ПР 51-31323949-43-99. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

бесплатная нормативная документация

ОАО "ГАЗПРОМ"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)

УТВЕРЖДАЮ

¢Начальник Управления науки,

новой техники и экологии

ОАО "Газпром"

А.Д. Седых

"11" мая 1999 г.

СОГЛАСОВАНО

¢Начальник Управления по транспортировке

газа и газового конденсата ОАО "Газпром"

А.З. Шайхутдинов

"1" апреля 1999 г.

Генеральный директор

А.И. Гриценко

Начальник лаборатории

газотурбинных ГПА

В.А. Щуровский

Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических

расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

ПР 51-31323949-43-99

Срок введения с 1 мая 1999 г.

ПРЕДИСЛОВИЕ

1. РАЗРАБОТАНЫ Всероссийским научно-исследовательским институтом природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ)

Разработчики: Щуровский В.А. к.т.н., Синицын Ю.Н. к.т.н., Корнеев В.И., Черемин А.В., Степанов Г.С.

2. ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ

3. В методических указаниях учтены требования стандартов ИСО 2314-1989 (Е), ИСО 5167.1-1991 (Е), ИСО 5389-1991 (Е), ИСО 6976-1996 (Е).

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящие методические указания разработаны с целью установления правил и методов обработки результатов испытаний (предварительных, приемочных, эксплуатационных и других видов) газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (далее - ГПА) в части определения их выходных показателей (мощности на муфте газотурбинной установки (далее - ГТУ), коэффициента полезного действия (далее - к. п. д.) ГТУ, к. п. д. и других показателей газового компрессора - центробежного нагнетателя (далее - ЦБН).

Методические указания могут быть использованы при обработке результатов испытаний электроприводных ГПА с ЦБН.

1.2 Условные обозначения и индексы параметров соответствуют сложившейся отечественной и международной практике.

1.3 Единицы и соотношения некоторых физических величин приведены в приложении А.

1.4 Физические константы индивидуальных газов приведены в таблице Б.1.

1.5 Рекомендуемые типовые программы и методики предварительных и приемочных испытаний ГПА - по ОСТ 108.022.01.

Типовая схема измерений параметров при проведении теплотехнических и газодинамических испытаний ГПА приведена на рисунке В.1.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих правилах использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения

ГОСТ 8.563.1-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Диафрагмы, сопла ИСА 1932 и трубы Вентури, установленные в заполненных трубопроводах круглого сечения. Технические условия

ГОСТ 8.563.2-97 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерения с помощью сужающих устройств

ГОСТ 20440-75 Установки газотурбинные. Методы испытаний

ГОСТ 23194-83 Нагнетатели центробежные для транспортирования природного газа. Основные параметры

ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия

ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки

ИСО 6976-96 (Е). Природный газ. Расчет теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и индекса Воббе по составу

ОСТ 108.022.01-81 Агрегаты газоперекачивающие. Порядок проведения предварительных и приемочных испытаний опытных образцов и опытной партии.

3 ОБОЗНАЧЕНИЯ

3.1 Обозначения параметров

3.1.1 Основные условные обозначения параметров приведены в таблице 1.

Таблица 1 Условные обозначения параметров

Обозначение	Наименование параметра	Единицы измерений
а	Скорость звука	м с
С_р	Удельная теплоемкость природного газа при постоянном давлении	кДж кг×К
C_v	Удельная теплоемкость природного газа при постоянном объеме	кДж кг×К
F	Площадь	м²
G	Массовый расход	кг с
i	Удельная энтальпия	кДж кг
Н	Удельная работа, напор	кДж кг
К	Показатели изоэнтропного (адиабатного) процесса сжатия	-
т, п	Показатели политропного процесса сжатия	-
	Число Маха	-
r	Плотность	кг м³
d	Относительная плотность по воздуху	-
M	Молярная масса	кг кмоль
N	Мощность	кВт
n	Частота вращения	об мин
P	Абсолютное давление	МПа
Q	Объемная производительность	м³ мин
q_н	Коммерческая производительность ЦБН
Q_н	Объемная низшая теплота сгорания	кДж м³
Q_м	Массовая низшая теплота сгорания	кДж кг
R	Газовая постоянная	кДж кг×К
Re	Число Рейнольдса	-
Т	Абсолютная температура	К
U₂	Окружная скорость на периферии рабочего колеса	м с
X	Коэффициент изобарической сжимаемости	-
Y	Коэффициент изотермической сжимаемости	-
Z	Коэффициент сжимаемости	-
D, d	Разность параметров, отклонение	-
e	Степень повышения давления (степень сжатия)	-
h	Коэффициент полезного действия(к.п.д.)	-
t	Температура по шкале Цельсия	°С
p	Приведенное давление	-
t	Приведенная температура	-
j	Коэффициент расхода	-
y	Коэффициент напора	-
x	Объемная (мольная) концентрация	%

3.1.2 Остальные обозначения указаны в тексте.

3.2 Индексы обозначений параметров

3.2.1 Индексы, входящие в условные обозначения параметров (таблица 1), относят к величинам, характеризующим эти параметры.

3.2.2 Индексы, относящиеся к обозначениям:

0 - идеально газовый; номинальный;

1 - перед турбиной ГТУ;

2 - после турбины ГТУ (на выхлопе);

3 - перед компрессором ГТУ;

4 - после компрессора ГТУ;

5 - после регенератора (воздух);

1н - на входе в нагнетатель;

2н - на выходе из нагнетателя;

а - атмосферный воздух;

из - изоэнтропный (адиабатный);

кр - критический;

п - политропный;

т - температурный ;

v - объемный;

пр - приведенный;

ср - средний;

ном - номинальный (спецификационный);

е - эффективный;

тг - топливный газ;

i - компонент природного газа:

к - компрессор:

квд - компрессор высокого давления;

кнд - компрессор низкого давления;

н - нагнетатель:

д - сужающее устройство

ст - силовая турбина.

3.3 Допускается при измерениях и расчетах параметров ГТУ и ЦБН применять наравне с единицами СИ другие единицы, нашедшие широкое применение в практике, их сочетания с единицами СИ, а также десятичные кратные и дольные единицы.

4 ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

4.1 Станционные условия (ГОСТ 28775) - условия, при которых определяются параметры номинального режима ГТУ (ГПА), рассчитанные для температуры и давления атмосферного воздуха соответственно плюс 15 °С и 0,1013 МПа с учетом гидравлических сопротивлений входного и выходного трактов при отсутствии утилизационного теплообменника.

4.2 Условия ИСО 2314 (ГОСТ 20440) - условия, при которых определяется технический уровень собственно ГТУ без учета сопротивлений входного и выходного трактов:

- параметры воздуха на входе (в плоскости входного патрубка компрессора):

- полное давление 0,1013 МПа;

- полная температура 15 °С;

- относительная влажность 60 %.

- параметры на выхлопе (в плоскости выхлопного патрубка турбины или на выходе регенератора, если используется регенеративный цикл):

- статическое давление 0,1013 МПа

4.3 Номинальная мощность ГТУ (ГПА) в станционных условиях - мощность на муфте ГТУ в станционных условиях по 3.1 (без отборов сжатого воздуха на противообледенительную систему и на внешние станционные нужды, с учетом гидравлических сопротивлений входного и выхлопного трактов при отсутствии утилизационного теплообменника).

4.4 Номинальный к. п. д. ГТУ в станционных условиях - к. п. д., рассчитанный для условий по 4.1.

4.5 Номинальные мощность и к.п.д. ГТУ при условиях ИСО - мощность и к.п.д., определяемые для условий по 4.2.

4.6 Номинальный расход топлива ГТУ - расход топлива при условиях по 4.1.

4.7 Коммерческая производительность ЦБН - расход газа через ЦБН, выраженный в при Т = 293,15 К и Р = 0,1013 МПа.

4.8 Объемная производительность ЦБН - объемный расход газа в сечении входного патрубка ЦБН при входных параметрах газа, .

4.9 Степень повышения давления ЦБН - отношение абсолютных давлений, измеренных в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев)

4.10 Политропный к.п.д. ЦБН - отношение удельной полезной политропной работы (политропного напора) к разности энтальпий (удельному полному напору), определяемым по параметрам газа, измеренным в сечениях входного и выходного патрубков (фланцев)

4.11 Приведенные параметры - параметры, полученные в процессе испытаний ГПА и пересчитанные на условия по 4 1 или 4 2

5 РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ

5.1 Мощность на муфте «ГТУ - нагнетатель», определяемая по мощности приводимого компрессора (нагнетателя), вычисляют в соответствии с ГОСТ 20440 по формуле

(1)

где N_i - внутренняя мощность ЦБН - определяют в соответствии с раздетом 6.1.7;

DN_м - механические потери в ЦБН;

N_r - тепловые потери ЦБН в окружающую среду.

5.1.1 При наличии редуктора (мультипликатора) эффективную мощность определяют на муфте «редуктор (мультипликатор) - нагнетатель» т. е. редуктор считается принадлежностью ГТУ.

5.1.2 Допускается представление мощности ГТУ в следующей форме

(2)

где h_м - механический к.п.д. ЦБН, включая относительные тепловые потери.

5.2 Механические потери включают в себя потери энергии в подшипниках, насосах и других устройствах, способных привести к потерям (отводу) энергии от ротора ЦБН.

Механические потери, обычно эквивалентны h_м = (0,995¸0,985), оцениваются расчетным путем по результатам специальных испытаний.

5.3 Тепловые потери - N_r оценивают в соответствии с [5] по формуле

(3)

где a - коэффициент теплоотдачи в окружающую среду: ;

F - площадь поверхности ЦБН;

Т_н, Т_а - соответственно средние температуры корпуса ЦБН и окружающего воздуха.

При натурных испытаниях на природном газе высокого давления тепловыми потерями можно пренебречь.

5.4 Расход топливного газа определяют в соответствии с ГОСТ 8.563.3. Расчет коэффициентов сжимаемости и плотности топливного газа производится по соотношениям раздела 6.

5.5 Низшую теплоту сгорания топливного газа вычисляют по компонентному составу газа и значению величин теплоты сгорания компонентов, приведенных в таблице Д.1:

- объемная низшая теплота сгорания

(4)

- массовая низшая теплота сгорания

(5)

(6)

где d_i - относительная плотность i - компонента, определяют по таблице Д.1.

5.6 При необходимости, температуру продуктов сгорания перед турбиной или после камеры сгорания, мощность и к.п.д. ГТУ определяют методами тепловых балансов в соответствии с рекомендациями ГОСТ 20440.

Определение показателей элементов ГТУ методами тепловых балансов и оценка вероятных погрешностей согласовываются в программе-методике для конкретных типоразмеров ГТУ.

5.7 К.п.д. ГТУ вычисляют по формуле

(7)

где G_тг - расход топливного газа, ;

i_тг - удельная энтальпия топливного газа, .

Значение энтальпии топливного газа может быть определено по следующей приближенной формуле

(8)

где 2,3 - средняя удельная теплоемкость топливного газа.

В диапазоне температур топливного газа от 5 до 25 °С поправкой - i_тг можно пренебречь (с погрешностью к.п.д. ГТУ не более 0,1 % отн.)

5.8 Результаты испытаний ГТУ, выполненных по кинематической схеме со свободной силовой турбиной, представляют в приведенной форме с использованием методов подобия в соответствии с ГОСТ 20440 Приведенные параметры вычисляют по следующим формулам

- приведенная мощность

(9)

- приведенный к.п.д.

(10)

- приведенный расход топливного газа

(11)

- приведенная частота вращения роторов

(12)

- приведенные абсолютные температуры по тракту ГТУ

(13)

- приведенная степень повышения давления в компрессоре ГТУ

(14)

- приведенный расход циклового воздуха

(15)

5.8.1 Параметры ГТУ с регулируемой в рабочем диапазоне геометрией турбомашин (турбин и компрессоров) с помощью поворотных лопаточных аппаратов не могут быть приведены к номинальным (спецификационным) условиям по приведенным выше формулам. Для этих ГТУ используют показатели и характеристики (температур и давлений атмосферного воздуха), прилагаемые к программе-методике испытаний, рассчитанные для различных внешних условий.

5.9 Проверка соответствия мощности и к.п.д. ГТУ номинальным (спецификационным) величинам, указанным в нормативных документах, производится, как правило, для станционных условий по 4.1, в следующем порядке.

5.9.1 На основании результатов обработки опытных данных строят тепломеханические характеристики ГТУ в зависимости от приведенной мощности: эффективного к.п.д., расхода топливного газа, частот вращения роторов, температур продуктов сгорания в турбине, степени повышения давления, потерь давления во входном и выхлопном трактах, расхода циклового воздуха (если предусмотрено его измерение).

5.9.2 Из технической документации (инструкции по эксплуатации, формуляра и др.) определяют предельные величины параметров, например, температуры в разных сечениях тракта турбины, частоты вращения роторов и т.д., которые могут ограничивать мощность. Предельные параметры должны быть указаны в программе-методике испытаний.

5.9.3 Пользуясь полученными приведенными характеристиками ГТУ, по каждому ограничивающему параметру определяют значения приведенной мощности; наименьшую ее величину принимают за фактическую и сравнивают с номинальным (спецификационным) значением.

5.9.4 Если фактическая мощность менее номинального (спецификационного) значения, то по приведенной характеристике (мощность - к.п.д ) определяют значение к.п.д., соответствующее этой фактической мощности, и сравнивают с номинальным (спецификационным) к.п.д. ГТУ.

5.10 Показатели ГТУ в условиях ИСО, т.е. без учета потерь давления во всасывающем и выхлопном трактах, определяют с помощью расчетных поправок по формулам следующего типа

(16)

где К₂ и К₃ - расчетные коэффициенты влияния (согласовываются программой-методикой испытаний);

и - относительные потери давления в воздухозаборном и выхлопном трактах ГТУ.

6 РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГАЗОВОГО КОМПРЕССОРА

6.1 Показатели процесса сжатия

6.1.1 Основой системы определений мощности, эффективности и других показателей центробежных компрессоров и их приводов, является термодинамический анализ процесса сжатия газа, предусматривающий использование различных термодинамических и калорических функций реального газа, перечень и определения которых приведены в таблице 2.

Таблица 2 Термодинамические и калорические функции природных газов

Наименование	Обозначение	Реальный газ	Идеальный газ
Уравнение состояния		P×V = Z×R×T	P×V = R×T
Коэффициент сжимаемости	Z	Z	1,0
Коэффициент изотермической сжимаемости	Y		1,0
Коэффициент изобарической сжимаемости	X		0
Поправка изохорной теплоемкости			0
Поправка изобарной теплоемкости			0
Поправка энтальпии	Di		0
Приведенная поправка энтальпии			0
Изобарная теплоемкость	С_р
Энтальпия	i	i₀ + Di	i₀
Объемный показатель изоэнтропы	K_v
Температурный показатель изоэнтропы	K_т		K₀
Температурный коэффициент политропы	m_т	или
Объемный коэффициент политропы	m_v		m_т m_т
Коэффициент «псевдоизоэнтропы»

6.1.2 В качестве эталонной (полезной) работы для ЦБН природного газа применяют политропную работу, в некоторых случаях встречается использование изоэнтропной (адиабатной) работы.

6.1.3 Показатели и характеристики ЦБН определяют по статическим параметрам компримируемого газа (давлению и температуре), измеренных в сечениях входного и выходного фланцев (патрубков).

6.1.4 Объемный расход на входе ЦБН вычисляют по следующим формулам

(17)

(18)

(19)

Массовый расход и коммерческая производительность ЦБН связаны следующей формулой

(20)

6.1.5 Удельную политропную работу (политропный напор) - вычисляют по формулам

(21)

(22)

(23)

где x - корректирующий коэффициент, принимаемый равным 1,0 при e_н £ 4,0:

6.1.6 Удельную изоэнтропную работу (изоэнтропный напор) вычисляют по формуле

(24)

где K_v - показатель изоэнтропного процесса.

6.1.7 В соответствии с ISO 5389 могут быть использованы два метода оценки параметров и эффективности процесса политропного сжатия:

- метод «таблиц и диаграмм», который можно также назвать методом «энтальпий»;

- политропный метод Шульца.

Разница результатов по этим методам не превышает ±0,1 %.

При равных возможностях применения методов приоритет отдается методу «энтальпий».

6.1.7.1 Метод «энтальпий»

- политропный к.п.д.

(25)

- внутренняя удельная работа (полный напор)

(26)

- внутренняя мощность, кВт

N_i = H_i × G_н (27)

6.1.7.2 Метод Шульца

- политропный к.п.д.

(28)

- внутренняя удельная работа (полный напор)

(29)

- внутренняя мощность

(30)

- средние параметры (Z_ср, , Х_ср), отражающие свойства газов, вычисляют по формулам типа

(31)

6.2 Свойства природных газов.

6.2.1 В качестве базового уравнения состояния в настоящих указаниях применено модифицированное (упрощенное) уравнение состояния «Бенедикта-Вэбба-Рабина» (BWR), представленное в приведенной форме и на его основе определены формулы для расчета других функций сжимаемости (приложение Д).

Базовое уравнение состояния

(32)

Для стандартного газа с компонентным составом по ГОСТ 23194 значения коэффициентов равны:

а₁ = 0,1237	а₃ = 0,1188	а₅ = 0,0273
а₂ = 0,3468	а₄ = 0,0291	а₆ = 0,0390

Коэффициенты уравнения состояния, полученные для газов, указанных в таблице Е.1, приведены в таблице Е.2.

Для газов с содержанием метана в диапазоне 95-100 % следует использовать коэффициенты а₁¸а₆, рассчитанные для стандартного состава, в диапазоне 90-95 % - для газа № 1, в диапазоне 85-90 % - для газа № 2 (приложение Е).

- приведенные давление и температура

(33)

(34)

- среднекритические (псевдокритические) параметры газа определяются по формулам

(35)

(36)

где , - по таблице Б.1.

С меньшей точностью (по температуре ±0,5 %, по давлению ±0,3 %) среднекритические параметры могут быть рассчитаны по следующим корреляционным уравнениям

Р_кр = 4,67 - 0,1d. (37)

Т_кр = 99,8 + 162,8d. (38)

6.2.2 Молярная масса природного газа

(39)

M_i - по таблице Б.1.

Газовая постоянная природного газа

(40)

Относительная плотность природного газа (по воздуху)

или (41)

6.2.3 Мольную теплоемкость - и мольную энтальпию - природного газа в идеально-газовом состоянии рассчитывают по формулам

(42)

(43)

где коэффициенты a, b, c, d рассчитывают по формуле типа

(43)

Значения коэффициентов а_i, b_i, с_i, d_i компонентов природных газов приведены в приложении Ж.

Удельную теплоемкость и удельную энтальпию газа в идеально-газовом состоянии определяют по формулам

(45)

(46)

Допускается расчет мольной теплоемкости, в диапазоне 268 К < t_ср < 350 К по корреляционной формуле

(47)

где (48)

Вероятная погрешность расчета - ±1 %.

6.2.4 Рекомендуемый диапазон применимости данных по 6.2.1¸6.2.3 для расчета свойств природных газов:

СН₄ > 85 %; 260 К < Т < 400 К; Р < 15 МПа.

В этом диапазоне параметров вероятная погрешность расчета напора, к.п.д. и мощности, связанная с неточностью термодинамических данных £ 0,5 %.

6.3 Характеристики газового компрессора (ЦБН).

6.3.1 Для приведения параметров к заданным условиям используются методы построения характеристик центробежных компрессоров, основанные на теории подобия турбомашин.

6.3.2 Наиболее общей формой представления газодинамических характеристик является использование следующих безразмерных параметров.

- коэффициент расхода

(49)

- коэффициент напора

(50)

где Н - напор (политропный, изоэнтропный, полный).

Газодинамические характеристики принято представлять в виде следующих функций

(51)

Вместо политропных показателей могут быть применены изоэнтропные (адиабатные).

Скорость звука, для расчета числа определяют по формуле

(52)

В диапазоне составов и параметров природного газа, характерных для магистральных газопроводов, можно принять принцип автомодельности по числам Re, K_v и , т.е. не учитывать их при пересчете (приведении) результатов натурных испытаний на природном газе (для числа диапазон пересчета ограничивается зоной ±20 %).

6.3.3 При обработке результатов испытаний используют следующие приведенные размерные показатели:

- приведенный объемный расход на входе

(53)

- приведенный политропный напор

(54)

- приведенный полный напор (разность энтальпий)

(55)

- приведенный политропный к.п.д.

(56)

- приведенная удельная мощность

(57)

- приведенная степень повышения давления (степень сжатия)

(58)

- приведенная разность температур

(59)

Для природных газов с различным компонентным составом применима приближенная формула

(60)

Показатели или определяют по формулам таблицы 2 для приведенных (спецификационных, номинальных) условий и параметров. В первом расчетном приближении показатели «средних» параметров («ср») могут быть заменены показателями параметров входа («1н»). Для приближенных расчетов можно принять = 0,3. Для природных газов в диапазоне параметров, характерных для магистральных газопроводов погрешность составит не более ±0,2%.

6.3.4 Для сравнения с заданными параметрами газодинамические характеристики обычно представляют в виде следующих графических функций

(61)

либо

(62)

В программе-методике испытаний должен быть согласован метод сравнения, например, в одной номинальной точке либо в нескольких точках режимной характеристики и т.д.

6.4 В приложениях И, К приведены соответственно блок-схема и примеры расчета показателей ЦБН по результатам газодинамических испытаний на природном газе.

В приложениях Л, М приведены соответственно блок-схема и пример расчета показателей ГПА по результатам испытаний, выполненных в объеме типовой схемы измерений (рисунок В.1).

Приложение А

(справочное)

Единицы и соотношения физических величин

Значения универсальной газовой постоянной M_iR_i

Единицы работы, энергии и теплоты

1 кгс×м = 9,80665 Дж; 1 Дж = 0,101972 кгс×м = 0,27778×10^-6 кВт×ч;

1 кВт×ч = 3600 кДж; 1 кДж = 0,23885 ккал.

1 ккал = 4,1868 кДж;

1 кВт×ч = 859,845 ккал;

Единицы температуры

t = Т-273,15.

Единицы давления

1= 0,0980665 МПа; 1 МПа = 10,1972 ;

1 ат (техн.) = 0,0980665 МПа; 1 бар = 1,01972 ;

1 атм (физ.) = 1,03323 = 0,101325 МПа.

Приложение Б

(обязательное)

Таблица Б.1 Физические константы индивидуальных газов при 293,15 К и 0,101325 МПа

Наименование газа	Молярная масса, m_i, кг кмоль	Газовая постоянная R_i, кДж кг×К	Критическое давление, , МПа	Критическая температура , К
Метан	16,043	0,51826	4,600	190,56
Этан	30,070	0,27651	4,880	305,83
Пропан	44,097	0,18855	4,250	369,82
н-Бутан	58,123	0,14305	3,784	425,14
изо-Бутан	58,123	0,14305	3,648	408,13
н-Пентан	72,150	0,11524	3,364	469,69
изо-Пентан	72,150	0,11524	3,381	460,39
Гексан	86,177	0,09648	3,030	506,40
Гептан	100,204	0,08298	2,740	539,20
Азот	28,014	0,29670	3,390	126,20
Углекислый газ	44,010	0,18892	7,386	304,20
Воздух	28,963	0,28707	3,751	132,42
Кислород	31,999	0,25984	5,043	154,58
Сероводород	34,082	0,24396	8,940	373,20
Водород	2,016	4,12426	1,297	33,20
Водяной пар	18,015	0,46153	22,064	647,14
Природный газ ГОСТ 23194	16,404	0,50686	4,636	192,137

приложение в

(справочное)

Рисунок В.1 - Принципиальная схема измерений

Условные обозначения:

ВЗУ - воздухозаборное устройство

ОК - осевой компрессор

КС - камера сгорания

ГГ - газогенератор

СТ - силовая турбина

ВУ - выхлопное устройство

ЦБН- центробежный нагнетатель

Приложение Г

(обязательное)

Таблица Г.1 Объемная низшая теплота сгорания и относительная плотность компонентов сухого природного газа при 20 °С и 101,325 кПа

Наименование	Формула	Объемная низшая теплота сгорания		Относительная
компонента		кДж м³	ккал м³	плотность по воздуху
Метан	СН₄	33431	7985	0,5548
Этан	С₂Н₆	59869	14300	1,0462
Пропан	С₃Н₈	86374	20630	1,5477
н-Бутан	н-С₄Н₁₀	114098	27252	2,0720
и-Бутан	и-С₄Н₁₀	113378	27080	2,0657
Пентаны	C₅H₁₂	143170	34196	2,6240
Гексаны	С₆Н₁₄	175832	41997	3,2363
Гептаны	С₇Н₁₆	213619	51023	3,9479
Октаны	С₈Н₁₈	260343	62183	4,8254
Нонаны	С₉Н₂₀	324150	77423	4,4100
Бензол	С₆Н₆	140769	33623	2,8802
Толуол	С₇Н₈	175785	41986	3,5651
Водород	Н₂	10044	2399	0,0695
Окись углерода	со	11765	2810	0,9672
Сероводород	H₂S	21747	5194	1,1882
Двуокись углерода	СО₂	-	-	1,5271
Азот	N₂	-	-	0,9672
Кислород	О₂	-	-	1,1052
Гелий	Не	-	-	0,1381

Данные таблицы приведены с учетом коэффициента сжимаемости Z.

Приложение Д

(обязательное)

Функции сжимаемости на базе приведенного уравнения состояния BWR

Приложение Е

(справочное)

Таблица Е.1 Состав в объемных процентах газа

Наименование газа	по ГОСТ 23194	№ 1	№ 2
Метан СН₄	98,63	93,30	85,95
Этан С₂Н₆	0,12	4,00	5,85
Пропан С₃Н₈	0,02	0,60	2,07
н-Бутан н-С₄Н₁₀	0,10	0,40	0,74
н-Пентан н-C₅H₁₂ + высшие	-	0,30	0,36
Диоксид углерода СО₂	1,01	0,10	2,19
Азот N₂	0,12	1,30	2,84

Таблица Е.2 Значения коэффициентов уравнения состояния

Газ	а₁	а₂	а₃	а₄	а₅	а₆
Метан	0,1248	0,3475	0,1164	0,0290	0,0271	0,0385
по ГОСТ 23194	0,1237	0,3468	0,1188	0,0291	0,0273	0,0390
№ 1	0,1251	0,3446	0,1314	0,0297	0,0292	0,0428
№ 2	0,1235	0,3417	0,1443	0,0303	0,0312	0,0464

Приложение Ж

(обязательное)

Таблица Ж.1 Значение коэффициентов индивидуальных газов для расчета мольной теплоемкости в идеальном газовом состоянии

Наименование газа	Формула	а_i, кДж кмоль×К	b_i×10², кДж кмоль×К²	с_i×10⁴, кДж кмоль×К³	d_i×10⁶, кДж кмоль×К⁴
Метан	СН₄	41,205	-9,4802	3,2343	-0,2240
Этан	С₂Н₆	36,790	-4,7361	4,4853	-0,3770
Пропан	С₃Н₈	43,467	-5,4240	7,2168	-0,6728
н-Бутан	н-С₄Н₁₂	45,126	6,1094	5,5504	-0,5257
н-Пентан	н-C₅H₁₂	55,301	8,3569	6,6775	-0,6402
н-Гексан	н-С₆Н₁₄	90,192	-6,9857	11,8730	-0,0106
Азот	N₂	29,040	0,1151	-0,0682	0,0133
Углекислый газ	СО₂	20,810	6,3606	-0,2914	-0,0063
Природный газ ГОСТ 23194	-	40,983	-9,2866	3,1993	-0,2221

Приложение И

(справочное)

Рисунок И.1 - Блок-схема расчета показателей ЦБН

Приложение К

(справочное)

Таблица К.1 Примеры расчета показателей ЦБН

Наименование величины	Обозначение	Единицы	Формула, источник,	Варианты
		измерений	пункт	I	II
Состав природного газа			Хроматографический анализ пробы
Метан	СН₄	%		98,630	92,880
Этан	С₂Н₆	То же		0,120	3,740
Пропан	С₃Н₈	«_»		0,020	1,340
и-Бутан	и-С₄Н₁₀	«_»		0,000	0,000
н-Бутан	н-С₄Н₁₀	«_»		0,100	0,370
и-Пентан	и-С₅Н₁₂	«_»		0,000	0,000
н-Пентан	н-С₅Н₁₂	«_»		0,000	0,270
Диоксид углерода	СО₂	«_»		1,010	0,400
Азот	N₂	«_»		0,120	1,000
Давление газа на входе	Р_1н	МПа	Измерение	5,099	6,492
Давление газа на выходе	Р_2н	МПа	То же	7,423	9,276
Температура газа на входе	Т_1н	К	«_»	276,5	266,6
Температура газа на выходе	Т_2н	К	«_»	308,2	296,1
Производительность ЦБН	q_н		«_»	25,3	31,2
Частота вращения ЦБН	n_н	об мин	«_»	5100	5000
Молярная масса	М	кг кмоль	6.2.2	16,404	17,482
Критическое давление	Р_кр	МПа	То же	4,640	4,610
Критическая температура	Т_кр	К	«_»	192,14	198,78
Газовая постоянная	R	кДж кг×К	«_»	0,507	0,476
Степень сжатия	e_н	-		1,456	1,429
Приведенное давление на входе	p_1н	-	6.2.1	1,100	1,409
Приведенное давление на выходе	p_2н	-	To же	1,601	2,013
Приведенная температура на входе	t_1н	-	«_»	1,439	1,341
Приведенная температура на выходе	t_2н	-	«_»	1,604	1,490
Коэффициент сжимаемости на входе	Z_1н	-	«_»	0,881	0,800
Коэффициент сжимаемости на выходе	Z_2н	-	«_»	0,891	0,822
Расчет напора и к.п.д. по методу Щульца
Средний коэффициент сжимаемости	Z_cp	-		0,886	0,811
Коэффициент изотерм. сжимаемости на входе	Y_1н	-	Приложение Д	1,130	1,242
Коэффициент изотерм. сжимаемости на выходе	Y_2н	-	То же	1,101	1,163
Средний коэффициент изотер. сжимаемости	Y_ср	-		1,115	1,203
Коэффициент изобар. сжимаемости на входе	Х_1н	-	Приложение Д	0,511	1,017
Коэффициент изобар. сжимаемости на выходе	Х_2н	-	То же	0,502	0,905
Средний коэффициент изобар. сжимаемости	Х_ср	-		0,507	0,961
Теплоемкость в идеальном состоянии на входе		кДж кг	6.2.3	2,138	2,060
Поправка теплоемкости на входе		кДж кг	Приложение Д	0,486	0,930
Теплоемкость на входе		кДж кг		2,624	2,990
Теплоемкость в идеальном состоянии на выходе		кДж кг	6.2.3	2,210	2,128
Поправка теплоемкости на выходе		кДж кг	Приложение Д	0,499	0,881
Теплоемкость на выходе		кДж кг		2,709	3,009
Средняя теплоемкость		кДж кг		2,667	3,000
Температурный показатель политропы	m_т	-		0,289	0,294
Показатель псевдоизоэнтропы		-		4,184	4,504
Политропный к.п.д.	h_n	-	(28)	0,827	0,754
Полный напор	H_i	кДж кг	(29)	59,560	51,316
Политропный напор	H_n	кДж кг	(21)	49,267	38,689
Расчет напора и к.п.д. по методу «энтальпий»
Энтальпия на входе при идеальном состоянии		кДж кг	6.2.3	592,030	543,858
Поправка энтальпии на входе		кДж кг	Приложение Д	-59,435	-92,069
Энтальпия на входе	i_1н	кДж кг		533,147	455,336
Энтальпия на выходе при идеальном состоянии		кДж кг	6.2.3	660,900	605,601
Поправка энтальпии на выходе		кДж кг	Приложение Д	-68,862	-102,564
Энтальпия на выходе	i_2н	кДж кг		592,039	503,037
Полный напор	H_i	кДж кг	i₂ + i₁	59,444	51,247
Объемный показатель политропы	m_v	-		0,319	0,373
Политропный напор	H_n	кДж кг	(23)	49,271	38,696
Политропный к.п.д.	h_n	кДж кг		0,829	0,755
Расчет приведенных показателей

Плотность на входе	r₁_н	кг м³	6.1.4	41,24	63,71
Массовый расход на входе	G_н	кг с	То же	199,61	262,18
Объемный расход на входе	Q_1н	м³ мин	«_»	290,41	246,91
Внутренняя мощность	N_i	кВт	6.1.7.1	11865	13436
Удельная мощность		кВт×м³ кг		287,7	210,9
Приведенный объемный расход		м³ с	6.3.3	304,80	261,72
Приведенный политропный напор		кДж кг	То же	53,21	43,48
Приведенный полный напор		кДж кг	«_»	64,20	57,58
Приведенная степень повышения давления	e_пр	-	«_»	1,484	1,386
Приведенная разность температур		К	«_»	34,7	28,7
Приведенная удельная мощность		кВт×м³ кг	«_»	322,9	251,2

приложение Л

(справочное)

Рисунок Л.1 Блок-схема расчета показателей ГТУ

Приложение М

(справочное)

Пример расчета показателей ГПА

Компонентный состав топливного и перекачиваемого газа, определенный хроматографическим методом (в % об.): СН₄ - 98,789; С₂Н₆ - 0,266; С₃Н₈- 0,082; н-С₄Н₁₀ - 0,014; и-С₄Н₁₀- 0,015; н-C₃H₁₂ - 0,002; и-С₅Н₁₂- 0,003; N₂ - 0,804; СО₂ - 0,023.

Таблица М.1 Константы топливного и перекачиваемого газа

Константы	Обозначение	Единицы измерений	Формула	Значение параметра
Критическое давление	Р_кр	МПа	(35)	4,59
Критическая температура	т_кр	К	(36)	190,60
Молярная масса	М	кг кмоль	(39)	16,22
Газовая постоянная	R	кДж кг×К	(40)	0,5126
Массовая низшая теплота сгорания	q_м	кДж кг	(4, 5, 6)	49280

Таблица М.2 Расчет показателей ГПА

Наименование параметра	Обозначение	Единицы измерений	Формула, источник, пункт	Значение параметра
Измеренные параметры
Барометрическое давление	Р_а	МПа	Измерение	0,09919
Температура атмосферного воздуха	Т_а	К	То же	289,6
Температура на входе компрессора	Т₃	К	Измерение	290,0
Потери давления входного тракта	DР₃	кПа	То же	0,520
Частота вращения ротора компрессора НД	n_кнд	об мин	«_»	6957
Частота вращения ротора ВД	n_квд	об мин	«_»	8996
Частота вращения ротора СТ	n_ст	об мин	«_»	5102
Температура за компрессором	Т₄	К	«_»	-
Температура перед силовой турбиной	Т_ст	К	«_»	898,2
Температура после турбины	Т₂	К	«_»	-
Абсолютное давление после компрессора	Р₄	МПа	«_»	1,669
Потери давления в выхлопном тракте	DР₂	кПа	«_»	0,300
Абсолютное давление топливного газа	Р_тг	МПа	«_»	2,452
Температура топливного газа	Т_тг	К	«_»	288,8
Перепад давления на сужающем устройстве	DР_тг	кПа	«_»	2,715
Абсолютное давление газа на входе нагнетателя	Р_1н	МПа	«_»	5,079
Абсолютное давление на выходе нагнетателя	Р_2н	МПа	«_»	6,785
Температура газа на входе нагнетателя	Т_1н	К	«_»	317,3
Температура газа на выходе нагнетателя	Т_2н	К	«_»	347,6
Абсолютное давление компримируемого газа на входе в сужающее устройство	Р_д	МПа	«_»	5,079
Температура компримируемого газа на входе в сужающее устройство	Т_д	К	Измерение	317,3
Перепад давлений на сужающем устройстве	DР_д	кПа	То же	2,368
Расчет параметров ЦБН
Приведенное давление на входе в сужающее устройство	p_д	-		1,097
Приведенная температура на входе в сужающее устройство	t_д	-		1,663
Коэффициент сжимаемости на входе в сужающее устройство	Z_д	-	6.2.1	0,933
Плотность газа на входе в сужающее устройство	r_д	кг м³		33,46
Массовый расход через ЦБН	G_1н	кг с		201,61
Приведенное давление на входе в ЦБН	p₁	-		1,097
Приведенная температура на входе в ЦБН	t₁	-		1,665
Приведенное давление на выходе ЦБН	p₂	-		1,465
Приведенная температура на выходе ЦБН	t₂	-		1,824
Коэффициент сжимаемости на входе	Z_1н	-	6.2.1	0,933
Коэффициент сжимаемости на выходе	Z_2н	-	6.2.1	0,942
Плотность газа на входе ЦБН	r_1н	-		33,44
Энтальпия в идеальном состоянии на входе ЦБН		кДж кг	(43, 46)	689,00
Поправка энтальпии на входе ЦБН		кДж кг	Приложение Д	-43,78
Энтальпия в идеальном состоянии на выходе ЦБН		кДж кг	(43, 46)	758,6
Поправка энтальпии на выходе ЦБН		кДж кг	Приложение Д	-48,37
Энтальпия на входе ЦБН		кДж кг		645,22
Энтальпия на выходе ЦБН		кДж кг		710,66
Полный напор	H_i	кДж кг		65,00
Объемный показатель политропы	m_v	-		0,348
Политропный напор	H_n	кДж кг		46,20
Политропный к.п.д.	h_n	-		0,711
Внутренняя мощность нагнетателя	N_i	кВт		13112
Механические потери в нагнетателе	N_м	кВт	0,01 × N_i	131
Относительная внутренняя мощность нагнетателя		кВт×м³ кг		392,1
Объемный расход через ЦБН	Q₁_н	м³ мин		361,75
Расчет приведенных показателей ЦБН
Приведенный расход через нагнетатель		м³ мин		368,6
Приведенный политропный напор		кДж кг		48,01
Приведенный полный напор		кДж кг		67,56
Приведенная относительная внутренняя мощность		кВт×м³ кг		415,1
Приведенная степень сжатия	e_пр	-		1,418
Расчет показателей ГТУ
Давление перед компрессором	Р₃	МПа		0,0989
Степень повышения давления компрессора	e_к	МПа		16,88
Относительные потери входного тракта		%		0,312
Относительные потери выхлопного тракта		%		0,301
Эффективная мощность ГТУ	N_e	кВт		13243
Коэффициент сжимаемости топливного газа	Z_тг	-	6.2.1	0,952
Плотность топливного газа на входе суживающего устройства	r_тг	кг м³		17,39
Расход топливного газа	G_тг	кг с		0,86
Эффективный к.п.д. ГТУ	h_е	%		30,85
Приведенные показатели ГТУ в станционных условиях
Приведенная мощность		кВт		13478
Приведенный расход топливного газа		кг с		0,874
Приведенная температура перед силовой турбиной		К		879,6
Приведенная температура после турбины		К		-
Приведенная частота вращения ротора кнд		об мин		6933
Приведенная частота вращения ротора КВД		об мин		8965
Приведенная частота вращения ротора силовой турбины		об мин		5084
Приведенный к.п.д. ГТУ		%	h_е	30,85
Приведенные параметры ГТУ при условиях ИСО 2314 (ГОСТ 20440)
Мощность ГТУ		кВт		13577
К.п.д. ГТУ		%		31,0

Приложение Н

(информационное)

БИБЛИОГРАФИЯ

1. ГОСТ 30319.2-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости.

2. ГОСТ 30319.3-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния.

3. ISO 2314-1989 (Е). Gas turbines. Acceptance tests.

4. ISO 5167.1-1991 (E). Measurement of fluid flow by means of orifice plates, nozzles and venturi tubes inserted in circular cross-section conditions running ful.

5. ISO 5389-1992 (E). Turbocompressors. Performance test code.

6. ОНТП 51-1-85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы.

7. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов (справочное пособие) / В.А. Загорученко и др. М.: Недра, 1980.

8. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. Справочное пособие / Пер. с англ. 3-е изд. Л.: Химия, 1982.

СОДЕРЖАНИЕ

1 Общие положения

2 Нормативные ссылки

3 Обозначения

4 Термины и определения

5 Расчеты показателей газотурбинной установки

6 Расчеты показателей газового компрессора

Приложение А Единицы и соотношения физических величин

Приложение Б Физические константы индивидуальных газов

Приложение В Принципиальная схема измерений

Приложение Г Объемная низшая теплота сгорания и относительная плотность компонентов сухого природного газа при 20 °С и 101,325 кПа

Приложение Д Функции сжимаемости на базе приведенного уравнения состояния BWR

Приложение Е Состав природного газа и значения коэффициентов уравнения состояния

Приложение Ж Значения коэффициентов индивидуальных газов для расчета мольной теплоемкости в идеальном газовом состоянии

Приложение И Блок-схема расчета показателей ЦБН

Приложение К Примеры расчета показателей ЦБН

Приложение Л Блок-схема расчета показателей ГТУ

Приложение М Пример расчета показателей ГПА

Приложение Н Библиография