Каренина, как новый символ России;pdf

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра промышленной теплоэнергетики
Степанов О. А., Чекардовский М. Н.
.
ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКАЯ
ДИАГНОСТИКА
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
для студентов специальности 140104 ''Промышленная теплоэнергетика''
к выполнению контрольной работы по дисциплине «Диагностика систем
теплоэнергоснабжения»
Тюмень, 2009
1
УДК
ББК
Степанов О. А., Чекардовский М. Н. Термогазодинамическая диагностика:
методические указания для студентов специальности 140104 ''Промышленная
теплоэнергетика'' к выполнению контрольной работы по дисциплине
«Диагностика систем теплоэнергоснабжения» - Тюмень: РИО ГОУ ВПО
ТюмГАСУ, 2009. – 40 с.
Методические указания разработаны на основании рабочих программ ГОУ ВПО
ТюмГАСУ дисциплины «Диагностика систем теплоэнергоснабжения» для
студентов специальности: 140104 «Промышленная теплоэнергетика».
Методические указания включают в себя описание конструкции
газотурбинного двигателя газотурбинной установки судового типа, методику
расчета режима работы ГТД, задания по закреплению теоретических знаний в
виде расчета КПД, мощности ГТД, а также контрольные вопросы для
самопроверки.
Рецензент: Погорельцев Е. Г.
Тираж 100 экз.
© ГОУ ВПО «Тюменский государственный архитектурно-строительный университет»
© Степанов О. А.
Редакционно-издательский отдел ГОУ ВПО «Тюменский государственный архитектурностроительный университет»
2
Содержание
1. Термогазодинамическая диагностика ................................................................. 4
1.1 Диагностика газотурбинных установок .............................................................. 4
1.2 Определение энергетических параметров ступеней ГТУ ................................. 7
2. Пример расчета ..................................................................................................... 11
3. Расчет мощности нагнетателя ............................................................................. 16
4. Методика расчета эксплуатационных показателей .......................................... 18
5. Расчет параметров режимов работы нагнетателя ............................................ 23
Приложение А ............................................................................................................ 25
Приложение Б ............................................................................................................ 26
Приложение В ............................................................................................................ 27
Приложение Г ............................................................................................................ 28
Приложение Г2 .......................................................................................................... 29
Литература ................................................................................................................. 30
3
ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА
Термогазодинамическая
диагностика
основана
на
уравнениях
термодинамики и позволяет определить на основании измерения параметров
рабочего тела (давление, температура и расход) по газовоздушному тракту
основные энергетические характеристики тепловых двигателей: поршневых,
газо- и паротурбинных установок.
Варианты заданий для студентов
представлены в приложении Г1.
1.1. ДИАГНОСТИКА ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
Определение
технического
состояния
агрегата
осуществляется
сопоставлением фактических (режимных) параметров и характеристик с
номинальными (заводскими). В качестве примера рассмотрим двигатель ДГ-90
(завод-изготовитель «Заря» г. Николаев) используемый на компрессорных
станциях магистральных газопроводов. Характеристики (заводские) приведены
в табл.1.1. Конструктивная схема представлена на рисунок 1.1.
Рисунок 1.1. Конструктивная схема двигателя ДГ-90
1 - рессора блока агрегатов; 2 - входное устройство; 3 - компрессор низкого давления (КНД);
4 - компрессор высокого давления (КВД); 5 - камера сгорания; 6 - турбина высокого давления
(ТВД); 7 - турбина низкого давления (ТНД);
8 - силовая турбина (СТ); 9 - рессора.
4
Таблица 1.1.
Заводские характеристики двигателя ДГ-90
№
Показатель
п.п.
1 Номинальная
мощность
2
3
4
5
6
7
Расход продуктов
сгорания по ГТД
Температура
продуктов
сгорания на
выходе СТ
Температура
продуктов
сгорания на входе
в ТВД
Расход топливного
газа
Эффективный
к.п.д.
Давление воздуха
после сжатия в
осевом
компрессоре
Обозначение
Размерность
Значение
Примечание
Указанная мощность достигается при
использовании топлива с низшей
теплотой сгорания Qнр=50,056∙103
кДж/кг; значении газовой постоянной
R= 0,5082 кДж/кгК; температуре
воздуха на входе в осевой
компрессор Та=288оК и давлении
наружного воздуха Ра=0,101 МПа.
Ne
кВт
16700
MО
кг/с
73,0
Ts
о
К
703
о
К
1343
B
кг/с
0,9385
ηе
-
0,3555
Рс
МПа
1,970
Tz
Расход воздуха определяется в следующей последовательности:
1. Фактический расход воздуха Мв=МО-В
(1.1)
где МО – расход продуктов сгорания, кг/с;
В – расход топливного газа, кг/с.
2. Теоретический расход воздуха на 1 кг топлива, кг/кг
Lо
0,1151(1 Е) С р
(1.2)
где Е – характеристика элементарного состава топлива,
Е
12,01 Н р 0,126 О р
4,032 С р 0,3755 S р
(1.3)
где Sр, СР, Нр, Ор – массовые концентрации компонентов в природном газе.
Состав топлива в зависимости от месторождения приведен в Приложении А.
5
2. Молекулярная масса топлива (газа) определяется по уравнению
n
1
100
m
ri
i
i 1
где ri - мольная концентрация i–го компонента;
i
- молекулярная масса i-го компонента;
3. Элементарный массовый состав топлива определяется по
Ср
12,01
(rCH 4
2rC2 H6
3rC3H8
mCm H n
rCO2 )
т
Hр
1.008
(4rCH 4
6rC2 H6
nCm H n
2rC2S )
т
Sp
32.06
rH 2S
m
Np
28.016
rN2
m
Op
32
rCO2
m
Низшая теплота сгорания топлива, если она отличается от заводских
характеристик (другой состав топлива), принимается по Приложению Г2, а также
n
может быть рассчитана по уравнению QHP
ri QHPi
i 0
100
, QHP
QHP
,
m
где QHP и QHP - соответственно низшая мольная теплота сгорания КДж/кмоль
и низшая массовая теплота сгорания КДж/кг; ri - мольные концентрации
компонентов;
QHPi , Q HPi - соответственно низшая теплота сгорания компонентов мольная и
массовая. Эти характеристики приведены в задании для контрольной работы.
Газовая постоянная также может определяться по заданному составу топлива.
R R/
m
8.314 /
m
(1.3а)
3. Определяется величина коэффициента избытка воздуха
Мв
6
L0
(1.4)
4. Величина теплоемкости природного газа определяется по Приложению Б
в зависимости от давления, температуры и концентрации метана.
5. Величина средней теплоемкости продуктов сгорания Срm определяется
0
по номограмме (Приложение В).
6. Суммарная мощность всех ступеней турбины определяется по уравнению:
М О Срm0 (Т z
N(ТВД ,ТНД ,ТС )
7. Температура
продуктов
сгорания
на
Ts )
входе
в
(1.5)
силовую
турбину
определяется из уравнения:
Ne (Ts Ts ) M О Cpm0
(1.6)
где Ne принимается по заводским характеристикам (Таблица 1.1).
Тогда
Тs
Ne
М О Ср т0
Тs
(1.7)
8. Суммарная мощность турбин высокого и низкого давления (NТВД и NТНД)
NI
II
NТВД
NТНД
М О Срт0 (Т z
Тs )
(1.8)
9. Эти ступени в соответствии со схемой ГТУ связаны с осевым
компрессором, следовательно
NОК
М О Срт0 (Т z Т s ) / 1,015
(1.9)
где 1,015 коэффициент опытный, учитывающий потери мощности на трение.
10.Температура воздуха после сжатия в компрессоре определяется по:
Тс
N ОК
М в Ср тв
Та
(1.10)
11.Эффективный к.п.д. установки:
е
Ne
Qнр В
(1.11)
1.2 Определение энергетических параметров
ступеней газотурбинной установки
1. Определение показателя политропы процесса расширения
сгорания в турбине n1 из уравнения политропного процесса
7
продуктов
ТZ
ТS
РZ
РS
n1 1
n1
1
ln Tz / Ts
1
P
ln z
Ps
п1
(1.12)
(1.12а)
2. Давление продуктов сгорания после расширения в турбине принимаем
Рs=0,103 МПа.
Давление на входе в турбину
Рz
кс
Pc
Рс
Pкс
(1.13)
кс
- коэффициент, учитывающий гидравлическое сопротивление камеры
сгорания. Принимается
кс
=0,96-0,98.
3. Давление продуктов сгорания перед силовой турбиной
Рs
п1
п1 1
Тs
Тs
Рs
(1.14)
4. Показатель политропы сжатия воздуха в осевом компрессоре
1
T
ln c
п2
1
(1.15)
Ta
ln Pc / Pa
5. При расчете температуры за КНД принимаем Т/с=423 тогда:
Рс1
Ра
Тс
Та
п2
п2 1
(1.16)
6. Осуществляем проверку принятого значения Т/с
Рс
Рс2
Тс
Тс
п2
п2 1
И уточняем значение Т/с по среднему значению Рсср
8
(1.17)
( Рс1
Рс2 ) 0,5
Тс
Т спр
Оцениваем погрешность
Т
Рсср
Та
Т срасч
пр
с
п2 1
п2
(1.18)
Ра
100% , где Т спр
Т с из п.5; Т срасч
Т с из
п.6
7. Расчет мощности и к.п.д. КНД, КВД, ТНД и ТВД осуществляется по
уравнениям:
M в С рва Т а
N КНД
п2 1
п2
Рс
Ра
1
(1.19)
8. Индикаторный к.п.д. КНД определяется по:
Рс
Ра
1
к 1
к
1
n2 1
n2
iККН
Рс
Ра
(1.20)
1
где k=1,4 – показатель адиабаты сжатия воздуха в компрессоре.
9. Индикаторная мощность КВД
N iККВ
M в С рвТ с
п2 1
п2
Рс
Рс
1
(1.21)
10.Индикаторный к.п.д. КВД
Рс
к 1
к
Рс
п2 1
п2
iККВ
Рс
Рс
1
(1.22)
1
Контроль полученных значений
N КВД
N КНД
NОК
(1.23)
Относительная погрешность
N ОК N ОК
100
N ОК
9
(1.24)
где N ОК взять из уравнения 1.9
Погрешность не должна превышать 5 %.
11. Температура продуктов сгорания за ТВД определяется в следующем
порядке
(1.25)
N ТВД 1,015 N КВД
где 1,015 – коэффициент учитывающий потери на трение. Тогда
M О Срт0 (Т z
N КВД
и
Тz
Тz
Т z ) / 1,015
(1.26)
1,015 N КВД
(1.27)
М О Ср т0
12. Давление за ТВД:
Рz
Рz
Тz
Tz
n1
n1 1
(1.28)
13. Определяем индикаторную мощность ТНД
М О Ср то Т z 1
N iТТН
Рz
Рs
1 п1
п1
(1.29)
14. Индикаторный к.п.д. ТНД
1
Рz
1 n1
n1
Рs
1 кТ
кТ
iТТН
1
Рz
(1.30)
Рs
где kТ = 1,3 (коэффициент адиабатного расширения продуктов сгорания).
24. Давление определяется по уравнению
Рz
Рz
Тz
Тz
25. Индикаторная мощность и КПД ТВД
10
п2
п2 1
(1.31)
Рz
Рz
М rz Ср пс Т z 1
N iТТВ
1
Рz
1
(1.32)
1 nТ
nТ
Рz
1 кТ
кТ
iТТВ
Рz
1 п1
п1
(1.33)
Рz
26. Индикаторная мощность турбин ТВД и ТНД
NТ
NТВД
N ТНД
(1.34)
27. Эффективная мощность силовой турбины
NеСТ
где NТВД
ТНД СТ
NТВД
ТНД СТ
NТ
(1.35)
в формуле (1.5)
Относительная погрешность
N еСТ
Nе
Nе
Nе
100%
(1.36)
Не должна превышать 5%.
4. Пример расчета показателей
1.
Мв=73-0,9385=72,06 (кг/с)
2.
Теоретический расход воздуха L0=0,115/(1+0,9950)73,15=16,80
12,01 24,44 0,126 0,196
4,032 73,15 0,3755 0
Е
р
н
Q
98 802,9 103
0,9950
0,4 1,429 10 6
100 16,34
3.
Коэффициент избытка воздуха
4.
Определим Срт
0
0,2 2,045 10 6
72,06
16,80
48,77 103 кДж/кг
4,289 .
для ТВД+ТНД+СТ при Тср=1023 (К) по рисунку
(Приложение Б)
11
Срт0 =1,31 (кДж/кгК), NТВД+ТНД+СТ=73∙1,231∙(1343-703)=57511 (кВт).
5.
Определим Срт для СТ при Тср=803 (К) или t=530 (0С):
0
Срт0 =1,146 (кДж/кгК) по рисунку (Приложение Б),
6. Вычисляем температуру Т/s
Тs
16700
73 1,146
703
903 (К).
7. Определим Срт для ТВД+ТНД при Тср=1123 (К) или t=850 (оС):
0
Срт0 =1,21 (кДж/(кг∙К)), Т СР
8. Расчет мощности осевого компрессора
NОК= (73∙1,027∙(1343-903))/1,015=38196 (кВт).
9. Определим Срв= для КНД+КВД при Тср=533 (К) или t=260 (оС):
Срв=1,08 (кДж/(кг∙К)), Приложение В.
10. Вычисляем температуру в конце сжатия
ТС
КС
38196
288 781 (К),
72,062 1,08
17,26 1,15 (1343 781) 4,45
50,56
0,98 .
11. Коэффициент полезного действия ГТУ
е
16700
50056 0,94
е
0,3555
Мощность турбины (NТВД+ТНД+СТ):
NТВД+ТНД=1,015∙NОК=1,015∙38196=38769
NТВД+ТНД+СТ=38196+16700=55486(кВт).
57511 55486
100% 3,6% ,
57511
12. Расчет показателя политропы расширения продуктов сгорания в турбине
12
1
lg 1343
п1
1,286
703
lg 1890,7
103
1
13. Давление после ТНД
Рs
903
103
703
4,5
317,5 (кПа),
14. Показатель политропы сжатия воздуха в ОК
1
lg 781
п2
1
1,505
288
lg 19,5
15. Принимаем в первом приближении Т/С=423 (К), тогда давление при сжатии в
осевом компрессоре
РC1
423
101
288
РС 2
1969,5
781
423
2 , 98
2 , 98
317,6 (кПа),
316,8 (кПа).
Температура в конце сжатия принимается Т/С=423 оК.
При Р/Сср=(317,6+316,8)/2=317,2; проверим принятое значение температуры:
317,2
288
101
Т Cср
0 , 3355
422,8
Погрешность расчета
423 422,8
100%
423
0,05%
16. Определим СРв для КНД при Тср=355 (К) или t=82 (оС):
Срв=1,032 (кДж/(кг∙К)),
17. Мощность турбины компрессора низкого давления
N iККН
M в С рва Т а 1
Рс
Ра
п2 1
п2
1
72,06 1,032 288
13
317,2
101
0, 3355
1
10025 (кВт).
18. Индикаторный КПД КНД
Рс
Ра
iККН
Рс
Ра
к 1
к
1
п2 1
п2
0,3867
0,4681
0,83, , при k 1.4
1
19. Индикаторная мощность КВД:
N iККВ
Рс
Ра
M в С рва Т а 1
п2 1
п2
1
72,06 1,052 422,8
1969,5
317,2
0, 3355
20. Индикаторный КПД КВД
Рс
Ра
iККВ
Рс
Ра
к 1
к
1969,5
317,2
1
п2 1
п2
1969,5
317,2
1
0 , 2857
1
0,81
0 , 3355
1
21. Проверка расчета
NiОК=10025+27040=37065 (кВт),
37065 38196
100% 3,2% .
38196
22. Определим Срт для ТВД при Тср=1100 (К) или t=827 (оС):
0
Срт0 =1,21 (кДж/(кг∙К)), по рис. (Приложение Г),
23. Температура продуктов сгорания на входе в ТНД.
Тz
Тz
1,015 N КВД
М О Ср т0
1343
1,015 27040
73 1,21
1033 (К),
24. Давление на входе в:
Рz
Рz
1890,7
Тz
Tz
n1
n1 1
1343
1033
4 , 39
597,4
(кПа),
25. Индикаторная мощность ТНД:
14
1
27040 (кВт),
Рz
Рz
М О Ср mO Т z 1
N iТТН
1 п1
п1
597,4
317,5
73 1,185 1033 1
0, 2224
11723 (кВт),
26. Индикаторный КПД ТНД:
1
N ТНДад
iТТН
N ТНД
1
Рz
Рz
1 n1
n1
Рs
1 кТ
кТ
Рs
1
603,6
317,5
1
603,6
317,5
0 , 2224
0 , 2308
0,96
27. Индикаторная мощность ТВД:
N iТТВ
Рz
Рz
М rz Ср пс Т z 1
1 п1
п1
73 1,224 1343 1
0, 2224
1910,4
603,6
27124
(кВт)
28. Индикаторный КПД ТВД:
1
N ТВДад
iТТН
N ТВД
1
Рz
Рz
1 n1
n1
Рs
1 кТ
кТ
Рs
1
1910,4
603,6
1
1910,4
603,6
0 , 2224
0,96
0 , 2308
29. Индикаторная мощность турбин (ТВД+ТНД):
NiТ=27124+11723=38847 (кВт).
30. Эффективная мощность СТ
NеСТ=55468-38847=16621 (кВт).
Проверка расчета
N eCT N e
100%
Ne
16621 16700
100%
16700
0.5%
Результаты расчета заносим в таблице 1.3.
Таблица 1.3.
Результаты расчета показателей ГТУ по газовоздушному тракту
КНД
Ра
101
/
Рс
317,2
КВД
Рс
1969,5
ТВД
Рz
1890,7
15
ТНД
/
Рz
597,4
/
Рs
317,5
СТ
Рs
103
Т/с
422,8
Та
288
NКНД
10025
Тс
781
Тz
1343
NТВД
27124
NКВД
27040
Т/z
1033
МВ
72,06
Т/s
903
NТНД
11723
МО
73,0
Тs
703
NСТ
16621
В
0,9385
e
0.354
3. Расчет мощности нагнетателя.
Расчет осуществляется для нагнетателя СП 44328-02 (завод изготовитель
г. Санкт - Петербург), индикаторная мощность которого Ni=16700 кВт.
Остальные характеристики приведены на рис.1.2.
Порядок расчета следующий:
1.
По характеристике нагнетателя определяем его политропный к.п.д.
пол
0,86 . Начальное давление Р1 =4,780 МПа, температура Т1 = 288
К, газовая постоянная R=0,458 (кДж/кгК), показатель адиабаты
k=1,307, частота вращения вала нагнетателя n1=5200 об/мин.
16
Рисунок 1.2. Характеристики RF2BB30, СПЧ 4328-02, СПЧ 4328-02.10
Обозначение:
Q- объемный расход на всасывании;
С- соотношение давлений сжатия;
пол - политропный КПД;
Ni- внутренняя мощность;
RF2BB30-1, 2, 3;
СПЧ 4328-02-4, 5, 6;
СПЧ 4328-02.10-7, 8, 9.
Начальные условия:
Начальное давление, абс. РН=4,78 (МПа);
Начальная температура ТН=288 (К);
Газовая постоянная R=458,1 (Дж/кгК);
Показатель адиабаты k=1,307;
Частота вращения n, (об/мин):
1, 4, 7 – 4800; 2, 5, 8 – 5000;
3, 6, 9 – 5200.
1. Рассчитаем давление после нагнетателя:
Р2=Р1∙С=4780∙1,66=7934,8 (кПа).
2. Температура после нагнетателя:
Т2
Т1
Р2
Р1
к 1
к
288
7934,8
4780
1, 307 1
1, 307
323,8 (К)
3. Плотность газа на входе в нагнетатель:
17
Р
Z R Т1
1
4780
0,89 0,458 288
40,71 (кг/м3).
где Z=0,89 – коэффициент сжимаемости газа определѐн при относительной
плотности по воздуху ∆=0,56, Т1=288 (К), Р1=4780 (кПа), (формулы 1.69-1.74)
4. Массовый расход по нагнетателю:
МГ
5,333 40,71 217,1 (кг/с).
Q
5. Теплоемкость газа определим по номограмме (Приложение Б.):
СРml
2,04 (кДж/(кг К ))
где r – объемная доля метана в смеси, r=0,98, Р1=4,78 (МПа).
6. Изменение энтальпии:
∆h=СРml∙(Т2-Т1)=2,04∙(323,8-288)=73,03 (кДж/кг).
7. Потенциальная работа в нагнетателе:
( Z R Т ) m ln
Р2
Р1
Z m R Т т ln
Р2
Р1
0,91 0,458 305,9 ln
7934,8
4780
64,63 (кДж/кг)
Zm определено расчетом по формулам 1.69 – 1.74.
8. Политропный КПД нагнетателя:
н
h
64,63
73,03
0,88 .
9. Полезная мощность нагнетателя:
Nн=МГ∙СРml(Т2-Т1)=217,1∙2,04(323,8-288)=15855 (кВт).
Погрешность проведенных расчетов относительно номинальных
характеристик:
Ne
Nн
Nе
100%
16700 15855
100%
16700
5% .
4. Методика расчета эксплуатационных характеристик
нового оборудования
На рисунке 1.3. представлена схема ГПА, положенная в основу расчетов.
18
Рисунок 1.3. Принципиальная схема ГПА с турбоприводом ДГ-90
и точки расположения измеряемых и рассчитываемых
термогазодинамических параметров контроля и диагностики
В таблице 1.4. представлены в виде примера, эксплуатационные параметры
одного из режимов работы ГПА.
Таблица 1.4.
Таблица исходных данных
Параметр
1
Ра
Р/С
РС
РS
Р1
Размерность
2
кПа
кПа
кПа
кПа
кПа
Величина Обозначение и величина
по данным КС
3
4
100,6
Ратм, кПа
365,9
Рза КНД, атм
1621,6
Рза КВД, атм
103,0
5378,8
кг/см2
19
Примечания
5
Измерено
Измерено (изб.)
Измерено (изб.)
Принимаем
Измерено (изб.)
Р2
σвх
σкс
Та
∆t
Т/S
Т/С
Т1
Т2
nТ
ηгор
Qрн
В
rСН4
кПа
кг/см2
7321,2
0,98
0,96
288
418
869
451
281
311
1,286
0,98
50056
0,83
0,98
К
К
К
К
К
К
кДж/кг
кг/с
tнар. возд., оС
∆t=tТНД-tКНД
Tперед СТ, оС
t1, оС
T2, оС
Измерено (изб.)
Принимаем
Принимаем
Измерено
Измерено
Т С=(tперед СТ-∆t)+273
Замер
Замер
Принимаем
Принимаем
Данные КС
Измерено
Принимаем
/
1. Работа сжатия воздуха в КНД
hКНД
С рв (Тс Т а ) 1,05(451 288) 171,15кДж/ кг
(1.37)
2. Работа расширения продуктов сгорания в ТНД:
hТНД
С рmo (Т z
Тs )
(1.38)
3. В первом приближении принимаем:
hКНД
тогда
hТНД
(1.39)
С рв (Т с Т а ) С рт0 (Т z Ts )
откуда Т z
Тs
С рв (Т с Т а )
С рт
869
0
1.05(451 288)
1012 o K
1.2
(1.40)
(1.41)
где С рв при Тср=(Т/с+Та)/2 из Приложения Г.:
С рт0 из приложения В.
4. Показатель политропы при расчетном режиме
1
Т
ln с
п2
1
ln
Рс
Та
Ра
1
1
ln 451
1.54
288
ln 365.9
101
20
(1.42)
Тс
Тс
Тz
Тz
п2 1
п2
Рс
Рс
451
С рв (Т с
1621.6
365.9
Тс )
1012
С рпс
1.54 1
1.54
759 o K
1.05(759 451)
1.2
(1.43)
1281 .5o K
(1.44)
5. Давление воздуха на входе в ОК с учетом гидравлического сопротивления
Р/а=Ра∙σвх
воздухозаборной камеры
(1.45)
6. Давление продуктов сгорания на входе в ТВД с учетом гидравлического
сопротивления камеры сгорания
Рz=Рс∙σкс=1621,6∙0,96=1556,7кПа
Рz
Рz
Тz
Тz
Рz
Рs
Тz
Тs
Рs
Тs
Рs
Ps
п1
п1 1
1556,7
п1
п1 1
п1
п1 1
1281,5
1012
538
1012
869
869
271
103
0,1151(1 Е) Сtр
L0
кс
L0 С рm
o
Мв
М0
Qнр
(Т z Т с )
В L0
Мв
(1.46)
538кПа
1, 286
1, 286 1
1, 286
1, 286 1
1, 286 1
1, 286
(1.47)
(1.48)
271кПа
701о К
(1.49)
16,80
(1.50)
0,98 50056
16,80 1,2 (1281,5 759)
4.66
4,66 0,83 16,80 65кг / с
В 65 0,83 65,83кг / с
(1.51)
(1.52)
(1.53)
7. Мощность и КПД компрессоров КНД и КВД:
N КНД
М в С рв (Т с Т а ) 65 1,05 (451 288) 11125кВт
21
(1.54)
Рс
Ра
КНД
1
п2 1
п2
Рс
Ра
N КВД
к 1
к
365,9
101
1
0,80
1, 54 1
1, 54
365,9
101
1
1, 4 1
1, 4
(1.55)
1
М в С рв (Т с Т с ) 65 1,05 (459 451) 21021кВт
к 1
к
Рс
Рс
1
КВД
п2 1
п2
Рс
Рс
1, 4 1
1, 4
1621,6
365,9
1621,6
365,9
1
(1.56)
0,789
1, 54 1
1, 54
(1.57)
8. Мощность и КПД турбин ТВД и ТНД:
NТНД
М о С рпс (Т z Т s ) 65,83 1,2 (1012 869) 11296кВт
Рz
Рs
1
ТНД
Рz
Рs
1
1 п1
п1
1
1 кТ
кТ
1
(1.58)
1 1, 286
1, 286
538
271
538
271
1 1, 3
1, 3
0.966
(1.59)
NТВД
М пс С рпс (Т z Т z ) 65,83 1,2 (1281,5 1012) 21289кВт
1
Рz
Рz
ТВД
1
Рz
Рz
1 п1
п1
1
1 кТ
кТ
1
1556,7
538
1556,7
538
(1.60)
1 1, 286
1, 286
0.2308
22
0.967
(1.61)
9. Эффективная мощность ГПА и мощность И КПД силовой турбины:
N CТ
М 0 С рт0 (Т s Т s ) 65,83 1,2 (896 701) 13271кВт
Nе
1 пТ
пТ
Рs
Рs
1
271
103
271
1
103
1 кТ
кТ
Рs
Рs
1
1 1, 286
1, 286
1
CТ
(1.62)
?
(1.63)
10. Эффективный КПД ГПА:
Nе
В Qрн
е
13271
0,83 50056
0,32
(1.64)
5. Расчет параметров режима работы нагнетателя
1. Мощность нагнетателя
N СТ
1,015
N ЦБН
13271
1,015
13075 кВт
(1.65)
2. Теплоемкость транспортируемого природного газа С рГ при условиях на
входе в нагнетатель по номограмме при tср=0,5(t1+t2) Приложение А.
3. Массовый расход газа:
МГ
N ЦБН
С р Г (Т 2 Т 1 )
13075
176,5кг / с
2,47 (311 281)
(1.66)
4. Расчет политропного КПД нагнетателя. Изменение энтальпии без учета
дроссель-эффекта:
h С рГ (Т 2 Т1 ) 2,47 (311 281) 74.1кДж / кг
(1.67)
5. Потенциальная работа в нагнетателе:
Z R Tср ln
где Т ср
Р2
Р1
0,99 0,458 296 ln
(Т1 Т 2 ) / 2 (281 311)
7321.2
5378.8
41.4кДж / кг
(1.68)
296 К , Z определено по формулам 1.69 –
1.72 при Р1 и Т1,
Ркр
0,1773(26,831
ст
) 0,1773(26,831 0,748) 4,62МПа
23
(1.69)
Т кр 156,24(0,564
ст
) 156,24(0,564 0,748) 205К
Рпр=Р/Ркр=5378,8/4620=1,16,
1 1,68Т пр
Z
0,78Т пр2
1 0,0241
Рпр
3
0,0107Т пр
1 0,0241
Тпр=Т/Ткр=281/205=1,37
1 1,68 1,37 0,78 1,37 2
1,16
3,793
0,99
(1.70)
(1.71; 1.72)
0,0107 1,37 3 3,793
(1.73)
(1.74)
6. Политропный КПД нагнетателя:
н
h
41,4
74,1
0,56
(1.75)
Результаты расчета приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.5.
Результаты расчета термогазодинамических параметров ГПА
КНД
КВД
ТВД
ТНД
СТ
ЦБН
/
/
/
/
Ра
Рс
Рс
Рz
Рz
Рs
Рs
Р1
Р2
99
366
1622
1459
510
257
103
5378
7321
/
/
/
/
Та
Тс
Тс
Тz
Тz
Тs
Тs
Т1
Т2
288
451
750
1278
1012
869
709
281
311
NКНД
NКВД
NТВД
NТНД
NСТ
NЦБН
10437
20017
20790
10720
11669
11496
ηКНД
ηКВД
ΗТВД
ΗТНД
ηСТ
ηЦБН
0,803
0,799
0,968
0,966
0,967
0,863
МВ
МПС
МГ
63,21
64,04
177,98
В
0,83
Nе
11669
ηе
0,284
24
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Номограмма для определения теплоемкости природного газа в зависимости от содержания
метана, давления и температуры.
25
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Средняя теплоемкость продуктов сгорания при сжигании природного газа (С0рт)в
зависимости от температуры (t) и обратной величины коэффициента избытка
воздуха
26
1
ПРИЛОЖЕНИЕ В
27
Приложение Г1
Исходные данные для расчета термогазодинамических параметров ТГП
28
Приложение Г 2
Состав и характеристики компонентов природного газа
Компоненты
топлива
Молекулярная
масса
компонентов 0
кг/кмоль
Низшая теплота
сгорания QHP
КДж/кмоль∙10-6
Варианты
заданий
1
2
3
4
5
6
СН4
метан
С2Н4
этан
С3Н8
пропан
С4Н10
бутан
СО2
двуокись
углерода
Н2S
сероводород
N2
азот
16,04
30,07
44,09
58,12
44,02
34,06
28
802895
1428863
2045462
2659515
-
-
-
-
1,3
3,15
5,1
7,05
8,7
6,9
Мольные концентрации компонентов
98
96
94
92
90
88
0,4
0,3
0,2
0,1
0,05
4
0,2
0,15
0,1
0,05
0,25
0
29
0
0,2
0,3
0,4
0,5
0,5
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,5
Литература
1. Цанев С. В., Буров В. Д., Ренезов А. Н. Газотуринные и парогазовые
установки тепловых электростанций. М.:изд. дом МЭИ. – 2006, с.576
2. Еремин Н. В., Степанов О. А., Яковлев Е. И. Компрессорные станции
магистральных газопроводов. С.Петербург.: Недра, 1995 г, с.305
3. Илюхин К. Н., Чекардовский М. Н. и др. Контроль и диагностика
оборудования
в
системе
теплогазоснабжения/Под
Чекардовского М. Н. – СПб.:ООО»Недра», 2007.-200с.
30
общ.
ред.
проф.
31