- •Глава 5 показатели надежности, диагностика и снижение энергозатрат газоперекачивающих агрегатов
- •5.1. Показатели надежности газоперекачивающих агрегатов
- •Наработка на отказ у ряда гпа с газотурбинным приводом
- •5.2. Техническая диагностика газоперекачивающих агрегатов
- •Характеристики измерительных приборов для оценки состояния гпа
- •5.3. Определение технического состояния центробежных нагнетателей
- •5.3.1. Определение фактического политропического кпд нагнетателя
- •5.3.2. Определение паспортного (исходного) кпд нагнетателя
- •5.4. Определение технического состояния гпа с газотурбинным приводом
- •5.5. Диагностирование гпа в процессе работы и при выполнении ремонта
- •Классы чистоты турбинного масла в зависимости от его загрязнения
- •5.6. Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа и пути их снижения
- •5.7. Турбодетандер
- •5.8. Применение сменных (регулируемых) входных направляющих аппаратов для изменения характеристик цбн
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •6.1. Система автоматического управления гпа
- •6.2. Датчики
- •6.3. Приборы
- •6.4. Вибрационный контроль гпа
- •6. 5. Измерение расхода газа
- •6.6. Системы безопасности компрессорных цехов
- •6.6.1. Системы управления охранными и общестанционными кранами. Ключи каос
- •6.6.2. Системы автоматики пожаротушения
- •Системы пожарообнаружения
- •6.6.3. Система контроля загазованности
- •6.7. Телемеханика
- •6.8. Мнемощит
- •6.9. Автоматизированное рабочее место диспетчера компрессорной станции (армд кс)
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •7.1. Подготовка гпа к монтажу
- •7.2. Приемка фундамента под монтаж
- •Допускаемые отклонения фактических размеров от проектных на объектах фундамента
- •7.3. Монтаж блока нагнетателя и турбины на фундамент
- •7.4. Обвязка гпа технологическими трубопроводами
- •7.5. Монтаж вспомогательного оборудования гпа
- •7.6. Гидравлические испытания технологических коммуникаций компрессорной станции
- •7.7. Реконструкция, техперевооружение, модернизация действующих компрессорных станций
- •7.8. Пусконаладочные работы на компрессорной станции
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •8.1. Основные положения и виды технического обслуживания гпа
- •Перечень работ при проведении среднего и капитального ремонтов гпа
- •8.2. Планирование и подготовка агрегата к ремонту
- •8.3. Ремонтная документация
- •Перечень и порядок составления технической документации при ремонте гпа
- •8.4. Вывод газоперекачивающего агрегата в ремонт
- •8.5. Виды дефектов и неразрушающий контроль гпа
- •8.6. Организация ремонта лопаточного аппарата осевого компрессора
- •8.7. Балансировка и балансировочные станки
- •8.8. Закрытие агрегата после ремонта и его опробование
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •9.1. Общие положения
- •9.2. Выбросы вредных веществ в атмосферу
- •Расход газа по составляющим операции пуска-останова гпа
- •Основные причины аварий на магистральных газопроводах
- •Выбросы в составе выхлопных газов
- •Величина номинальных выбросов вредных веществ для различных типов гпа
- •9.3. Сбросы загрязняющих веществ в водоемы
- •Основные показатели химического состава вод хозяйственно-питьевого и производственного назначения
- •Данные о сбросе сточных вод некоторыми отраслями промышленности России
- •9.4. Токсичные отходы
- •9.5. Охрана почв
- •9.6. Охрана недр
- •9.7. Шум и другие виды воздействия
- •9.8. Решение проблем экологии
- •Капитальные вложения рао "Газпром" в природоохранные мероприятия по годам (млрд. Руб.)
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
- •10.1. Общие требования по технике безопасности при обслуживании компрессорных станций
- •10.2. Техника безопасности при эксплуатации гпа и оборудования компрессорного цеха
- •10.3. Техника безопасности при ремонтах газоперекачивающих агрегатов
- •10.4. Огневые и газоопасные работы. Их проведение в условиях компрессорной станции
- •10.5. Требования к проведению работ в галерее нагнетателей со вскрытием нагнетателя
- •10.6. Обеспечение пожаробезопасности компрессорных станций
- •Категории взрыва и пожароопасности основных зданий и помещений кс
- •Список использованной литературы
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
5.3.1. Определение фактического политропического кпд нагнетателя
Фактический КПД нагнетателя может быть определен, в частности, следующими методами:
- с использованием термодинамических свойств природного газа и параметров газа по нагнетателю ( ) [12];
- с использованием показателя изоэнтропы газа по методике ВНИИГАЗ.
Для расчета КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощенные эмпирические соотношения, предложенные в работе [12], для определения основных термодинамических величин природного газа по метану:
= ( 0,00012 - 0,0135 + 0,31) - 0,0463 +
+ 11,19, кД ж/кг · МПа; (5.10)
= (0,003 - 0,0009 ) + 0,11 + 2,08, кДж/кг·К; (5.11)
= (0,017 + 0,555) - 2,73 + 139,4, кДж/кг. (5.12)
По данным [12] эти же параметры для полного состава газа (содержание метана 94-100 %) могут быть определены соотношениями:
· (1,37 - 0,37 ); (5.13)
· (0,37 + 0,63 ); (5.14)
· (1,49 - 0,49 ), (5.15)
где - мольное содержание метана в долях единицы.
Тогда
; (5.16)
, (5.17)
где - среднее значение потенциальной функции при условиях входа и выхода; - степень сжатия
; (5.18)
= (0,37+0,63 ) [(0,003-0,0009 ) +
+ 0,11 + 2,08], кДж/кг · К; (5.19)
= (1,37 - 0,37 ) [(0,00012 - 0,0135 +
+ 0,31) · - 0,463 + 11,19], кДж/кг · МПа; (5.20)
, °С;
, МПа;
, °С; (5.21)
, МПа.
Для определения фактического КПД по второму методу необходимо знать параметры газа на входе и выходе нагнетателя (Р, t), а также состав газа.
Задача определения сводится к использованию уравнения, широко применяемого при построении характеристик нагнетателя
; (5.22)
где - показатель политропического (внешнеадиабатного) процесса сжатия; - показатель адиабаты. При проведении ориентировочных инженерных расчетов его можно принимать = 1,30
, (5.23)
; (5.24)
где - коэффициент сжимаемости газа, определяемый по параметрам газа на входе либо по данным рис. 1.1, либо по соотношению
, (5.25)
- показатель адиабаты газа в его идеальном состоянии;
где - теплоемкость идеального газа; - универсальная газовая постоянная 8314 Дж/(моль·К) = 1,9858 ккал/моль·К; - мольная масса газа
, (5.26)
поправка на теплоемкость при постоянном давлении
; (5.27)
вспомогательная функция
; (5.28)
; ; = 162,8 · (0,613 + ),К; (5.29)
; = (47,9 - )0,0981, МПа; (5.30)
средняя температура газа в нагнетателе, °С
;
- относительная масса газа по воздуху; - соответственно, давление и температура газа на входе нагнетателя; - соответственно, давление и температура газа на выходе нагнетателя.