Построение профилей направляющей и рабочей лопаток на среднем диаметре четвертой ступени

По данным таблицы №5 построим треугольники скоростей на среднем диаметре четвертой ступени.

Рис. 12. Треугольники скоростей на среднем диаметре четвертой ступени

Профиль направляющей лопатки подбирается из атласа профилей по углуПринимаем, что направляющие лопатки четвертой ступени с прямолинейными выходными кромками выполнены при условии постоянства вдоль радиуса ширины и угла .

Зная , вычисляем коэффициент скорости :

По [1, рис. 9] найдем угол отставания потока .

Тогда

По формуле [1, (42)] найдем оптимальный относительный шаг на среднем диаметре, приняв : .

Тогда шаг на среднем диаметре:

Число лопаток НА:

Для направляющего аппарата профиль выбирается из атласа [5], примем профиль С-9022А. Угол установки по номограмме [5, стр. 49] с учетом и : .

Рис.11 Профиль направляющей лопатки С-9022А четвертой ступени на среднем диаметре.

Профиль рабочей лопатки строим по методике, изложенной в [1, стр. 29]. Значения входных и выходных кромок также смотрим [1, стр. 30]. Задаваясь оптимальным значением относительного шага пользуясь [1, (42)], выбираем , определяем по формуле и количество лопаток по формуле , полученное значение округляем до целого , после чего уточняются значения и . Находим горло канала на выходе по формуле , где эффективный угол, а угол отставания потока определяется по графику [1, рис. 9]. Расчеты для всего профиля представлены в таблице № 6.

Таблица № 6.

Величины	Единицы измерения
	град	61, 8
	мм	67, 7
	мм	41, 05
	мм	0, 604
	мм	2, 06
	мм	0, 88
	град	28, 83
	град	27, 6
	мм	19, 02

Рис. 12. Профиль рабочей лопатки на среднем диаметре четвертой ступени турбины

Спинка профиля образована параболой, а вогнутая часть – двумя дугами окружностей.

Определение КПД и мощности ступеней турбины

Расчет КПД и мощности ступеней и турбины выполним с учетом конструкции проточной части. Результаты расчетов представлены в таблице № 7. При расчете протечек у периферии рабочих лопаток принимаем число гребней z₂=3, а у корня для направляющих лопаток число гребней z₁=8.

Таблица № 7.

Определение КПД и мощности ступеней и турбины

Hu	Дж/кг	179816, 6	156916, 7	143054, 1	161776, 8	100503, 4
ζ 'ут	-	0, 000000	0, 005577	0, 003518	0, 000000	0, 001107
ζ ''ут	-	0, 006482	0, 005316	0, 004116	0, 002788	0, 001835
ζ ут	-	0, 006482	0, 010893	0, 007634	0, 002788	0, 002942
Δ Hут	Дж/кг	1341, 8	2015, 1	1336, 0	557, 7	411, 9
Hв	Дж/кг	178474, 8	154901, 5	141718, 1	161219, 1	100091, 5
η	-	0, 8651	0, 849	0, 8445	0, 821	0, 8068
η *	-	0, 9071	0, 9025	0, 906	0, 8999	0, 9004
N	кВт	20185, 5	17519, 4	16028, 3	18233, 9	11320, 4
Nт	кВт		53733, 2		29554, 2
η _T	-		0, 8388		0, 8737
η _T*	-		0, 8654		0, 8981

Мощность, развиваемая турбиной:

Глава II. Конструкция газотурбинной установки

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.

⇐ Предыдущая 1 2 345 Следующая ⇒