Глава I. Термо - и газодинамический расчет

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Дисциплина: «Турбинные установки ТЭС и АЭС».

Тема: «Газотурбинная установка мощностью 32 МВт»

Выполнил студент гр.53222/10 _____________ Г.С.Коленько

Руководитель, доц. _____________ Г.Л.Раков

" ____" _____________ 2015 г.

Санкт-Петербург

Содержание

ВВЕДЕНИЕ.. 3

Исходные данные: 3

Глава I. Термо - и газодинамический расчет. 6

1. Определение параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части ГТУ 6

2. Определение основных характеристик ГТУ.. 8

3. Расчет по программе GTP. 9

Выбор степени повышения давления в компрессоре и начальной температуры газа перед турбиной 18

4. Расчет осевого компрессора. 18

5. Газодинамический расчет турбины.. 28

5.1. Предварительный расчет турбины.. 29

5.2. Профилирование меридианных обводов проточной части. 32

5.3. Расчет турбины по среднему диаметру. 34

5.4. Построение профилей направляющей и рабочей лопаток. 35

5.5. Определение КПД и мощности ступеней турбины.. 38

Глава II. Конструкция газотурбинной установки. 39

1. Введение. 39

2. Назначение и описание установки. 40

3. Основные элементы установки. 41

3.1. Однокаскадный осевой компрессор. 41

4. Камера сгорания. 42

5. Турбина. 44

5.1. Турбина высокого давления (ТВД) 45

5.2. Турбина низкого давления (ТНД) 46

ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………………………..47

Список литературы. . 48

ВВЕДЕНИЕ

Целью курсового проекта является проектирование ГТУ мощностью 32 МВт. В ходе работы были определены: основные характеристики ГТУ, выбрана степень повышения давления в компрессоре, произведен приближенный расчет компрессора, расчет турбины, а так же построены профили рабочей лопатки последней ступени. На основании расчетов выполнен рабочий чертёж установки и краткое её описание.

В газотурбинных установках со свободной турбиной компрессор приводится во вращение компрессорной турбиной, а свободная турбина создает полезную мощность для потребителя. Особенностью рассматриваемой тепловой схемы является то, что свободная турбина не связана с турбокомпрессором. Расчет тепловой схемы ГТУ со свободной турбиной аналогичен расчету простейшей схемы ГТУ, при этом мы полагаем, что свободная и компрессорная турбины составляют единый агрегат.

Исходные данные:

Полезная мощность N=32 МВт

1. Температура газа перед турбиной T₃^*=1400 К

2. Параметры наружного воздуха p_н=0, 1013 МПа; T_н=297 К

3. Топливо – природный газ

4. Доп. Указания – “со свободной турбиной”

5. Прототип установки – ГПА “Ладога”

Примем 2 упрощения:

Упрощения, принятые для ручного счета:

Расчет ведется для одного значения степени повышения давления компрессора:

π _к*= Р₂*/Р₁*=10..25.

Охлаждение не учитываем.

Теплоемкость и другие параметры рабочего тела считаем независимыми от температуры и давления (принимаем по пособию [1, с. 33] для всех уравнений, кроме (87), (88) [1, с. 44-45]).

Рис. 1. Тепловая схема ГТУ со свободной турбиной: Вх. ус. и Вых. ус. – входное и выходное устройства соответственно; К – компрессор; КС – камера сгорания; КТ – компрессорная турбина; СТ – свободная (силовая) турбина; П – потребитель.

Рис. 2. Цикл ГТУ со свободной турбиной в h-S диаграмме: н-1 и 4-н’ – изотермические процессы течения рабочего тела во входном и выходном устройстве; 1-2_t – изоэнтропийный процесс сжатия воздуха в компрессоре; 1-2 – адиабатический процесс сжатия воздуха в компрессоре; 2-3 – процесс подвода тепла к рабочему телу в камере сгорания; 3-4_t_кт – изоэнтропийный процесс расширения газа в компрессорной турбине; 3-4_кт– адиабатический процесс расширения газа в компрессорной турбине; 4_кт-4_t – изоэнтропийный процесс расширения газа в свободной турбине; 4_кт-4 – адиабатический процесс расширения газа в свободной турбине; н’- н – изобарный процесс отвода тепла.

Глава I. Термо - и газодинамический расчет

Расчет по программе GTP

Необходимо провести расчет параметров рабочего процесса в характерных сечениях проточной части и основных характеристик ГТУ при различных значениях степени повышения давления и температуры газа перед турбиной, по результатам расчета построить графики.

;

Результаты расчета сведены в таблицы 1, 2, 3.

Результаты расчета

Таблица №1. Расчет при температуре T₃*=1400К

-----------------------------------------------------------------------------

Пpoгpaммa A2GTP - вapиaнтный pacчeт пapaмeтpoв paбoчeгo пpoцecca

ГТУ c oxлaждaeмoй тypбинoй

Kolenko G.S., gr.53222/10, 23.05.2015

Ввeдeны вxoдныe дaнныe:

1 NE= 32000.0kВт T3*=1400.0K TH=297.0K PH=.1013МПa

2 МЮ=.000 TCT=1100.0K ДТВ=.0K H0CP=270.0kДж/kг

3 КПДКС=.995 КПДКМ=.995 КПДТМ=.995 КИСП=.56 УТОХЛ=1.17

4 СИГВХ=.987 СИГВТ= 1.000 СИГКС=.980 СИГВЫХ=.987 СИГГТ=1.000

5 Знaчeния ПИК:

4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0

24.0 26.0 28.0 30.0 32.0 34.0 36.0 38.0 40.0 42.0

6 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. koмпpeccopa КПДКП=.910

7 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. турбины КПДТП=.865

8 Тeплoeмkocть и дpyгиe пapaмeтpы пpoдykтoв cгopaния пpиняты kak для

cтaндapтнoгo yглeвoдopoднoгo тoпливa

Для pacчeтa пokaзaтeлeй cтeпeни в ypaвнeнияx пpoцeccoв бyдyт иcпoльзoвaны

cpeдниe знaчeния тeплoeмkocти

----------------------------------------------------------------------------

Peзyльтaты pacчeтa

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* T6* ПИТ

- K K K K K K K K -

4.00 457.7 457.7 457.7 1233.3 1333.3 1069.4 1047.6 1047.6 3.8

6.00 518.1 518.1 518.1 1233.3 1333.3 982.6 969.2 969.2 5.7

8.00 565.1 565.1 565.1 1233.3 1333.3 924.4 914.9 914.9 7.6

10.00 604.1 604.1 604.1 1233.3 1333.3 881.0 873.9 873.9 9.5

12.00 637.5 637.5 637.5 1233.3 1333.3 846.8 841.1 841.1 11.5

14.00 666.9 666.9 666.9 1233.3 1333.3 818.7 813.9 813.9 13.4

16.00 693.2 693.2 693.2 1233.3 1333.3 794.9 790.9 790.9 15.3

18.00 717.1 717.1 717.1 1233.3 1333.3 774.4 770.9 770.9 17.2

20.00 739.0 739.0 739.0 1233.3 1333.3 756.4 753.3 753.3 19.1

22.00 759.3 759.3 759.3 1233.3 1333.3 740.4 737.6 737.6 21.0

24.00 778.1 778.1 778.1 1233.3 1333.3 726.0 723.5 723.5 22.9

26.00 795.7 795.7 795.7 1233.3 1333.3 712.9 710.7 710.7 24.8

28.00 812.3 812.3 812.3 1233.3 1333.3 701.0 698.9 698.9 26.7

30.00 828.0 828.0 828.0 1233.3 1333.3 690.0 688.1 688.1 28.6

32.00 842.9 842.9 842.9 1233.3 1333.3 679.9 678.2 678.2 30.5

34.00 857.1 857.1 857.1 1233.3 1333.3 670.5 668.9 668.9 32.5

36.00 870.6 870.6 870.6 1233.3 1333.3 661.7 660.2 660.2 34.4

38.00 883.5 883.5 883.5 1233.3 1333.3 653.5 652.1 652.1 36.3

40.00 895.9 895.9 895.9 1233.3 1333.3 645.7 644.4 644.4 38.2

42.00 907.8 907.8 907.8 1233.3 1333.3 638.5 637.2 637.2 40.1

ПИК HK CPMIB HTOХЛ CPMIГ АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- kДж/kг kДж/(kг*К) kДж/kг kДж/(kг*К) - - шт kДж/kг - kДж/kг -

4.0 162.5 1.0112 416.2 1.2404 2.57.045 3 33.8 2.2 7.2.030

6.0 224.5 1.0155 520.7 1.2290 2.73.030 3 22.5 3.2 8.3.027

8.0 273.3 1.0194 589.0 1.2207 2.87.023 3 16.8 4.3 8.8.024

10.0 314.1 1.0229 638.8 1.2140 3.00.018 3 13.4 5.3 9.1.022

12.0 349.3 1.0261 677.5 1.2086 3.12.015 3 11.2 6.3 9.2.021

14.0 380.6 1.0290 709.0 1.2039 3.24.013 3 9.6 7.3 9.4.020

16.0 408.7 1.0317 735.3 1.1999 3.35.011 3 8.4 8.3 9.5.019

18.0 434.5 1.0342 757.9 1.1963 3.46.010 3 7.4 9.4 9.6.019

20.0 458.1 1.0365 777.5 1.1930 3.57.009 3 6.7 10.4 9.8.018

22.0 480.1 1.0387 794.9 1.1901 3.67.008 3 6.1 11.4 9.9.018

24.0 500.7 1.0407 810.4 1.1874 3.78.008 3 5.5 12.4 10.1.018

26.0 520.0 1.0426 824.4 1.1849 3.88.007 3 5.1 13.5 10.3.018

28.0 538.2 1.0445 837.1 1.1826 3.99.006 3 4.7 14.5 10.5.017

30.0 555.6 1.0462 848.8 1.1805 4.09.006 3 4.4 15.5 10.7.017

32.0 572.0 1.0478 859.5 1.1784 4.19.006 3 4.1 16.5 11.0.017

34.0 587.7 1.0494 869.5 1.1765 4.30.005 3 3.9 17.6 11.3.017

36.0 602.8 1.0509 878.9 1.1748 4.40.005 3 3.7 18.6 11.6.018

38.0 617.2 1.0523 887.6 1.1731 4.51.005 3 3.5 19.6 12.0.018

40.0 631.1 1.0537 895.9 1.1715 4.62.005 3 3.3 20.7 12.4.018

42.0 644.4 1.0550 903.7 1.1699 4.72.004 3 3.1 21.7 12.8.018

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % kДж/kг kг/c kг/c kДж/kг - - кг/(кBт*ч) -

4.0.891.882 12.4 1002.6 153.220 137.664 208.9.211.207.590.558

6.0.886.888 10.2 967.5 127.531 117.305 250.9.263.258.474.524

8.0.881.891 9.0 932.1 118.184 110.003 270.8.295.289.423.494

10.0.878.894 8.3 899.0 114.246 107.086 280.1.317.310.394.468

12.0.876.896 7.8 868.6 112.802 106.215 283.7.332.325.376.445

14.0.873.898 7.5 840.6 112.754 106.499 283.8.344.336.364.424

16.0.871.900 7.2 814.7 113.556 107.493 281.8.353.344.355.405

18.0.870.901 7.0 790.5 114.979 109.010 278.3.359.350.349.387

20.0.868.903 6.8 768.0 116.850 110.910 273.9.364.355.344.371

22.0.867.904 6.7 746.7 119.081 113.118 268.7.368.358.341.356

24.0.866.905 6.6 726.6 121.619 115.592 263.1.371.360.339.342

26.0.865.906 6.5 707.7 124.389 118.267 257.3.373.362.338.328

28.0.864.907 6.5 689.6 127.438 121.188 251.1.374.362.337.315

30.0.863.908 6.4 672.4 130.723 124.318 244.8.374.362.337.303

32.0.862.909 6.4 655.9 134.238 127.651 238.4.374.362.338.292

34.0.861.909 6.4 640.1 137.988 131.192 231.9.373.361.339.281

36.0.860.910 6.4 624.8 141.980 134.949 225.4.372.359.341.270

38.0.859.911 6.4 610.2 146.229 138.934 218.8.371.357.342.259

40.0.859.911 6.4 596.0 150.742 143.153 212.3.369.354.345.250

42.0.858.912 6.4 582.3 155.538 147.622 205.7.366.352.348.240

Нopмaльнoe зaвepшeниe pacчeтa

----------------------------------------------------------------------------

Таблица №2. Расчет при температуре T3*=1300К

----------------------------------------------------------------------------

Пpoгpaммa A2GTP - вapиaнтный pacчeт пapaмeтpoв paбoчeгo пpoцecca

ГТУ c oxлaждaeмoй тypбинoй

Kolenko G.S., gr.53222/10, 23.05.2015

Ввeдeны вxoдныe дaнныe:

1 NE= 32000.0kВт T3*=1300.0K TH=297.0K PH=.1013МПa

2 МЮ=.000 TCT=1100.0K ДТВ=.0K H0CP=270.0kДж/kг

3 КПДКС=.995 КПДКМ=.995 КПДТМ=.995 КИСП=.56 УТОХЛ=1.17

4 СИГВХ=.987 СИГВТ= 1.000 СИГКС=.980 СИГВЫХ=.987 СИГГТ=1.000

5 Знaчeния ПИК:

4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0

24.0 26.0 28.0 30.0 32.0 34.0 36.0 38.0 40.0 42.0

6 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. koмпpeccopa КПДКП=.910

7 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. турбины КПДТП=.865

8 Тeплoeмkocть и дpyгиe пapaмeтpы пpoдykтoв cгopaния пpиняты kak для

cтaндapтнoгo yглeвoдopoднoгo тoпливa

Для pacчeтa пokaзaтeлeй cтeпeни в ypaвнeнияx пpoцeccoв бyдyт иcпoльзoвaны

cpeдниe знaчeния тeплoeмkocти

----------------------------------------------------------------------------

Peзyльтaты pacчeтa

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* T6* ПИТ

- K K K K K K K K -

4.00 457.7 457.7 457.7 1166.7 1266.7 988.2 979.0 979.0 3.8

6.00 518.1 518.1 518.1 1166.7 1266.7 906.5 900.9 900.9 5.7

8.00 565.1 565.1 565.1 1166.7 1266.7 851.7 847.8 847.8 7.6

10.00 604.1 604.1 604.1 1166.7 1266.7 811.1 808.1 808.1 9.5

12.00 637.5 637.5 637.5 1166.7 1266.7 779.0 776.6 776.6 11.5

14.00 666.9 666.9 666.9 1166.7 1266.7 752.6 750.6 750.6 13.4

16.00 693.2 693.2 693.2 1166.7 1266.7 730.4 728.7 728.7 15.3

18.00 717.1 717.1 717.1 1166.7 1266.7 711.2 709.7 709.7 17.2

20.00 739.0 739.0 739.0 1166.7 1266.7 694.3 693.0 693.0 19.1

22.00 759.3 759.3 759.3 1166.7 1266.7 679.4 678.2 678.2 21.0

24.00 778.1 778.1 778.1 1166.7 1266.7 665.9 664.9 664.9 22.9

26.00 795.7 795.7 795.7 1166.7 1266.7 653.7 652.8 652.8 24.8

28.00 812.3 812.3 812.3 1166.7 1266.7 642.6 641.8 641.8 26.7

30.00 828.0 828.0 828.0 1166.7 1266.7 632.4 631.6 631.6 28.6

32.00 842.9 842.9 842.9 1166.7 1266.7 623.0 622.2 622.2 30.5

34.00 857.1 857.1 857.1 1166.7 1266.7 614.2 613.5 613.5 32.5

36.00 870.6 870.6 870.6 1166.7 1266.7 606.0 605.4 605.4 34.4

38.00 883.5 883.5 883.5 1166.7 1266.7 598.4 597.8 597.8 36.3

40.00 895.9 895.9 895.9 1166.7 1266.7 591.2 590.6 590.6 38.2

42.00 907.8 907.8 907.8 1166.7 1266.7 584.4 583.9 583.9 40.1

ПИК HK CPMIB HTOХЛ CPMIГ АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- kДж/kг kДж/(kг*К) kДж/kг kДж/(kг*К) - - шт kДж/kг - kДж/kг -

4.0 162.5 1.0112 382.3 1.2176 2.92.039 2 14.4 2.3 3.2.042

6.0 224.5 1.0155 478.0 1.2061 3.13.026 2 9.6 3.5 3.7.035

8.0 273.3 1.0194 540.6 1.1977 3.31.020 2 7.2 4.6 3.9.031

10.0 314.1 1.0229 586.2 1.1912 3.49.016 2 5.7 5.7 4.0.029

12.0 349.3 1.0261 621.7 1.1858 3.65.013 2 4.8 6.8 4.1.027

14.0 380.6 1.0290 650.6 1.1812 3.81.011 2 4.1 8.0 4.1.025

16.0 408.7 1.0317 674.6 1.1772 3.96.010 2 3.6 9.1 4.2.024

18.0 434.5 1.0342 695.2 1.1737 4.12.009 2 3.2 10.2 4.2.023

20.0 458.1 1.0365 713.2 1.1705 4.27.008 2 2.8 11.4 4.3.023

22.0 480.1 1.0387 729.0 1.1677 4.42.007 2 2.6 12.5 4.3.023

24.0 500.7 1.0407 743.1 1.1650 4.57.007 2 2.4 13.6 4.4.023

26.0 520.0 1.0426 755.8 1.1627 4.73.006 2 2.2 14.7 4.5.023

28.0 538.2 1.0445 767.4 1.1604 4.88.006 2 2.0 15.9 4.6.022

30.0 555.6 1.0462 778.0 1.1584 5.03.005 2 1.9 17.0 4.7.022

32.0 572.0 1.0478 787.7 1.1565 5.19.005 2 1.8 18.2 4.8.022

34.0 587.7 1.0494 796.7 1.1546 5.35.005 2 1.7 19.3 4.9.022

36.0 602.8 1.0509 805.1 1.1529 5.51.004 2 1.6 20.4 5.0.023

38.0 617.2 1.0523 812.9 1.1513 5.68.004 2 1.5 21.6 5.2.023

40.0 631.1 1.0537 820.3 1.1498 5.85.004 2 1.4 22.7 5.4.023

42.0 644.4 1.0550 827.2 1.1483 6.02.004 2 1.3 23.8 5.5.023

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % kДж/kг kг/c kг/c kДж/kг - - кг/(кBт*ч) -

4.0.891.883 7.1 934.4 161.549 153.470 198.1.215.211.579.545

6.0.886.888 6.1 882.3 138.785 133.130 230.6.265.260.470.503

8.0.881.892 5.5 837.9 131.349 126.579 243.6.296.289.422.468

10.0.878.895 5.2 799.3 129.090 124.721 247.9.316.309.396.438

12.0.876.897 5.0 765.2 129.289 125.105 247.5.330.322.380.411

14.0.873.899 4.8 734.5 130.923 126.806 244.4.340.331.369.388

16.0.871.901 4.7 706.6 133.472 129.351 239.8.347.338.362.367

18.0.870.902 4.6 681.0 136.747 132.570 234.0.352.342.357.347

20.0.868.903 4.5 657.2 140.588 136.319 227.6.355.345.355.329

22.0.867.905 4.5 635.0 144.926 140.534 220.8.357.346.353.312

24.0.866.906 4.4 614.1 149.732 145.189 213.7.358.346.353.297

26.0.865.907 4.4 594.5 154.925 150.210 206.6.358.346.354.282

28.0.864.908 4.4 575.9 160.612 155.699 199.2.357.344.355.268

30.0.863.908 4.3 558.3 166.761 161.626 191.9.355.342.357.254

32.0.862.909 4.3 541.4 173.394 168.013 184.6.353.339.360.242

34.0.861.910 4.3 525.3 180.557 174.904 177.2.350.336.364.230

36.0.860.911 4.3 509.9 188.289 182.334 170.0.347.332.369.218

38.0.859.911 4.3 495.0 196.654 190.366 162.7.343.327.374.207

40.0.859.912 4.3 480.8 205.710 199.055 155.6.338.322.380.196

42.0.858.913 4.3 467.0 215.536 208.474 148.5.333.316.386.186

Нopмaльнoe зaвepшeниe pacчeтa

----------------------------------------------------------------------------

Таблица №3. Расчет при температуре T3*=1500К

----------------------------------------------------------------------------

Пpoгpaммa A2GTP - вapиaнтный pacчeт пapaмeтpoв paбoчeгo пpoцecca

ГТУ c oxлaждaeмoй тypбинoй

Kolenko G.S., gr.53222/10, 23.05.2015

Ввeдeны вxoдныe дaнныe:

1 NE= 32000.0kВт T3*=1500.0K TH=297.0K PH=.1013МПa

2 МЮ=.000 TCT=1100.0K ДТВ=.0K H0CP=270.0kДж/kг

3 КПДКС=.995 КПДКМ=.995 КПДТМ=.995 КИСП=.56 УТОХЛ=1.17

4 СИГВХ=.987 СИГВТ= 1.000 СИГКС=.980 СИГВЫХ=.987 СИГГТ=1.000

5 Знaчeния ПИК:

4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0

24.0 26.0 28.0 30.0 32.0 34.0 36.0 38.0 40.0 42.0

6 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. koмпpeccopa КПДКП=.910

7 Зaдaн пoлитpoпный k.п.д. турбины КПДТП=.865

8 Тeплoeмkocть и дpyгиe пapaмeтpы пpoдykтoв cгopaния пpиняты kak для

cтaндapтнoгo yглeвoдopoднoгo тoпливa

Для pacчeтa пokaзaтeлeй cтeпeни в ypaвнeнияx пpoцeccoв бyдyт иcпoльзoвaны

cpeдниe знaчeния тeплoeмkocти

----------------------------------------------------------------------------

Peзyльтaты pacчeтa

ПИК Т2* ТОХЛ* Т5* ТG TQ T4A* T4Q* T6* ПИТ

- K K K K K K K K -

4.00 457.7 457.7 457.7 1295.8 1412.1 1151.1 1116.6 1116.6 3.8

6.00 518.1 518.1 518.1 1300.0 1400.0 1059.2 1033.0 1033.0 5.7

8.00 565.1 565.1 565.1 1300.0 1400.0 997.6 979.1 979.1 7.6

10.00 604.1 604.1 604.1 1300.0 1400.0 951.6 937.5 937.5 9.5

12.00 637.5 637.5 637.5 1300.0 1400.0 915.3 904.0 904.0 11.5

14.00 666.9 666.9 666.9 1300.0 1400.0 885.5 876.1 876.1 13.4

16.00 693.2 693.2 693.2 1300.0 1400.0 860.2 852.2 852.2 15.3

18.00 717.1 717.1 717.1 1300.0 1400.0 838.4 831.5 831.5 17.2

20.00 739.0 739.0 739.0 1300.0 1400.0 819.2 813.1 813.1 19.1

22.00 759.3 759.3 759.3 1300.0 1400.0 802.2 796.7 796.7 21.0

24.00 778.1 778.1 778.1 1300.0 1400.0 786.8 782.0 782.0 22.9

26.00 795.7 795.7 795.7 1300.0 1400.0 772.9 768.5 768.5 24.8

28.00 812.3 812.3 812.3 1300.0 1400.0 760.2 756.2 756.2 26.7

30.00 828.0 828.0 828.0 1300.0 1400.0 748.5 744.8 744.8 28.6

32.00 842.9 842.9 842.9 1300.0 1400.0 737.7 734.3 734.3 30.5

34.00 857.1 857.1 857.1 1300.0 1400.0 727.7 724.5 724.5 32.5

36.00 870.6 870.6 870.6 1300.0 1400.0 718.3 715.3 715.3 34.4

38.00 883.5 883.5 883.5 1300.0 1400.0 709.5 706.8 706.8 36.3

40.00 895.9 895.9 895.9 1300.0 1400.0 701.3 698.7 698.7 38.2

42.00 907.8 907.8 907.8 1300.0 1400.0 693.5 691.0 691.0 40.1

ПИК HK CPMIB HTOХЛ CPMIГ АЛЬФА АЛЬФА* Z QOXЛ ПИОХЛ НОХЛ1 КАППА

- kДж/kг kДж/(kг*К) kДж/kг kДж/(kг*К) - - шт kДж/kг - kДж/kг -

4.0 162.5 1.0112 449.6 1.2627 2.28.052 3 53.3 2.1 10.6.029

6.0 224.5 1.0155 566.6 1.2512 2.41.035 4 43.4 3.1 15.7.014

8.0 273.3 1.0194 640.5 1.2429 2.52.026 4 32.5 4.1 16.5.015

10.0 314.1 1.0229 694.6 1.2363 2.62.021 4 25.9 5.0 17.0.014

12.0 349.3 1.0261 736.6 1.2308 2.71.017 4 21.6 5.9 17.3.014

14.0 380.6 1.0290 770.8 1.2261 2.80.015 4 18.5 6.8 17.6.013

16.0 408.7 1.0317 799.5 1.2219 2.89.013 4 16.1 7.8 17.9.013

18.0 434.5 1.0342 824.0 1.2183 2.97.012 4 14.3 8.7 18.1.013

20.0 458.1 1.0365 845.4 1.2150 3.05.010 4 12.9 9.6 18.4.012

22.0 480.1 1.0387 864.4 1.2120 3.13.009 4 11.7 10.6 18.7.012

24.0 500.7 1.0407 881.4 1.2093 3.20.009 4 10.7 11.5 19.1.012

26.0 520.0 1.0426 896.7 1.2067 3.28.008 4 9.9 12.4 19.5.012

28.0 538.2 1.0445 910.7 1.2044 3.35.007 4 9.2 13.4 19.9.012

30.0 555.6 1.0462 923.6 1.2022 3.43.007 4 8.5 14.3 20.3.012

32.0 572.0 1.0478 935.6 1.2001 3.50.006 4 8.0 15.3 20.8.012

34.0 587.7 1.0494 946.7 1.1982 3.57.006 4 7.5 16.2 21.4.012

36.0 602.8 1.0509 957.1 1.1963 3.65.006 4 7.1 17.1 22.0.013

38.0 617.2 1.0523 966.9 1.1946 3.72.005 4 6.7 18.1 22.7.013

40.0 631.1 1.0537 976.2 1.1929 3.79.005 4 6.4 19.0 23.4.013

42.0 644.4 1.0550 985.0 1.1913 3.87.005 4 6.1 20.0 24.2.013

ПИК КПДКВ КПДТВ ОХЛ Q1 GB GГ НЕ КПДВ КПДЕ ВУТ ФИ

- - - % kДж/kг kг/c kг/c kДж/kг - - кг/(кBт*ч) -

4.0.891.882 17.2 1066.6 146.773 125.095 218.0.207.203.601.569

6.0.886.887 16.0 1025.2 122.517 105.805 261.2.258.253.482.534

8.0.881.891 14.0 1003.8 111.026 98.064 288.2.291.286.428.509

10.0.878.894 12.7 979.7 105.557 94.520 303.2.314.308.397.487

12.0.876.896 11.8 955.4 102.830 92.919 311.2.331.324.377.468

14.0.873.898 11.2 931.8 101.607 92.401 314.9.344.336.363.449

16.0.871.899 10.7 909.3 101.281 92.533 316.0.354.346.354.433

18.0.870.901 10.3 887.8 101.580 93.127 315.0.362.353.346.417

20.0.868.902 10.1 867.3 102.317 94.045 312.8.368.359.341.402

22.0.867.903 9.8 847.7 103.387 95.213 309.5.373.363.336.389

24.0.866.904 9.7 829.0 104.725 96.586 305.6.377.367.333.376

26.0.865.905 9.5 811.1 106.256 98.101 301.2.380.369.331.364

28.0.864.906 9.4 794.0 108.003 99.786 296.3.382.371.329.352

30.0.863.907 9.3 777.5 109.924 101.605 291.1.384.373.328.341

32.0.862.908 9.3 761.6 112.005 103.549 285.7.385.373.327.330

34.0.861.909 9.2 746.2 114.241 105.613 280.1.385.373.327.320

36.0.860.909 9.2 731.4 116.631 107.798 274.4.385.373.327.310

38.0.859.910 9.2 717.0 119.181 110.107 268.5.385.373.328.301

40.0.859.911 9.3 703.0 121.888 112.538 262.5.384.372.329.291

42.0.858.911 9.3 689.4 124.759 115.096 256.5.383.370.330.282

Нopмaльнoe зaвepшeниe pacчeтa

----------------------------------------------------------------------------

Рис. 3 Зависимость эффективного КПД ГТУ от степени повышения давления в компрессоре, при различных значениях температуры на входе в турбину

Рис. 4 Зависимость коэффициента полезной работы ГТУ от степени повышения давления в компрессоре, при различных значениях температуры на входе в турбину

Рис. 5 Зависимость эффективной удельной работы ГТУ от степени повышения давления в компрессоре при различных значениях температуры на входе в турбину

Выбор степени повышения давления в компрессоре и начальной температуры газа перед турбиной

Величину выбирают в зависимости от назначения ГТУ, стоимости изготовления и режима ее работы. В нашем случае ГТУ является стационарной, поэтому выбираем при максимальном КПД ГТУ, выбираем . Т. к. выигрыш по КПД при повышении или понижении температуры на 100 К незначителен, а затраты на охлаждение существенны, то выбираем T3*=1400 К.

Расчет осевого компрессора

Рис. 4 Схема многоступенчатого осевого компрессора

Расчет производится в соответствии со схематическим продольным разрезом на (рис.4). При приближенном расчете осевого компрессора основными расчетными сечениями являются: сечение 1 на входе в первую ступень и сечение 2 – на выходе из последней ступени (рис.5). Определим параметры и в трех сечениях:

Давление воздуха в сечении 1-1:

МПа;

где коэффициент уменьшения полного давления во входной части компрессора

Температура в сечении 1-1:

Давление в сечении 2-2:

МПа;

где степень повышения давления в осевом компрессоре.

Рис. 5 Схема первой и последней ступеней

Значение плотностей:

где - показатель политропы,

;

Примем величины осевой составляющей абсолютных скоростей в сечении 1-1 и 2-2 и . Втулочное отношение выберем Расход воздуха . Из уравнения расхода первой ступени:

;

Средний диаметр:

;

Длина рабочей лопатки:

;

Размеры проходного сечения 2-2:

;

Принимаем в проточной части .

Тогда: ;

Для расчета частоты вращения необходимо задаться окружной скоростью на наружном диаметре первой ступени , тогда:

Адиабатический напор в проточной части компрессора по полным параметрам:

Приближенная величина теоретического напора или удельная работа, затрачиваемая на сжатие 1 кг воздуха:

Выберем средний теоретический напор .

Число ступеней компрессора:

Принимаем .

Теоретический напор в первой ступени:

В средних ступенях:

В последней ступени:

Принципиальный характер распределения теоретического напора по ступеням:

Рис. 6 Распределение теоретического напора по ступеням

В соответствии с указанным порядком распределения напора по ступеням, распределяем напор следующим образом:

Рис. 7 Схема ступени осевого компрессора и кинематика в нем

Уточняем величину окружной скорости на среднем диаметре 1-ой ступени:

Производим расчет первой ступени по среднему диаметру 0, 86 м.

Коэффициент расхода на среднем диаметре:

Коэффициент теоретического напора:

Степень реактивности принимаем , найдем

;

По графику (рис. 8) находим

Рис. 8 Изменение h/φ в зависимости от Ω /φ

Коэффициент: .

Пользуясь графиком на (рис.9) определяем на среднем диаметре .

Рис. 9 Изменение коэффициента Ј в зависимости от густоты решетки

При постоянной вдоль радиуса хорде относительный шаг у втулки первой ступени:

;

Окружные скорости на входе и выходе из рабочего колеса принимаем одинаковыми, т.е. .

Проекция абсолютной скорости на окружное направление входной скорости на входе в рабочее колесо:

;

На выходе из рабочего колеса:

Абсолютная скорость на входе в рабочее колесо:

Температура воздуха перед рабочим колесом:

;

Число по относительной скорости на входе в рабочее колесо первой ступени . Видно, что , где - критическое значение Маха.

Наклон входной относительной скорости при отсчете отрицательного направления оси «U» характеризуется углом:

;

Уменьшение осевой составляющей в одной ступени:

;

Таким образом, осевая составляющая скорости на выходе из рабочего колеса первой ступени:

;

Угол поворота потока в решетке рабочего колеса:

;

При и изменении параметров по закону , оцениваем число по средней относительной скорости на внешнем диаметре 1-ой ступени .

Коэффициент расхода на внешнем диаметре:

;

Сверхзвуковое число свидетельствует о необходимости профилирования лопаточного аппарата первой ступени по закону вдоль радиуса.

Рис. 10 Треугольники скоростей для первой ступени компрессора на среднем диаметре. Масштаб .

Предварительный расчет турбины

Целью данного раздела является определение напряжений в корневом сечении рабочей лопатки под действием центробежных сил инерции и сравнение её коэффициента запаса прочности с предельно допустимым значением, а также определение количества ступеней и нахождение длины лопатки последней ступени.

Для решения данной задачи необходимо ещё задать безразмерную скорость за турбиной и угол выхода потока из турбины .

1. Удельная внутренняя работа турбины:

;

2. Температурный перепад на турбину по параметрам торможения:

;

3. Температура торможения за турбиной:

;

4. Критическая скорость потока, выходящего из турбины:

5. Скорость потока на выходе из турбины:

6. Давление на входе в турбину:

;

7. Давление за последней ступенью:

;

8. Изоэнтропийный перепад энтальпий на турбину:

9. Температура в потоке за турбиной при изоэнтропийном процессе расширения:

;

10. Давление в потоке за турбиной:

;

11. Температура в потоке за турбиной:

12. Плотность в потоке за турбиной:

;

13. Площадь сечения на выходе из рабочего колеса последней ступени:

14. По формуле, учитывающей характер изменения профиля по высоте, можно оценить напряжения в корневом сечении рабочей лопатки последней ступени.

;

Выберем материал для лопаток – сталь ЭИ696, для которой предел длительной прочности . Коэффициент запаса имеет допустимое значение, т.к.

15. Теперь необходимо выбрать средний диаметр рабочих лопаток последней ступени. Для данного расчета примем .

Тогда:

;

16. Высота лопаток последней ступени:

;

17. Параметр ;

18. Примем число ступеней турбины . Тогда параметр

, что соответствует значениям (У=0, 5-0, 6).

Теперь определим изоэнтропийный перепад энтальпий на компрессорную турбину и на турбину низкого давления, исходя из уравнения баланса мощностей:

Теперь необходимо выбрать средний диаметр рабочих лопаток первой ступени. Для данного расчета примем . Тогда

, что соответствует значениям (У=0, 5-0, 6).

Площадь сечения на входе в первую ступень турбины:

Высота лопатки направляющего аппарата первой ступени:

Введение

Развитие и совершенствование сети магистральных газопроводов сопровождается развитием технологий транспортировки газа, совершенствованием энергетической базы компрессорных станций (КС). В настоящее время газотурбинная техника занимает доминирующее положение в качестве энергоприводов нагнетателей природного газа. В свете развития сети магистральных газопроводов актуальной представляется задача определения перспективных направлений при создании новых и модернизации существующих газотурбинных установок (ГТУ) для компрессорных станций.

По типу применяемых газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на: станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом; станции оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом; станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода.

Большинство КС в России, с учетом их удаленности от линий электропередач, оборудуют ГПА, состоящими из центробежных нагнетателей с приводом от ГТУ. Такой газотурбинный газоперекачивающий агрегат включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и следующее вспомогательное оборудование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; системы; топливную, пусковую, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя.

Из большого числа возможных схем газотурбинных установок на газопроводах наибольшее распространение получили установки простого цикла, выполненные без регенерации или с регенерацией тепла выхлопных газов, с независимой силовой турбиной низкого давления для привода нагнетателя газа.

Газотурбинные приводы нагнетателей для ГПА на базе ГТУ простого термодинамического цикла являются доминирующими. Новое поколение магистральных газопроводов (МГ) связано с появлением нового типа труб – большого диаметра, бесшовных, которые выдерживают более высокое давление. Для прокачки газа с требуемым давлением по таким трубам потребовалось повышение единичной мощности ГТУ для привода нагнетателя до уровня 30-40 МВТ.

Основные элементы установки

Камера сгорания

Камера сгорания – трубчато-кольцевая с обратным потоком, имеет шесть жаровых труб, смонтированных на выхлопном корпусе компрессора. Она была разработана на базе низкоэмиссионной сухой камеры сгорания DLN2 компании GE Oil & Gas. В настоящий момент она эксплуатируется на более чем 700 машинах класса F и ее общая наработка на установленном парке оборудования составляет свыше 11 000 000 часов. Конструкция и материалы камеры сгорания имеют увеличенный срок службы благодаря пониженной температуре горения. В настоящее время машина рассчитана на использование газообразного топлива, однако в будущем будет возможно использование жидкого топлива. В каждой жаровой трубе имеется 5 топливных сопел. Топливные сопла содержат трубку предварительного смешивания, где топливный газ и воздух, перед их поступлением в зону первичного горения, смешиваются вместе, а также центральный корпус с контуром топливного газа для диффузионного режима горения. В диффузионном режиме камера сгорания работает в условиях нагрузки ниже 50%, а в режиме предварительного смешивания – при нагрузках более 50%, при этом уровень содержания NO_x в выбросах составляет 18 ppm. Система подачи топливного газа оборудована несколькими клапанами регулирования газа, которые обеспечивают подачу топлива в различные контуры газа. Во время работы в режиме предварительного смешивания поддерживается точное распределение горючей смеси между различными потоками, за счет чего обеспечиваются как низкие выбросы, так и низкая динамика горения. В кольцевых камерах сгорания (рис. 16) зона горения I имеет форму кольцевой полости, которая образуется цилиндрами 1 и 2. Два других соосно расположенных цилиндра (9 и 8) составляют кожух камеры. Первичный воздух через воздухоподводящее устройство поступает в зону горения I. Вторичный воздух направляется по кольцевым зазорам 6 и 7 к смесительным насадкам 5, через которые поступает в зону II, где смешивается с продуктами сгорания, понижая тем самым их температуру. В воздухоподводящем устройстве 4 на входе в зону горения по всей окружности расположены форсунки 3. За счет этого обеспечивается хорошее перемешивание топлива с воздухом и горение по всему кольцевому пространству.

Рис.16. Схема кольцевой камеры сгорания

Рис. 17. Кольцевая камера сгорания

Турбина

При расширении газов на каждом валу турбины создается мощность, частично затрачиваемая (больше половины всей мощности) ТВД и ТНД на работу воздушного компрессора, а остаток мощности на привод нагнетателя природного газа.

Выбор числа ступеней служит основным критерием при проектировании турбины

12 3 4 5 Следующая ⇒