всасывающей камере, К;
с1 – скорость газа, м/с
сн – скорость газа на входе в компрессор, м/с;
ср – теплоёмкость газа, Дж/кг*К.
2.2.6 Температура газа в сечении 1-1, К:
T1 = Tн – ΔTвс , (6)
где T1 – температура газа в сечении 1-1, К;
Тн – температура газа по начальным условиям, К;
ΔTвс – охлаждение газа во всасывающей камере, К.
Т1 = 288 – 1,827 =286,2 К.
2.2.7 Давление газа в сечении 1-1, кПа:
(7)где P1 – давление газа в сечении 1-1, кПа;
Pн – давление газа по начальным условиям, кПа;
K – показатель адиабаты сжатия.
2.2.8 Температура в сечении к-к, К:
(8)где Тк – температура газа в сечении к-к, К;
Pк – давление газа в сечении к-к, кПа;
σ – показатель сжатия.
2.2.9 Подогрев газа в компрессоре, К:
ΔТ = Тк – Т1, (9)
где ΔТ – подогрев газа в компрессоре.
ΔТ = 320,5 – 286,2 = 34,3 К.
2.2.10 Полная работа компрессора, Дж/кг:
(10)