АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ и СВЯЗИ

Кафедра промышленной теплоэнергетики

 

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО И

ТЕПЛОТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО  ОБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

 

 Методические указания к расчетно-графическим  работам для

студентов всех форм обучения специальности 05 07 17

«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА».

 

Алматы 2008  

          Составитель: ПоданевИ.Е.Эксплуатация теплоэнергетического и  теплотехнологического оборудования промышленных предприятий. Методические указания к выполнению расчётно - графических работ  для студентов всех форм обучения специальности   050717 – Теплоэнергетика.

      Методические указания к выполнению расчётно–графических работ  составлены в соответствии с требованиями квалификационной характеристики специалистов и Государственных стандартов. Они направляют студентов на самостоятельную  активизацию учебного процесса, и включают в себя обоснование изучения темы, решение   задач на заданную тему и способы их решения.

 Задания на расчётно – графические работы с методическими указаниями предназначены для студентов всех форм обучения  специальности 050717 Теплоэнергетика.

              Предисловие 

  Выполнение расчетно-графических работ по дисциплине «Эксплуатация    теплоэнергетического и теплотехнологического оборудования является важным  этапом в подготовке специалистов, умеющих выполнять работы по эксплуатации, техническому обслуживанию газотурбинных и паротурбинных энергетических установок и газоперекачивающих агрегатов, организации работы  компрессорной  станции (КС) в оптимальном режиме. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) работают  на том же газе, который перекачивают по газопроводу. Расход газа на нужды перекачки достигает 8¸10%. В связи с тем, что природный газ является не только удобным, чистым и дешевым видом топлива, но и ценным химическим сырьем перерабатывающих заводов, он требует к себе самого внимательного отношения в части экономии его как  топлива на компрессорных станциях и теплоэлектроцентралях.

          В расчетно-грфической работе « Расчет режима работы компрессорной    станции»   необходимо расчетным путем определить наиболее экономичный     режим работы агрегатов КС, обеспечивающей  их высокий КПД, и   значит минимальный расход газа на нужды компрессорной станции.

Инженерному персоналу компрессорных станций с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами и  теплоэлектростанций с газотурбинным силовым приводом необходимо особое внимание уделять техническому состоянию ГТУ, так как при ухудшении  технического состояния ГТУ увеличивается расход топливного газа.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    

При сдаче агрегатов в эксплуатацию, а также после ремонтов, необходимо проверять паспортные данные характеристик ГГПА  (КС)  и  газотурбинных энергетических установок ТЭС и других  промышленных предприятий.

Наиболее распространенным методом определения характеристик ГГПА в эксплуатационных условиях  является метод с использованием приведённых характеристик центробежного нагнетателя. С помощью этого метода определяются приведённая производительность, приведённая частота вращения вала нагнетателя, степень сжатия, политропный КПД и мощность на валу нагнетателя. Этот метод изложен в , ,  и используется при выполнении  РГР1. «Расчет режима работы компрессорной станции». Аналитический метод определения характеристик газотурбинных энергетических установок в эксплуатационных условиях  основывается на термогазодинамическом расчёте агрегата с использованием    обобщённых относительных характеристик ГТУ и технических характеристик ГГПА для номинального режима работы в условиях МСА.  Этот метод изложен в , и используется при решении РГР 2  « Определение технического состояния и загрузки турбоблока силовой   энергетической установки в эксплуатационных условиях». 

         Уточнённый термогазодинамический и геометрический расчет турбоагрегата, разрабатываемого на базе конвертированного авиационного двигателя изложен в  ,там же даны числовые примеры расчёта.

          В третьей РГР  «Определение основных параметров ПТУ  ТЭЦ  в эксплуатационных условиях, работающей за счёт утилизации тепла выходных газов ГТУ» используются результаты термогазодинамического расчёта, полученные при выполнении  второй РГР.

Полученные результаты при выполнении РГР могут быть использованы в выпускной работе а так же в практической работе на предприятии. 

1 РГР1. Расчет режима работы компрессорной станции.  

 Расчет сводится к определению:

1. Приведенной объемной подачи ;

2 .Приведенной относительной частоты вращения ротора ;

3. Мощности на валу привода Ne;

4. Степени сжатия

5. Политропного КПД  .

          Исходные данные для расчета                                                      

          Исходные данные приведены в таблице 1 и рисунке 1 (Приложение 1).

Вариант задания студентами выбирается по последней и предпоследней  цифрам учебного шифра  студента согласно таблице 1, или  согласовывается  с преподавателем. Недостающие данные для расчета  студент вправе принимать самостоятельно, используя технические характеристики ГПА, приведенные в таблице 2 (Приложение 1), .

 Для проведения расчета заданы, или должны быть выбраны, согласно варианта, следующие исходные данные:

1 .Количество перекачиваемого газа ;

2. Состав технологического газа  (% состав компонентов) ;

3.   Тип и мощность газоперекачивающих агрегатов в том числе тип нагнетателя, номинальная частота вращения его вала , число ступеней, степень повышения давления газа и его приведенные характеристики, таблицы 1,2  ;

4 .Схема работы газоперекачивающих агрегатов, например, схема 2х3, т.е. три параллельно работающие группы по два  последовательно включенных агрегата;

5 .Давление газа на входе в КС   и выходе из КС ;

6.Температура газа на входе в КС ;

7.Диапазон  частоты вращения вала нагнетателя на рабочих режимах.                                                          

         Последовательность проведения расчетов

         1.  Абсолютная плотность перекачиваемого газа при стандартных атмосферных условиях  определяется из выражения   , .

Здесь: , ….- объемные концентрации компонентов смеси в долях.

,… - плотность компонентов смеси газа в  при стандартных атмосферных условиях.

В расчетах принять:

Содержание метана  , или в долях 0,98;

Содержание этана , или в долях 0,0012;

Содержание пропана ;

Содержание бутана  

Содержание углекислого газа  

Содержание азота –  0,16%.

Плотность компонентов газа при  и    0,1013 МПа  метана – 0,6681, , этана – 1,26 , пропана – 1,8569, , бутана –   2, 495, , углекислого газа – 1,8346, , азота – 1,1889, .

        2.  Относительная плотность перекачиваемого газа.

 . Здесь – плотность воздуха при стандартных условиях.

         3.  Газовая постоянная перекачиваемого газа.

  . Здесь ,  - газовая постоянная воздуха.

         4.  С учетом давления газа РН1, и температуры ТН1 на входе в нагнетатель, а также относительной  плотности , по номограмме (см. рисунок 1),  определяется коэффициент сжимаемости  газа  по условиям на входе  в нагнетатель первой ступени. Последовательность определения  показана  на рисунке 1.  Плотность газа при условиях на входе в нагнетатель . Здесь . Если подача  газа осуществляется двумя нагнетателями, включенными последовательно (полнорасходными), то , плотность газа на входе в нагнетатель первой ступени сжатия.

          5. Подача одной из групп нагнетателей или полнонапорных  нагнетателей, соединенных параллельно.   .

Здесь m--число параллельно работающих групп, или полнонапорных  нагнетателей.

                                                      

Рисунок 1-Номограмма для определения коэффициента сжимаемости газа 

по давлению газа на входе в нагнетатель ,температуре  и тносительной плотности  .  Последовательность определения  показана на рисунке.

 

           Рисунок  2- Номограмма для определения объёмной подачи   

          нагнетателя.  Последовательность определения  .

          6. Объемная подача  полнонапорного  нагнетателя или первого нагнетателя группы последовательно соединенных агрегатов  

                                      .

          Когда известна подача нагнетателя  , температура    и давление  на входе в  нагнетатель, при определении объемной подачи   можно воспользоваться номограммой (см. рисунок 2).  Здесь  ; ; . Последовательность определения по номограмме: .

          7. Из приведенной характеристики нагнетателя (см.рисунок1 Приложения 1), выбранного согласно варианта из таблицы 1 (Приложения 1), определяется  интервал приведенной подачи, соответствующий наиболее высокому КПД. Например, для нагнетателя  370 – 18 – 1 этот интервал можно принять равным   , а для ГПА – Ц – 6,3 

          ,   т.е   ,    ,.

          Используя выражение находим наиболее выгодный диапазон изменения частоты вращения вала полнонапорного нагнетателя, или нагнетателя первой ступени сжатия  группы последовательно работающих агрегатов      ,  ;     ,.

          Из найденного диапазона  изменения частоты вращения вала, в первом приближении, выбираем конкретное значение. Далее из выражения  находим приведенный расход полнонапорного нагнетателя, или нагнетателя первой ступени сжатия.

          8.  Из выражения    находим приведенную относительную частоту вращения вала. Здесь - параметры газа для которых составлена характеристика нагнетателя (Числовые значения этих параметров приведены в подрисуночной надписи характеристики).

           9. С учетом полученных значений  и  по графикам, рис. 1 (Приложение1) находим степень сжатия , приведенную относительную  мощность  полнонапорного нагнетателя первой ступени сжатия и  политропный к.п.д. нагнетателя  .

                                                    

        10. Потребляемая  внутренняя мощность полнонапорного  нагнетателя или нагнетателя первой  ступени сжатия составляет величину

                        .

         11.  Мощность на валу ГТУ полнонапорного нагнетателя или на валу ГТУ первой ступени сжатия составит величину  .  Здесь

N mex=100 Квт – потери мощности ГТУ на механические сопротивления в системе ГТУ – нагнетатель.

          12.  Если потребляемая мощность  окажется выше номинальной, надо уменьшить  частоту вращения  вала , в пределах  найденного диапазона, и далее повторить расчет по пунктам 8, 9, 10, 11.

          13.  Давление газа на выходе из нагнетателя первой ступени сжатия, или полнонапорного  нагнетателя. .

          14. Температура газа после нагнетателя первой ступени  сжатия, или после полнонапорного нагнетателя  определится следующим образом. Находим удельную работу, затрачиваемую нагнетателем на сжатие 1кг газа,              

                и далее  .                Величину кпд определить по графику рисунка 1 (Приложение1), для найденного приведенного расхода  , полнонапорного нагнетателя первой ступени сжатия. Для ГПА с полнонапорным нагнетателем на этом расчет заканчивается. Нужно только сделать выводы.

         15.  Давления газа  на входе в нагнетатель второй ступени  равняется давлению газа на выходе из первой ступени за вычетом потерь давления  в обвязке   , ,        ,.

         16.  Плотность газа на входе в нагнетатель второй ступени сжатия

                                   , .

Температура газа  на входе во вторую ступень сжатия  принимается равной температуре газа на выходе из первой  ступени, т.е. . Коэффициент сжимаемости газа  определяется по номограмме (см. рисунок 1) с учетом давления газа , температуры  и относительной плотности газа .

          17. Объемная подача нагнетателя  второй ступени  при давлении  и температуре , т.е. при плотности      .                                                                           

          18.  Используя ранее выбранный наиболее выгодный интервал приведенных  расходов   и  (см. пункт 8), находим наиболее выгодный диапазон изменение частоты вращения вала нагнетателя второй ступени сжатия.     ;       .

                                                          

           19. Принимаем , причем  значение  должно находится в выгодном диапазоне .

          20. Приведенная подача нагнетателя второй ступени сжатия  

                                         , .

           21. Приведенная частота вращения вала нагнетателя второй ступени

                                           .

           22. Из приведенной характеристики нагнетателя (см.рисунок1 Приложения 1), выбранного согласно варианта из таблицы 1 (Приложения 1), для   и   находим  значения  , , .

           23.  Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем второй ступени сжатия .

           24. Мощность на валу ГТУ с учетом механических потерь .  Мощность   не  должна   превышать номинальную мощность. 

           25.  Давление газа на выходе из нагнетателя второй ступени.                             . Значение  должно соответствовать значению   исходных данных.

             26. Температура газа на выходе  из нагнетателя второй ступени      определяется из выражения удельной работы    и далее   .   Нагнетатели первой и второй ступени могут работать при разных частотах вращения. Важно чтобы они работали при больших КПД.

        

         27. Приведенный КПД группы последовательно работающих нагнетателей определяется по уравнению                                  

                             .

       Сделать окончательный вывод по расчету. 

          2 РГР2. Определение технического состояния и загрузки  силовой энергетической установки в   эксплуатационных условиях 

       На рисунке 3 показана схема газотурбинной энергетической силовой установки, а также схема измерения диагностических параметров.  

          Турбоблок силовой установки состоит из газогенератора и свободной силовой турбины 4. С вала турбины 4 передаётся мощность генератору 5 посредством зубчатой муфты. Для согласования  частот  вращения валов                                                                                                                     турбины и электрогенератора между ними может  устанавливаться редуктор.

         Газогенератор состоит из осевого компрессора 2, турбины высокого давления 3 и камеры сгорания 6. В камеру сгорания поступает сжатый воздух после компрессора и жидкое, или газообразное топливо. Воздух поступает в компрессор из атмосферы через воздухоочиститель 1. Обозначения          параметров воздуха и газов газовоздушного тракта по сечениям показаны на рисунке. Показаны также расход воздуха Gв, расход топлива Gт, частота вращения вала газогенератора  и вала турбины  Газы после турбины могут уходить в атмосферу непосредственно, или через котёл утилизатор.

                                                                                          Газы в котел утилизатор.

 

            Рисунок 3- Схема расположения мест измерения параметров на ГТЭУ.

           Здесь:

  –  давление и температура воздуха на входе в воздухозаборник;

 – давление и температура воздуха на входе в осевой компрессор  газогенератора;

  –  давление и температура воздуха после компрессора;

  –  давление и температура газов перед турбиной газогенератора;

  –  давление и температура газов после газогенератора;

– давление и температура газов на выходе свободной турбины;

     –   расход воздуха;

     –   расход топлива:

      –  температура масла;

 nВД      –   частота вращения вала газогенератора;

 nНД      –  частота вращения вала силовой турбины .                                                             

          Задание и исходные данные на выполнение РГР2 

         В работе нужно выполнить расчет характеристик газотурбинных энергетических установок промышленных предприятий в эксплуатационных условиях. Расчет выполняется по двум методикам с использованием обобщённых относительных характеристик ГТУ и  аналитическим методом из термогазодинамического расчета турбоблока.  В данной работе газотурбинный турбоблок ГГПА, состоящий из газогенератора и свободной силовой турбины, используем для привода электрогенератора, т.е. в качестве силового привода ГТЭУ теплоэнергетического комплекса промышленного предприятия.  Турбоблок газоперекачивающего агрегата  выбираем согласно варианта РГР1 из таблицы 1 (Приложение 1). Вариант задания выбирается по последней и предпоследней цифрам учебного шифра студента.    Эффективную мощность турбоблока  Ne  приять равной расчетному значению  ГТУ,   полученному в РГР1. Эта мощность должна быть меньше номинальной.  Основные технические характеристики турбоблока для номинального режима, работающего в условиях МСА, выбрать по своему варианту из таблицы 2 (Приложение 1).

  Для проведения расчета должны быть выбраны, согласно варианта, следующие исходные данные:

1. Турбоблок агрегата (тип).

2.  Температура наружного воздуха и давление в условиях  МСА,  ,  МПа, (в таблице 2, ,  ).

3.  Номинальная мощность  в условиях  МСА,  (в таблице 2)

4. Эффективная мощность турбоблока  в эксплуатационных условиях, . (взять по результатам РГР1).

5.  Номинальный расход топлива      (в таблице 2  ).

6.  Расход воздуха через компрессор    кг/с  (в таблице 2 ).

7.  Степень сжатия воздуха в осевом компрессоре  (в таблице 2 ).

8.  Температура воздуха за компрессором  (в таблице 2 ).

9. Температура газов перед ТВД    (в таблице 2  ).

10. Температура газов за силовой турбиной    (в таблице 2 ).

11. Частота вращения вала газогенератора  об/мин.

12. Частота вращения вала силовой турбины   об/мин.

13. Сопротивление входного тракта,  кПа.

14. Сопротивление выходного тракта, кПа.

  Далее изложена методика расчёта характеристик ГТЭУ с использованием обобщенных относительных характеристик и измеренных параметров газовоздушного тракта ГТУ для эксплуатационного режима, а также аналитический метод с использованием термогазодинамического расчета. 

Обобщенные относительные характеристики ГТУ приведены на рисунке 4.  Расчет проводится для более низкого режима работы турбоблока по сравнению с номинальным.

 

                                            

 

Рисунок 4- Обобщённые относительные  характеристики ГТУ.

             2.1 Расчет характеристик турбоблока с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ

            2.1.1 Барометрическое давление воздуха окружающей среды в условиях МСА  = 0,1013 МПа, а температура .

           2.1.2  Температура воздуха на входе в турбокомпрессор в условиях МСА , ,  а в условиях эксплуатации    .

Здесь: =2,5  -- поправка на подогрев воздуха во входном устройстве.

                                                         

  – взять из таблицы 2, а , из таблицы 1,  согласно варианта.

          2.1.3  Давление  воздуха  на  входе в турбокомпрессор, с учётом  потерь в воздухоочистителе, шумоглушителе и во всасывающей камере. .   - должно быть в МПа  (из таблицы 2).

Значения  и  могут измеряться системой диагностики агрегата.

           2.1.4. Степень сжатия воздуха  компрессором ГТУ для номинального режима при работе в условиях МСА определяем из таблицы 2. При других режимах  может  быть определен путём замера давления воздуха на входе в компрессор и на выходе из компрессора, т.е.  и , а затем . Если система диагностики агрегата не позволяет замерить  и,  тогда  можно воспользоваться обобщёнными относительными характеристиками  ГТУ, (см. рисунок 4). В этом случае нужно определить приведённую  относительную мощность ГТУ по формуле

                                           .

  Здесь Ne0 [KBт] – номинальная мощность ГТУ при работе в условиях МСА (берем из таблицы 2).

Ne  [KBт]  – фактическая  мощность ГТУ, которая требуется на привод электрогенератора энергетической устновки. Это мощность на муфте нагнетатель – ГТУ  определённая из расчёта  в РГР 1.

          Из таблицы 2  принимаем значение МПа.  Температура и давление воздуха окружающей среды в эксплуатационных условиях соответственно  .  Принять  , а    из таблицы 1. По графикам (см. рисунок4) находим обобщенные относительные   характеристики ГТУ   ; ; ; ;   ; ;    ; .   Из выражения   находим  ,                                                               

т.е. степень повышения давления воздуха в компрессоре при требуемом  ксплуатационном режиме работы ГТУ.

          2.1.5 Температура воздуха после компрессора  температура перед турбиной газогенератора Т4 = , после турбины газогенератора Т5  и после силовой турбины ТСТ может быть экспериментально измерена с помощью системы диагностики и может быть определена  по формуле. . Здесь  – обобщённая  относительная температура в 

i -ом сечении газовоздушного тракта ГТУ, т.е. это , , ;

                                                          

 – фактическая температура в  i –ом сечении.

 – температура в i – ом сечении при номинальном режиме работы ГТУ в условиях МСА. Значения этих температур приведены в таблице 2. Температура после турбины газогенератора в таблице 2 не приведена. 

         Перестроив формулу относительно фактической температуры в  i – ом сечении, получим

        .

Фактическая температура воздуха после компрессора будет

                    [].

Температура газов перед турбиной газогенератора  будет

                                          ,.

Допустимое значение  принимаем равной   .  Температура газов за свободной силовой турбиной не может быть определена, т.к.  на рисунке 4  не дан график .                                                                            Температура газов за турбиной газогенератора будет

                                            .

Температуры  и  контролируются системой диагностики практически на всех агрегатах и могут быть определены экспериментально.

         2.1.6 Фактический расход воздуха через тракт ГТУ  может быть найден  из формулы    откуда   .   

          Здесь  – расход воздуха в номинальном режиме при работе в условиях МСА (взять из таблицы 2).

          2.1.7 Расход топливного газа определим из выражения  для приведённого относительного расхода       откуда   

      . Здесь  – расход топливного газа в номинальном режиме в условиях МСА (принимаем из табл.2).    Расход топливного газа измеряется системой диагностики агрегата.  

Полученные параметры могут быть определены  из термодинамического расчёта турбоблока.

          2.1.8 Приведенная относительная частота вращения вала газогенератора  определяется  из выражения     .

– температура воздуха на входе в ГТУ при МСА (обычно  );

 – температура воздуха на входе в ГТУ  при эксплуатационных условиях. Тогда  частота вращения вала газогенератора в эксплуатационном  режиме работы агрегата определится из выражения  .  

         2.1.9  Из диаграммы  режимов (см. рисунок 5) по известному  и найденному  находим  и далее  из выражения   

                                              

Рисунок 5 -- Диаграмма режимаов.

 

находим частоту вращения вала  силовой турбины. Значение принять из таблицы 2. Зная частоту вращения вала свободной силовой турбины можно определить передаточное число механического редуктора между валами электрогенератора и силовой турбины.

  2. 2  Термогазодинамический расчёт турбоблока

         Исходные данные для эксплуатационного режима  , , , ,  принимаем из расчёта и таблицы 2,   , .

         2.2.1 Удельная работа, затрачиваемая компрессором на сжатие  1 кг воздуха   .

         2.2.2 Температура воздуха за компрессором  .

         2.2.3 Давление воздуха за компрессором  или  на входе в камеру сгорания  .

         2.2.4  Расход топлива    на 1 кг топлива      .

         2.2.5 Коэффициент избытка воздуха, поступающего в камеру сгорания

                    ,  где .

         2.2.6 При известных  и  по номограмме (см. рисунок 6)  определим температуру  перед турбиной газогенератора.

         2.2.7 Удельная работа турбины газогенератора,затрачиваемая на привод компрессора, с учётом отбора воздуха на охлаждение турбины и увеличение   за счет  GT    . Здесь .

          2.2.8 Для конкретной температуры газов, при известном коэффициенте избытка воздуха   по номограмме  (см. рисунок.7)  определяем   

           2.2.9 Температура торможения газов за турбиной газогенератора будет

                     .   Здесь   определяем для  ..

            2.2.10   Степень расширения газов в турбине газогенератора

               Коэффициент адиабаты   определяем из

выражения   .  Откуда  .

             2.2.11   Давление газов перед турбиной газогенератора . Здесь – коэффициент потерь давления газа в камере сгорания.        

 

                                                           

 

Рисунок 6 – Зависимости теплоемкости газа Ср и удельного расхода топлива gт на 1 кг воздуха от температуры входа Т3 и выхода Т4 их камеры сгорания

 

 

 


                      

 

 

 
                                                                                      

 

  Рисунок 7– Истинная теплоемкость газов   в зависимости от 

   Т и коэффициента избытка воздуха

           2.2.12  Давление газов за турбиной газогенератора

                                            .        

           2.2.13 Давление газов за свободной силовой турбиной принимаем 

                                            .

Тогда степень расширения газов в силовой турбине составит величину

                                             .

          2.2.14 Удельная работа, которую можно получить на свободной силовой турбине

                   .    

           2.2.15 Температура торможения газов за свободной силовой турбиной

                                      .

           2.2.16  Мощность силовой турбины , здесь   

                                             .

           2.2.17 Количество тепла,  подводимого с топливом,    ,  здесь .

           2.2.18 Потери  тепла с выходящими газами

                                        .

           2.2.19 Мощность двигателя с учётом внутренних потерь и расходов на вспомогательные нужды  .

           2.2.20 Внутренние потери и расходы на вспомогательные нужды

                                             .

          С учётом механических потерь  эффективная мощность на валу силовой турбины будет .

          Числовые примеры  расчётов приведены в  [7].

          Расчетные параметры ГТУ, полученные по двум методикам, должны быть близкими по величине В этом случае можно утверждать, что расчеты проведены верно.  Результаты расчетов свести в таблицу 2.1 для сравнения. 

Т а б л и ц а  2.1

п.п.

    Параметры  ГТУ.

             Полученные     

                расчетом.

Полученные                замером.          

По обобщён-

ным характе-

ристикам.

Из термоди намическо- го расчета.

  1

Температура воздуха за

Компрессором,   

 

 

Может измеряться.

  2

Расход воздуха через тракт ГТУ,  кг/с.

 

Используется в расчете

Может быть измерен.

  3

Расход топлива  кг/с.

 

Используется в расчете

Может быть измерен.

  4

Давление воздуха на вхо- де в  компрессор  МПа.

 

 

Может быть измерено.

  5

 Давление воздуха за 

           компрессором    МПа.

 

 

Может быть измерено.

  6

Температура газов перед   тур биной газогенератора     .       

 

 

Может быть измерена.

  7

Давление газов перед тур-

биной газогенератора.

 МПа. 

 

 

Может быть измерено.

  8

Степень повышения дав-

ления воздуха в

компрессоре 

 

 

Может быть измерен через

  9

Расход топливного газа

 кг/с.

 

 

Может измеряться.

 10

Температура газов  за турбиной газогенератора,

 

 

Контролируется прибо-

рами.

 11

Давление газов  за турбиной газогенератора,

 МПа.

           _

 

 

Может измеряться.

 12

Температура газов  за  свободной силовой турбиной 

            _

 

 

Может измеряться.

13

Эффективная мощность на валу силовой турбины

 

 

 

 

Провести анализ полученных результатов расчета и сделать выводы.                                                         

          3. РГР3. Определение основных параметров ПТУ ТЭЦ, работающей в эксплуатационных условиях за счёт утилизации тепла выходных газов ГТУ

 

           Описание газопаротурбинной ТЭЦ и ее принципиальная тепловая схема       

           На рисунке 8 показана схема газопаротурбинной теплоэлектроцентрали. 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                        

 

 

 

 

 

                        Рисунок 8 –  Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

                   Теплоэлектроцентраль состоит из:

 1 – газотурбинного турбоблока ;        

         2 – утилизационного парогенератора;       9 – питательного насоса;     

         3 – сборника конденсированной воды;      10 – паровой турбины;

         4 – котла насыщенного пара;                       11 – экономайзера;

         5 – электрогенераторов;                               12 – испарителя;

         6, 14 – потребителей тепловой энергии ;    13 – пароперегревателя;

         7–конденсатора отработавшего пара;          15–градирни;                               

          8—циркуляционногонасоса;                     16,17- конденсатных насосов;

                                                                         

        Газотурбинный турбоблок 1, показанный на рисунке 8, содержит два каскада газогенератора 18 и силовую турбину 19.  Газогенератор ГТУ по вариантам состоит из одного каскада. Свободная турбина 19 является силовым приводом электрогенератора 5 для получения электрической энергии. Отработавшие в двигателе газы поступают в утилизационный парогенератор 2, включающий экономайзер 11 испаритель 12 и пароперегреватель 13. В трубчатый экономайзер 11 посредством циркуляционного насоса 8 из сборника конденсированной воды 3  поступает под давлением вода, которая нагревается, а затем поступает в испаритель 12, где она превращается в пар за счет тепла горячих выходящих  газов двигателя 1. Насыщенный пар из испарителя 12 поступает в котел насыщенного пара 4, откуда пар поступает в пароперегреватель 13. Перегретый пар из пароперегревателя 13 поступает в паровую турбину 10, которая является силовым приводом электрогенератора 5, для получения электрической энергии за  счет парового цикла. Отработавший пар поступает в конденсатор 7.  Конденсат, насосами 16, 17 подаётся  в сборник конденсированной воды 3. Из сборника 3 вода насосом 9 подается в пароводяной котел 4, а насосом 8 в экономайзер 11. 

          Задание и исходные данные на выполнение РГР3

В расчётно-графической работе нужно определить основные параметры  ПТУ:

-паропроизводительность котла-утилизатора; 

-мощность паровойтурбины; 

-КПД парового цикла; 

-электрическую и тепловую мощность энергетического комплекса; 

-общий КПД энергетической установки.          

С  учетом полученной паропроизводительности и выбранных параметров  парового цикла подобрать котел-утилизатор.

В утилизационный парогенератор УПГ выхлопные газы двигателя поступают с параметрами:    ,     ,  и с расходом    кг/с.  Числовые значения этих параметров взять из расчета РГР 2 по своему варианту.                           Из практики известно, что сопротивление УПГ не превышает 4 кПа. При этом УПГ снижает шум на 10 20 дБ.  В нашем  случае сопротивление газового тракта УПГ может составить до 18 кПа, поэтому можно использовать оребрение труб паротурбинной части, что позволит получить легкую и компактную конструкцию.

        На рисунке 9 приведен график распределения температур по высоте УПГ.

      Сплошная линия – изменение температуры газа, штрих пунктирная – изменение температуры воды и пара.  Давление воды и пара в паровом цикле студент должен выбрать сам в пределах   и обосновать этот выбор. Значения температур воды и пара в характерных точках графика        (см. рисунок 9) взять из таблиц термодинамических свойств воды и водяного пара,  / 9, 10 /.

                                                                   

    

                                                     

 

Газы

 

 

 

 

 

                                       

                5

                 

 

 

                Рисунок 9- Распределение температур газа, воды и пара в УПГ

         На рисунке 9 кривая 4-5 изменение температуры выходных газов в котле-утилизаторе, 3- 2  нагрев воды в экономайзере, 2-  передача воды в испаритель, кипение и испарение воды в испарителе, S—1 передача насыщенного пара в сепаратор и затем в пароперегреатель, 1—0 перегрев пара.

          Значения перепадов температур выбрать из следующих рекомендуемых пределов,.                                                                                            ,      , . 

 -- температура воды в сборном баке;

 -- температура воды после экономайзера, или температура начала кипения  (принять из таблиц при выбранном значении  );

    - температура сухого насыщенного пара, (принять из таблиц при выбранном значении  );

                                                                                                                                         - температура сухого насыщенного пара, (принять из таблиц при выбранном значении  );

 - температура перегретого пара;          

--  температура газа на входе в УПГ  (взять из РГР 2 );

 --  температура газа на выходе из УПГ.

           График распределения температур (см. рисунок 9) построить по своим данным с указанием числовых значений температур на графике.

           Вода, поступившая в экономайзер под давлением    и температуре  имеет теплосодержание  .      При нагреве воды в экономайзере, до , теплосодержание воды становится равным     .                                                                      

            Вода из экономайзера поступает в испаритель, где она при давлении   нагревается до температуры     и превращается в сухой насыщенный пар . Теплосодержание пара при этом становится равным    

                                          .  

           Следовательно, теплота только на парообразование при выбранных параметрах составляет величину        .

           Из испарителя сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где он нагревается до температуры .    Теплосодержание перегретого пара составляет величину . Перегретый пар срабатывает в паровой турбине до атмосферного давления и температуры . Теплосодержание пара на выходе из турбины равно  . Значения энтальпий взять из таблиц  для выбранного значения  и указать по тексту записки.

          Отработавший пар в паровой турбине далее поступает в конденсатор, где  он конденсируется, а часть его может  использоваться для бытовых нужд системы горячего водоснабжения и системы отопления населенного пункта.          При использовании бойлера для системы отопления и получения горячей воды для бытовых нужд, можно использовать теплоперепад отработавшего в турбине пара и конденсации его в бойлере, равный  .                                               

         3.1  Тепловой и газодинамический расчет ГПТУ

Цикл паротурбинной установки в TS координатах имеет вид (см. рисунок 10).

 

                                                           

 

 


                                                                                                      0

 

                                Рисунок 10- Цикл Ренкина для перегретого пара

 

           3.1.1  Уравнение теплового баланса в парогенераторе имеет вид

                          .

           3.1.2  Тогда паровое отношение определяется из выражения

                                 .

            3.1.3  Из  газодинамического расчета ГТУ известно          .

            3.1.4  Количество пара , которое можно получить в парогенераторе

                                                 .

             3.1.5  Подведенная в цикле теплота   .

             3.1.6  Термический  КПД  цикла Ренкина, если пренебречь работой насоса.

                      .  Здесь  КПД  паровой турбины.

           3.1.7 Полезная работа, совершенная 1 кг пара в необратимом процессе в турбине, т.е. с учетом потерь в турбине    

                                       .

          3.1.8  От паровой турбины можно получить мощность

                                          .

          3.1.9 С учетом парового цикла эффективная мощность энергетической  установки составит величину

                                         .                                                    Здесь          , КВт – мощность энергетической установки за счёт газотурбинного цикла  (взять из РГР 2).

          3.1.10 Эффективный КПД комбинированный газопаротурбинной установки составит величину 

                                                .

          3.1.11 Если дополнительно использовать бойлер для системы отопления и получения горячей воды для бытовых нужд, получим дополнительную тепловую мощность

                 .  Принять КПД бойлера  .

         3.1.12 Тепловая мощность системы отопления и горячей воды составит величину.

                                    , КВт.

         3.1.13  В этом случае суммарная мощность энергетического комплекса будет равна

                                             , КВт.

          3.1.14  Эффективный  КПД  комплекса составит величину

                                                     .

      Сделать выводы по результатам расчетов РГР 3 и РГР2.

          По требуемой паропроизводительности подобрать котел-утилизатор.    

 

Приложение1

 

 

Наименование исходных данных (заданий параметр)

Обозначение параметра

Размерность

 

Последняя цифра учебного шифра

 

 

1,9

1,9

2,8

2,8

 

Газоперекачивающий агрегат

 

 

ГПА – Ц –  6,3 В –  1,45

ГПА – Ц –  16

 

Тип нагнетателя

 

 

НЦ – 6,3 – 1,45

НЦ – 6,3 – 1,45

Н – 16 – 76 / 1,25

НЦ – 16/76 – 1,6

 

Число ступеней нагнетателя

 

 

2

2

2

2

2

2

2

2

2

2

1

1

1

1

1

2

2

2

2

2

Степень повышения давления газа

 

 

1,45

1,45

1,5

1,45

1,5

1,45

1,45

1,5

1,6

1,6

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

Производительность компрессорной станций

 

Предпоследняя цифра  учебного шифра

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

50

45

55

60

65

61

40

38

49

62,5

160

165

170

155

150

90

85

80

95

100

Схема работы  агрегатов  на КС.

 

 

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

2х4

2х4

2х4

2х4

2х4

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

Давление газа на входе  в КС

 

 

МПа

3,5

2,8

4

3,8

5

3,8

3,2

3

3,8

5,5

6

4,8

4,5

5,1

5,5

5

3

2,8

6,9

5,2

Давление газа на выходе из КС

 

 МПа

5

4

6

5,5

7,5

5,5

4,6

4,5

6,1

8,8

7,5

7,5

7

8

7,4

7,5

4,5

4

9,9

7,5

Температура газа на входе,или наружного воздуха.

 

288

300

290

270

265

310

270

260

280

300

288

300

270

285

290

280

310

303

295

270

Частота вращения вала нагнетателя в номинальном режиме

 

  

 

Об/мин

 

8200

 

8200

 

8200

 

8200

 

8200

 

8200

 

 8200

 

8200

 

 8200  

  

 8200

 

 5300

 

 5300

 

 5300

 

5300

 

 5300

 

5300

      5300

 

5300

 

5300

 

5300

 

Диапазон частоты вращения вала на рабочих режимах

 

 0,7¸1,1

    0,7¸1,1

    0,7¸1,1

    0,7¸ 1,1

    0,7¸1,1

   0,7¸ 1,1

   0,7¸ 1,1

   0,7¸1,1

    0,7¸ 1,1

     0,7¸ 1,1

    0,7¸ 1,1

    0,7¸ 1,1

    0,7¸ 1,1

    0,7¸ 1,1

     0,7¸1,1

0,81¸1,14

 

4

0,81¸1,14

0,81¸1,14

0,81¸1,14

 

 

 

 

 

 

  0,81¸1,14

            Т а б л и ц а - 1  

   

 

Т а б л и ц а - 1  (продолжение)

 

Наименование исходных данных (заданий параметр)

Обозначение параметра

Размерность

Последняя цифра учебного шифра

 

3,7

 

 

 

3,7

 

4,6

 

4,6

Газоперекачивающий агрегат

 

 

НЗЛ

ГПА – 10

НЗЛ

ГТК – 10 – 2

Дженерал электрик «ГТН – 10И»

«Дженерал электрик»

ГТН – 25 И

Тип нагнетателя

 

 

370 – 18 – 1

520 – 12 – 1

Нуово – Пиньоне

PCL – 802/24

Нуово – Пиньоне

PCL – 1002/40

Число ступеней нагнетателя

 

 

1

1

2

2

Степень повышения давления

 

 

1,25

 

1,25

1,48

1,54

Производительность  компрессорной станций

 

 

Предпоследняя цифра учебного шифра

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

150

150

140

110

120

100

120

84

85

83

75

80

90

72

70

170

165

160

150

171

 Схема работы  агрегатов на КС.

 

 

2х6

2х6

2х6

2х5

2х5

2х4

2х4

2х3

2х3

2х3

1х4

1х4

1х4

1х4

1х4

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

Давление газа на входе  в КС

 

МПа

4,8

5,0

4,9

3,5

3,6

4,7

5,1

3,4

3,3

3,2

5,1

5,0

5,5

5,2

4,6

6,8

6,2

6,1

6,5

6,6

Давление газа на выходе из КС

МПа

7,5

7,5

7,5

5,5

5,5

7,5

7,5

5,5

5,5

5,5

7,5

7,4

7,8

7,5

7,2

 10,2

9,9

9,8

10

   9,4

Температура газа на входе или наружного воздуха.

288

300

310

315

263

280

290

300

310

270

320

260

310

300

315

275

270

280

300

310

 Частота вращения вала нагнетателя в номинальном режиме

 

 

4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 4800

 

 6500

 

 6500

 

 6500

 

 6500

 

 6500

 

 4460

 

 4460

 

 4460

 

 4460

 

 4460

 

Диапазон частоты вращения вала на рабочих режимах

 

 

 

0,75¸1,1

0,75¸1,1

0,75¸1,1

0,75¸1,1

0,75¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,6¸1,1

0,6¸1,1

0,6¸1,1

0,6¸1,1

0,6¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

 

Т а б л и ц а -1  (продолжение)

 

 

Наименование исходных данных (заданий параметр)

Обозначение параметра

Размерность

 

Последняя цифра учебного шифра

5

 

0

Газоперекачивающий агрегат

 

 

ГТК – 10 – 4

ГТН – 25

Тип нагнетателя

 

 

235 – 21 – 1

650 – 22 – 2

Число ступеней нагнетателя

 

 

2

2

Степень повышения давления

 

 

1,45

1,45

 

Производительность  компрессорной станций

 

 

Предпоследняя цифра учебного  шифра

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

85

100

90

92

75,5

77

98

100

90

87

130

135

125

120

130

125

120

130

135

137

  Схема работы  агрегатов на КС

 

 

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х5

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

1х3

Давление газа на входе  в КС

МПа

5,18

5,5

5,0

5,1

4,8

4,9

5,4

5,3

5,2

5,05

5,3

5,2

5,1

5,0

4,9

4,8

4,9

5,0

5,1

5,2

Давление газа на выходе из КС

МПа

7,4

7,5

7,4

7,5

7,4

7,5

7,5

7,5

7,5

7,4

7,6

7,6

7,6

7,6

7,6

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

Температура газа на входе в КС, или наружного воздуха.

 

260

270

320

280

290

300

310

305

295

330

320

260

270

340

280

290

300

310

305

315

Частота вращения вала нагнетателя в номинальном режиме

 

Об/ мин

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

4800

 

3700

 

3700

 

3700

 

3700

 

 3700

 

 3700

 

3700

 

 3700

 

 3700

 

3700

 

Диапазон частоты вращения вала на рабочих режимах

 

 

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

0,7¸1,1

  

Т а б л и ц а - 2.  Техническая характеристика ГПА с газотурбинным приводом 

Наименование показателя

ГТ-700-5

ГТК - 5

ГТ -750-6

ГТ-6-750

ГТН-6

ГПА-Ц-6,3

ГТК-10-2

ГТК - 10-4

Завод-изготовитель (фирма)

 

Год выпуска

 

Тип нагнетателя

 

Номинальная подача млн.м3/сут

Станционные условия:

– температура наружного воздуха   °С

атмосферное давление , МПа

сопротивление входного тракта, кПа

сопротивление выходного тракта, кПА

– номинальная мощность тыс. кВт

– эффективный к.п.д. ГТУ  , %

– к.п.д. ГТУ в условиях ИСО, %

– номинальный расход топлива , м3

– удельный расход топлива / , м3 кВт·ч

– температура газа перед ТВД, °С

– температура газа  за силовой турбиной °С

– степень сжатия осевого компрессора ,

– расход воздуха через компрессоркг/с

– температура за компрессором , °С

– степень регенерации μ

 

– частота вращения турбокомпрессора об/мин

– частота вращения силового вала об/мин

–температурный коэффициент располагаемой мощ -

  ности К.

НЗЛ

 

1961

 

280-12-4

 

13

 

 

15

 

0,1013

 

0,506

     4,25

 

25

 

1770

 

0,416

 

700

 

475

 

 

3,9

 

 

45,2

 

 

 

170

 

0,67

 

5000

 

5500

 

4,4

НЗЛ

 

1965

 

370-15-2

 

13

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

0,506

4,4

 

25

 

1760

 

0,4

 

700

 

475

 

 

3,9

 

 

45,2

 

 

 

170

 

0,67

 

 

 

5000

 

5500

 

4,4

НЗЛ

 

1965

 

370-14-1/370-17-1

 

19,5 / 19,8

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

0,506

6

 

27

 

2320

 

0,386

 

750

 

476

 

 

4,6

 

 

58,2

 

 

 

195

 

0,66

 

5200

 

5300

 

3,7

УТМЗ

 

1965

 

Н-300-1,23

 

19

2

 

 

 

15

 

 

 

 

 

0,0979

 

1,22

6

 

24

 

2600

 

0,434

 

760

 

415

 

 

6,0

 

 

45,5

 

 

 

235

 

0

 

6200

 

6150

 

3,7

УТМЭ

 

1976

 

Н-300-1,23

 

19

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

 

 

 

 

1,22

6,3

 

24

 

2730

 

0,434

 

760

 

415

 

 

6,0

 

 

45,5

 

 

236

 

0

 

6200

 

6150

 

3,7

ПО им. Фрунзе

 

1975

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,7

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

 

1,01

          1,01

6,3

 

22,5

 

2920

 

0,463

 

710

 

410

 

 

7,8

 

 

56

 

 

 

296

 

0

 

8200

 

8200

 

1,3

НЗЛ

 

1969

 

520-12-1

 

29,3

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

0,506

0,506

10

 

28

 

3720

 

0,372

 

780

 

495

 

 

4,4

 

 

86,2

 

 

 

190

 

0,7

 

5200

 

4800

 

3,7

НЗЛ

 

1973

 

370-18,1

 

37

 

2

 

 

15

 

 

 

 

0,1013

 

0,506

1,01

10

 

29

 

3600

 

0,36

 

780

 

495

 

 

4,4

 

 

86,2

 

 

 

190

 

0,7

 

5200

 

4800

 

3,7

 

Т а б л и ц а – 2 (Продолжение)

Наименование показателя

ГПА-10

ГТК-16

ГПА-Ц-16

ГТН-25

ГТК-25

ГТН-10И

Коберра-182

ГТН – 25 И

Завод-изготовитель (фирма)

ПО «Заря»

УТМЗ

ПО им. Фрунзе

УТМЗ

НЗЛ

«Дженерал

Электрик»

Купер-Бессемер

(Роллс-Ройс)

«Дженерал

Электрик»

Год выпуска

1979

1975

1982

1983

1981

1975

1972

1968

 

Тип нагнетателя

 

370 – 18,1

 

Н – 16 – 76

 

 

Н-25-76

Купер-Бессемер

Нуово-Пиньоне

PCL – 802/24

 

2ВВ-30

Нуово-Пиньоне

PCL – 1002/40

Номинальная подача млн.м3/сутки

37

51

51

53

53

16,5; 17,2

21,8

45

Станционные условия:

– температура наружного воздуха   °С

атмосферное давление , МПа

 

25

 

0,1013

 

15

 

0,1013

 

15

 

0,1013

 

15

 

0,1013

 

25

 

0,1013

 

15

 

0,1013

 

15

 

0,0979

 

15

 

0,1013

сопротивление входного тракта, кПа

4,03

1,22

2,03

0,506

1,01

1,37

0,608

1,37

сопротивление выходного тракта, кПА

3,04

 –

5,82

0,71

1,52

0,76

0,506

0,76

– номинальная мощность тыс. кВт

 

10

 

16

 

16

 

25

 

25

 

10,3

 

12,9

 

25

– эффективный к.п.д. ГТУ , %

 

26,5

 

25

 

27

 

31

 

28

 

25,7

 

27,3

 

27,5

– к.п.д. ГТУ в условиях ИСО, %

28,8

29

26,4

28,1

28,8

–номинальный расход топлива , м3/ч,( кг/с)

3930

(0,960

6670

(1,63)

6180

(1,51)

8400

(2,052)

9680

(2,365)

4180

(1,021)

4890

(1,195)

9450

(2,309)

–удельный расход топлива/ , м3 кВт·ч

 

0, 393

 

0,416

 

0,386

 

0,336

 

0,372

 

0,405

 

0,379

 

0,379

– температура газа перед ТВД, °С

 

785

 

810

 

794

 

1020

 

890

 

925

 

887

 

925

–температура газа  за силовой турбиной

°С

 

385

 

412

 

380

 

467

 

385

 

540

 

411

 

500

– степень сжатия осевого компрессора

 

10,3

 

7,5

 

10,67

 

13

 

12,5

 

7,1

 

9

 

8,2

– расход воздуха через компрессоркг/с

 

80,2

 

100

 

97

 

103

 

175

 

51

 

76

 

118,5

– температура за компрессором , °С

 

332

 

276

 

285

 

386

 

372

 

261

 

328

 

285

– степень регенерации μ

0

0

0

0

0

0

0

0

– частота вращения турбокомпрессора

 ,об/мин

 

4900

 

7100

 

7100

 

7500

 

5100

– частота вращения силового вала об/мин

 

4800

 

4600

 

5300

 

5500

 

3700

 

6500

 

5000

 

4670

–температурный коэффициент располагаемой мощности К.

 

3,7

 

3,2

 

2,8

 

3,2

 

3,4

 

2

 

2

 

2,2


 

Рисунок 1.1- Приведенные  характеристики нагнетателя типа 650-22-2.

Значения расчетных величин:

,,.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1.2. Приведенные характеристики нагнетателя  235-21-1, при

                       ,  .                                 33

 

     

  Рисунок 1.2- Приведенные характеристики нагнетателя  235-21-1

                при   ,  ,   .

Рисунок 1.3- Приведенные характеристики нагнетателя 520-12-1

при , .

 

 

          Рисунок 1.4- Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1

       при  ,   .

 

                                                                                                                                                 

                                            

 

                  Рисунок  1.5- Приведенные характеристики нагнетателя Н-16-76/1,25

            при  ,   .

 

         Рисунок 1.6- Приведенные характеристики нагнетателя  PCL -802/24

                                  при   ,    .  

                                                                        

                                                           

 

  Рисунок 1.7- Приведенные характеристики нагнетателя  PCL -1002

          при   ,   .

                                                                      

 

     Рисунок 1.8- Приведенные характеристики нагнетателя  НЦ – 16/76

     при   ,     .

 

                 Рисунок 1.9- Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-6,3

                                 При   [Тн]пр=288К;   zпр=0,9;   Rпр=490Дж/(кг·К).

 

                                    Список литературы 

1. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.- М.:  Недра,  1989. – 286 с.

2. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д.. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. Справочное пособие.- М.: Недра,  1991. – 303 с.

3. Поданёв И.Е.  Теория и конструкция газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.  Рачёт режима работы компрессорной станции.- Алматы: АГА,  2005.- 12с.

4. Поданёв И.Е. Диагностика и надёжность летательных аппаратов, авиационных двигателей и энергетических установок.- Алматы: АГА,         2006.- 62 с.

5. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки:  Учеб. для вузов.- М.:  Недра, 1992.- 238 с.

6. Апанасенко А.И., Крившич Н.Г., Федоренко Н.Д. Монтаж, испытания и эксплуатация газоперекачивающих агрегатов в блочно-контейнерном исполнении.- Л.:  Недра, 1991.- 361 с.

7 Отчёт по НИР на тему.   Утилизация тепла выхлопных газов как способ повышения экономической эффективности энергетических установок разработанных на базе газотурбинных авиационных двигателей. Исполнитель Поданев И. Е.- Алматы:  АГА,  2006.—140 с.

8. Емин О.Н. Кузнецов В.И. Комбинированные газопаротурбинные установки на базе авиационных ГТД:  Учеб. пособие. – М.:  Издат. МАИ,  1994. – 48 с.

9. Ривкин С. Л. , Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – 2 изд. М.: Энергоиздат, 1984.

10. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент. Справочник. Под общей редакцией  В. А. Григорьева и В. М. Зорина. Книга 2. М.:  Энергоиздат, 1988.—560 с.  

                                                            

                                          Содержание 

Предисловие. ………………………………………………………………………..3

1.РГР 1 Расчет режима работы компрессорной станции. ………………………..4

Исходные данные для расчета. ……………………………………………….........4

Последовательность проведения расчетов……………………………………..  .. 5

2.РГР 2 Определение технического состояния и загрузки турбоблока силовой энергетической установки в эксплуатационных условиях…………………… . . 9

Задание и исходные данные на выполнение РГР 2………………………………11

2.1  Расчет характеристик турбоблока с использованием обобщенных относительных характеристик ГТУ….12

2.2 Термогазодинамический расчет турбоблока…………………………………16

3.РГР 3 Определение основных параметров ПТУ  ТЭЦ в  эксплуатационных условиях, работающей за счет утилизации тепла выходных газов ГТУ……….21

Описание газотурбинной ТЭЦ и её принципиальная тепловая схема………  ...21

Задание и исходные данные на выполнение РГР 3…………………………… ..22

3.1 Тепловой и газодинамический расчет ГПТУ…………………………………25

Приложение…………………………………………………………………………27

Список литературы………………………………………………………………..41