Эксплуатация оборудования компрессорной станции

,где g – относительное увеличение массового расхода газа при сжигании топлива, g 0,01; – механический КПД газовой турбины (компрессора); – КПД камеры сгорания, .Далее делаем графическое представление результатов расчета в системе символьной математики «Mathcad». - показатель адиабаты для воздуха; - показатель степени для воздуха, ; - КПД компрессора; - КПД газовой турбины; - механический КПД газовой турбины и компрессора; - КПД камеры сгорания; - тепловой КПД регенератора.Принимаем температуру газов после камеры сгорания С. По таблицам [2] определяем показатель адиабаты газов (рабочего тела) для данной температуры:;Показатель степени для рабочего тела.Степень повышения температуры.Графики зависимостей эффективного КПД ГТУ отпри различных значениях степени регенерации приведены на рисунке 15.Рисунок 15 – Зависимость от при различных значенияхстепени регенерации Видно, что для газотурбинной установки с регенерацией () наибольший КПД наблюдается при.5.2 Расчет необходимого числа ГПАРасчеты тепловой схемы ГТУ также производим в системе «Mathcad».Степень повышения давления газа на ГПС;.Молекулярная масса природного газа определяется по его объемному составу,где n– число компонент газа как смеси;i, ri– молекулярная масса и объемная доля (%) i- го компонента смеси.кг/кмоль.Удельные массовые теплоемкости природного газа при постоянном объеме и постоянном давлении рассчитываются по формуле ,где индекс x= v, p; при x = vk1 = 5, k2 = 7; при x = pk1 = 7, k2 = 9.Удельная массовая теплоемкость природного газа при постоянном объеме;кДж/кг·К.Удельная массовая теплоемкость природного газа при постоянном давлении; кДж/кг·К.Показатель адиабаты природного газа;.Газовая постоянная природного газа; кДж/кг·К.Массовый секундный расход природного газа через ГПС;кг/с.Удельная работа сжатия природного газа в компрессоре,где z – коэффициент сжимаемости природного газа, ;mг – показатель степени.. кДж/кг.Общий КПД турбонагнетателя,где г – гидравлический КПД компрессора, ;– объемный КПД компрессора, ;– механический КПД компрессора, ; – КПД редуктора, ..Мощность привода ГПС;МВт.Принимаем ГПА ГТН-6У с единичной мощностью МВт.Количество ГПА на газоперекачивающей станции;.Принимаем .Задаемся массовым часовым расходом рабочего тела D для одного ГПА таким образом, чтобы эффективная мощность ГТУ совпадала с единичной мощностью ГПА . Принимаем т/ч.Массовый секундный расход рабочего тела,кг/с.5.3 Расчет удельных работ компрессора и турбиныДействительная удельная работа компрессора; кДж/кг.Действительная удельная работа газовой турбины; кДж/кг.5.4 Расчет мощностей и КПД ГТУДействительная мощность ГТУ; кВт.Эффективная мощность ГТУ; кВт.Полученное значение сравниваем с единичной мощностью газоперекачивающего агрегата . Расхождение %;%.Расхождение меньше допустимой невязки 1%.Удельный расход топлива на выработку 1 МДж механической энергии на валу ГПА;кг/МДж.Мощность механических потерь и затрат энергии на привод вспомогательных механизмов (масляных насосов, валоповоротного устройства и др.); кВт.Теплопотери в регенераторе; кВт.Тепловая мощность ГПА; кВт.Относительная невязка энергетического баланса ГТУ%;%.Допустимая невязка при расчетах тепловых схем ГТУ не должна превышать 1 %.Эффективный КПД газотурбинной установки;.Удельный расход теплоты на выработку 1 МДж механической энергии на валу ГПА; кДж/МДж.6ПРОБЛЕМЫ ЭКОЛОГИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ КС6.1 Характеристика потенциальных источников и их воздействие на основные компоненты окружающей средыВ ходе строительства и эксплуатации объекта негативные источники воздействия на окружающую среду следует разделить на источники возникающие в ходе строительства объекта и источники возникающие в ходе его эксплуатации.В ходе строительства окружающая среда больше подвержена механическому загрязнению. Механическое загрязнение-это непосредственное попадание в ОС предметов и материалов. Происходит оно, как правило, в ходе проведения строительных работ.К источникам загрязнения возникающим в ходе строительства объекта следует отнести:строительные машины, механизмы (автомобильный кран, экскаватор, бульдозер, автосамосвал, автомобиль бортовой, сварочные посты и др.); пылящие строительные материалы (песок, цемент и т.п.);отходы строительных и отделочных материалов (металлопроката, листовой стали, электродов, бетона, лакокрасочных материалов, упаковочной тары, загрязнённой ветоши и т.п.).В ходе эксплуатации объекта ОС подвержена шумовому, тепловому и химическому загрязнению. Шумовое загрязнение проявляется в увеличении уровня шума при работе газотурбинной установки, что может отпугивать животных и птиц, нарушая тем самым их естественную среду обитания.Тепловое загрязнение заключается в отводе тепла при работе охладителей газа и самой газотурбинной установки.Химическое загрязнение проявляется при попадании в атмосферу химических веществ, которые содержатся в газовоздушной смеси отработанных газов ГТА, а также вследствие сварочных работ и механической обработки металлов, работы транспортных средств, испарения нефтепродуктов через неплотности фланцевых соединений технологических трубопроводов, приводят к ухудшению качественных характеристик атмосферного воздуха.К источникам загрязнения возникающим в ходе эксплуатации проектируемого объекта также относятся стоки промышленных, ливневых вод с территории склада НП.6.2 Мероприятия по охране окружающей средыМероприятия, позволяющие обеспечить минимальное количество выбросов вредных веществ в атмосферу, включают:предотвращение проливов нефтепродуктов;контроль и обеспечение герметичности систем перекачки и транспортировки газа;технологическое оборудование выполнено из материалов, являющихся стойкими к перекачиваемым средам;диспетчерский контроль за технологическими и вспомогательными процессами.В качестве критерия оценки качества атмосферного воздуха, в основном, используются предельно-допустимые концентрации (ПДК) и ориентировочно- безопасные уровни воздействия (ОБУВ) – загрязняющих веществ в воздухе населённых мест.В целом же организационные мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу включают:установку фильтров очистки отработанных газов ГТА;организацию работы котельной в строгом соответствии с режимной картой;предотвращение проливов ГСМ;диспетчерский контроль за технологическими и вспомогательными процессами.Металлические отходы (лом, образующийся при строительстве зданий, трубопроводов, от ремонта оборудования, остатки сварочных электродов и т.п.) должны собираться на площадке временного хранения, а по окончании строительных работ передаваться на переработку специализированным организациям.Твердые бытовые отходы от уборки помещений, уличный смет, производственный мусор будут вывозиться на свалку специализированной организацией.6.3 Организация экологического мониторингаМетодология экологического мониторинга окружающей среды на основании СП 11-102-97 «Инженерно-экологические изыскания в строительстве» включает организацию контроля состояния элементов геоэкосистемы с целью определения качественных и количественных показателей загрязнения, анализ получаемой информации и прогноз состояния окружающей среды.Измерения показателей состояния среды проводятся на участках, расположенных в зоне влияния объектов обустройства и на выбранных фоновых участках, не подверженных техногенному влиянию. Анализ получаемой информации проводится на основе сравнения контрольных и фоновых значений, а также их сравнения с предельно-допустимыми нормами. Выбор пространственной схемы пунктов мониторинга проводится с учётом рекомендаций нормативной, научно-методической литературы и рекогносцировки на местности после строительства. Количество точек измерений и качественных показателей может меняться в соответствии с выводами годовых отчётов. Химические анализы снега, грунтовых вод и почвогрунтов будут производиться в сертифицированной лаборатории.Исходя из специфики воздействия планируемого объекта, будет осуществляться мониторинг снежного покрова, атмосферного воздуха, почвогрунтов и грунтовых вод.Экологический мониторинг атмосферного воздуха и снежного покрова должен включать в себя как наблюдение за фоновым загрязнением на так называемых «фоновых» площадках, так и непосредственный контроль за источниками загрязнения на «контрольных» площадках.Мониторинг состояния атмосферного воздуха проводится с целью определения фактического состояния воздушной среды, контроля за соблюдением ПДВ по источникам выбросов и установления соответствия измеренного уровня загрязнения расчетному.Опробование атмосферного воздуха выполняется в зоне влияния источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Пункты наблюдений будут выбраны в рабочей зоне и на границе санитарно-защитной зоны с учетом направлений среднегодовой розы ветров, после разработки проекта строительства.В атмосферном воздухе определяются концентрации следующих веществ: оксида азота; диоксида азота;диоксида серы; сероводорода; сажи; бензола; толуола; ксилола; без(а)пирена;углеводородов.Наблюдения (отбор проб) за загрязнением снежного покрова проводятся на комплексных наблюдательных площадках на профилях, выбранных в репрезентативных местах один раз в год в период максимального снегонакопления в конце зимы (март-апрель). При отборе проб снега производится определение мощности и плотности снежного покрова.В пробах снежного покрова определяются тяжелые металлы, хлорорганические соединения, нефтяные углеводороды, сульфаты, нитраты.ЗАКЛЮЧЕНИЕНа газоперекачивающих станциях (ГПС) магистральных газо- и нефтепроводов России нашли применение 3 вида привода:1) газотурбинный;2) газомотокомпрессорный (на основе использования двигателейвнутреннего сгорания);3) электрический.Основным видом привода является газотурбинный (более 86 % от числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА)). Первый ГПА с газотурбинным приводом ГТ-700-4 мощностью 4 МВт был установлен на газопроводе Ставрополь – Москва в 1960 году. В настоящее время в газовой промышленности эксплуатируется более 4000 ГПА суммарной установленной мощностью более 40 тыс. МВт.Основные преимущества ГТУ и газотурбинного привода сводятся к следующему:- возможность создания установок большой единичной мощности на валу(до МВт для ГПС и до МВт (и более) – дляэлектроэнергетики;- сравнительно малая удельная масса, где mГТУ – масса газотурбинной установки (20…30 кг/кВт – в 50-е годы прошлого века,0,8…1 кг/кВт – в настоящее время);- отсутствие кривошипно-шатунного механизма и соответственно возможность развития высокой частоты вращения ротора приводнойтурбины (до 20000…30000 об/мин);- быстрота запуска (в сравнении с паротурбинными (ПТУ) установками):15…30 мин – из «холодного» состояния, 5…15 мин – из «горячего»состояния;- сравнительная простота автоматизации процессов управленияи регулирования ГПА;- малый удельный расход воды и смазочных материалов;- большая объемная производительность ГПА по транспортируемому газу.Хорошо известны и основные недостатки ГПА:- возможность работы в настоящее время только на жидком и газообразномтопливах;- меньший диапазон регулирования подачи газа без сниженияэкономичности работы ГТУ;- невысокий КПД установок простейших схем.Так для сравнения можно отметить, что простейшие безрегенеративные ГТУ имеют абсолютный эффективный (на валу) КПД на уровне 20…28 %, в то время как КПД ДВС достигает 38…42 %.Основными методами повышения эффективности ГТУ являются:- повышение начальной температуры рабочего тела перед турбиной;- использование регенерации теплоты отработанного рабочего теладля подогрева воздуха перед камерой сгорания;- использование ступенчатого сжатия воздуха в сочетаниис его промежуточным охлаждением, ступенчатого подвода теплотыи регенерации;- совершенствование конструкций и повышение КПД компрессора, газовойтурбины и камеры сгорания. На ГПС нашли применение в основном первый, второй и четвертый способы повышения энергетической эффективности приводных ГТУ. Использование сложных и дорогостоящих схем ГТУ в газовой промышленности экономически пока не оправдывается, хотя и считается перспективным. Такие ГТУ используются в электроэнергетике в качестве пиковых и полупиковых энергетических установок.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВКарпов С.В. Газотурбинные установки: Методические указания к выполнению курсовой работы. –Архангельск: АГТУ, 2008. – 37 с.Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 288 с.Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика.– М.: Энергия, 1976.Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов. – М.: Недра, 1969.- 112 с.Могильницкий И.П., Стешенко В.Н. Газотурбинные установки в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Недра, 1971. – 160 с.Сазанов Б.В., Налобин Л.В. Расчет тепловой схемы газотурбинных установок. – М.: МЭИ, 1978. – 90 с.Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз. Учебник для вузов/Р. А. Алиев, И. В. Березина, Л. Г. Телегин и др.— М.: Недра, 1987, с. 271.Афанасьев В. А., Березин В. Л. Сооружение газохранилищ и нефтебаз: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. — 334 с.СНИП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.