Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Проектирование линейного центробежного нагнетателя природного газа мощностью 25 МВт

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергомашиностроительный факультет

Кафедра компрессорной вакуумной

и холодильной техники

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту по теме

«Проектирование линейного центробежного

нагнетателя природного газа

мощностью 25 МВт»

Зав. кафедрой

Профессор, д.т.н.

Дипломант

Руководитель проекта

Доцент, к.т.н.

Консультант по охране труда

Доцент, к.т.н.

Консультант по экономике

Доцент, к.т.н.

Консультант по технологии

Доцент, к.т.н.

Ю. Б. Галёркин

А. А. Черный

Ю. В. Кожухов

Т. Т. Каверзнева

Л. Б. Гущина

Н. И. Садовский

Санкт-Петербург

2009
ОГЛАВЛЕНИЕ

	Стр.
1.Введение………………….…………………………………...……	4
2.Техническое задание.……………………...…………………....…..	14
3. Выбор варианта машины……………………………………….…..	15
3.1. Определение физических констант газа………………….………….....	15
3.2. Вариантные расчеты. ……….….…………………………..……......	16
3.3. Оптимизационный расчет выбранного варианта проточной части компрессора…………………………...……….………..	26
3.4. Расчет семейства характеристик при переменных числах оборотов ротора…………………………………………………………………....	56
4. Расчет газодинамических параметров в сечениях ступеней...…..	66
5. Профилирование лопаток рабочего колеса ……………………...	71
5.1. Профиль лопатки РК первой ступени…..…..…………….………........	71
5.2. Профиль лопатки РК второй ступени...………….………………....….	76
6. Расчет камер компрессора...…………………………...……….…..	80
6.1. Расчет всасывающего патрубка...……….......………….……………...	83
6.2. Расчет выходной камеры …….…..…..…………….……………........	90
7. Расчет осевого усилия, действующего на ротор компрессора…..	91
8. Расчеты на прочность……………………………………………....	93
8.1. Расчет критической частоты ротора……..………………………….....	93
8.2. Расчет минимальной толщины стенки корпуса………………………...	97
9. Расчет подшипников на удельное давление………………………	100
9.1. Расчет опорных подшипников………………………………………...	100
10. Обеспечение безопасности при эксплуатации компрессорного оборудования…………………………………………………………..	102
10.1. Вентиляция………………………………………………………..	104
10.2. Освещение………………………………………………………...	106
10.3. Вибрация………………………………………………………….	107
10.4. Шум……………………………………………….………………..	110
10.5. Электробезопасность………………………………………………..	112
10.6. Обеспечение безопасности при эксплуатации систем, находящихся под давлением………………………………………………………………..	112
10.7. Взрыво- и пожаробезопасность……………………………………..	114
10.8. Защитная оснастка компрессора……………………………………	116
10.9 Регулирование компрессора………………………………………...	118
10.10. Список нормативных документов……………………….………...	118
11. Технико-экономическое обоснование проекта………………...	119
12. Технология изготовления РК первой ступени………………...	125
13. Описание конструкции……………………………………………	132
Список литературы……………………………………………………	133

1. Введение

Центробежные компрессоры применяются для обеспечения многих производственных процессов (доменного производства, производства аммиачных удобрений, пластмасс, получения продуктов нефтехимии и т.п.), при добыче нефти и газа, на магистральных газопроводах, для наддува двигателей внутреннего сгорания, в газотурбинных установках, для получения сжатого воздуха, имеющего силовое назначение (пневматический инструмент, молоты, прессы и т.д.). На привод центробежных компрессоров приходится значительная доля всей потребляемой энергии. Например, только 4200 центробежных компрессоров газоперекачивающих агрегатов (ГПА) ОАО «Газпром» имеют суммарную мощность более 40 млн. киловатт и требуют для своего привода энергию на сумму несколько миллиардов долларов ежегодно. Таким образом, проблема оптимального проектирования центробежных компрессоров имеет очень большое значение для национальной экономики.

Российская Федерация является обладателем крупнейших в мире запасов полезных ископаемых, нефти, природного газа, следствием чего стало доминирующее влияние добычи природных ресурсов на экономику и развитие нашего государства.

Необходимость транспортирования огромных количеств нефти и газа привела к бурному развитию трубопроводного транспорта как самого экономически эффективного.

Из года в год в Европе увеличивается потребление газа. Ежегодный прирост потребления составляет около 2%, а к 2015 году потребление газа в европейских странах будет на одну треть превышать показатель 2005 года. Из-за снижения собственной добычи ожидается, что к 2015 году Евросоюз будет вынужден импортировать 75% потребляемого им природного газа; в 2005 году – только 57%.

Для удовлетворения растущего спроса на газ Европе необходимы поставки из России:

- Россия – крупнейшая и географически ближайшая страна-производитель газа;

- более 40 лет Россия надежно поставляет газ в Европу;

- запасы российского газа достаточны для поставок на протяжении многих десятилетий;

- контракты на поставку природного газа между европейскими и российскими предприятиями заключены до 2035 года.

- по сравнению с другими поставками российский газ конкурентоспособен.

Россия зависит от экспорта газа так же, как Европа зависит от его импорта. Нефтегазовая промышленность в России является ключевым звеном экономики, а экспорт газа — важнейшим источником доходов государственного бюджета. На экспорт газа приходится 20% общего промышленного производства и 40% государственных доходов от сбора налогов.

В настоящее время разработан принципиально новый маршрут для экспорта российского природного газа. Этот проект газопровода получил название Nord Stream («Северный поток», ранее Северо-Европейский газопровод). Новый газопровод станет важным фактором энергобезопасности Европы.

По нему будет транспортироваться природный газ для снабжения предприятий и домашних хозяйств Европы. Природный газ – экологически чистое топливо с самыми низкими параметрами продуктов сгорания, которое приобретает все большее значение в структуре энергопотребления.

Магистральный газопровод Nord Stream через Балтийское море соединит Россию и Евросоюз (рис 1.1.). Проложенный по дну Балтийского моря газопровод впервые обеспечит прямые поставки российского природного газа в Западную Европу. Основной ресурсной базой для поставок Газпромом природного газа по Nord Stream определено Южно-Русское газонефтяное месторождение, являющееся одним из крупнейших в мире. Месторождение расположено в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Запасы газа месторождения оцениваются более чем в 1 трлн куб. м, из них доказанных — более чем 700 млрд куб. м. С выходом на проектную мощность на месторождении будет добываться порядка 25 млрд куб. м газа ежегодно. Бурение скважин на Южно-Русском месторождении продолжается. В качестве дополнительных ресурсов для поставок по Nord Stream позднее будут использоваться месторождения полуострова Ямал, Обско-Тазовской губы и Штокмановское месторождение.

Рис. 1.1. Маршрут, по которому планируется строительство газопровода Nord Stream.

Протяженность трубопровода составит примерно 1200 км, диаметр — 1220 мм (48 дюймов), проектное давление — 220 бар. Строительство сухопутного участка газопровода (917 км) началось в декабре 2005 г. К строительству морского участка протяженностью 1,2 тыс. км планируется приступить в 2008 г. Планируется строительство двух параллельных линий с пропускной способностью по 27,5 млрд куб. м в год, что позволит повысить общую транспортную способность приблизительно до 55 млрд куб. м в год. Первая нитка морского газопровода будет введена в эксплуатацию в 2010 г., поставки газа планируется начать в 2011 г. Суммарные инвестиции в проект составят свыше 5 млрд евро и являются частью общей суммы инвестиций - 19 млрд евро, которая, по оценке Евросоюза, необходима для реализации газовых проектов в Европе до 2013 г.

Основное назначение трубопровода - транспортирование газообразных и жидких продуктов между аппаратами или агрегатами производственных установок. В зависимости от расположения по отношению к оборудованию Тп могут быть разделены на внутренние и внешние. Внутренние Тп расположены внутри агрегата и связывают в единое целое его элементы (аппараты, компрессорные машины и др.). Внешние Тп связывают отдельные агрегаты в единый производственный комплекс.

КС предназначены для повышения давления в головной части и в промежуточных пунктах магистрального газопровода для увеличения его пропускной способности. Экономические подсчеты при проектировании газопроводов, транспортирующих газ на дальние расстояния, как правило, показывают, что наиболее экономичным решением для получения максимальной пропускной способности наряду с выбором оптимальных значений диаметра труб и давления является сооружение промежуточных компрессорных станций. В тех случаях, когда за счет газовых промыслов не представляется возможным обеспечить в головной части газопровода максимальное рабочее давление, принятое для газопровода, сооружают головную компрессорную станцию. Места расположения компрессорных станций и расстояния между ними определяются расчетом. При этом учитывают также местные условия - рельеф местности, источники энергоснабжения, источники водоснабжения, наличие населенных пунктов и др.

Для обеспечения требуемой кондиции (качества) на головной КС предусматриваются сепарация, осушка, очистка, охлаждение, одоризация газа и замер его количества. На промежуточных КС обязательным технологическим процессом является очистка газа от механической взвеси (капельной жидкости и грязи), так как на участке газопровода между станциями не исключено образование жидкости, а также окислов железа и пр.

КС, кроме того, различают по типу применяемых на них ГПА:

- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами);

-станции, оборудованные поршневыми компрессорами с приводом от газовых двигателей;

-станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;

-станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.

КС располагаются за пределами застройки городов, населенных пунктов и промышленных предприятий с соблюдением нормативных разрывов от границы КС до зданий и сооружений. Конкретное размещение в натуре осуществляется с учетом результатов инженерных изысканий и наличия необходимых источников инженерного обеспечения (строительные материалы, источники водоснабжения и пр.).

Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений. По степени значимости все объекты площадки КС можно разбить на две группы: основной технологии и подсобно-вспомогательного назначения. К первой группе относятся:

-узел очистки газа от механических примесей и жидкости;

-узел компримирования газа- компрессорный цех;

-узел охлаждения газа (при необходимости).

Ко второй группе относятся:

-узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд;

-трансформаторная подстанция при внешнем источнике электроснабжения или электростанции собственных нужд;

-котельная или утилизационная установка тепла отходящих газов газовых турбин;

-cклад горюче-смазочных материалов (ГСМ);

-ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ);

-служба связи;

-служебно-эксплуатационный блок (СЭБ);

-объекты водоснабжения ( насосы, артскважины и пр.);

-очистные сооружения канализации.

Основным оборудованием на КС считается ГПА, которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров бывают газовые двигатели в виде отдельных агрегатов или двигатели в одном блоке с поршневым компрессором (газомотокомпрессоры). Центробежные машины для перекачки газа - так называемые нагнетатели - могут иметь привод от электродвигателя или от ГТУ, которая работает на природном газе, транспортируемом по магистральным газопроводам.

Газовая промышленность – крупнейший потребитель центробежных компрессоров (часто их называют нагнетателями), а том числе:

-дожимные компрессоры с отношением давлений до 1,7 – 3,5 устанавливают непосредственно около скважин, когда давление в пласте сильно падает. Их задача – поддерживать заданное давление в трубопроводе по мере истощения пласта.

-линейные центробежные компрессоры (так же употребителен термин «нагнетатель») мощностью 6.3, 10, 16 и 25 МВт транспортируют газ по трубопроводам при давлении 5,5 – 7,6 МПа (в ближайшей перспективе 10 и более МПа) при отношении давлений 1.35 – 1.5 (перечислены параметры, типичные для российской газовой промышленности). Они располагаются на компрессорных станциях вдоль трубопроводов на расстоянии 100 – 120 км друг от друга.

-компрессоры подземных хранилищ газа с конечным давлением до 125 – 150 бар закачивают газ в естественные подземные емкости, расположенные вблизи потребителей газа. Газ накапливается, а затем используется в период максимального потребления – зимой. Организации ОАО “Газпром” используют около 4500 газоперекачивающих агрегатов (газотурбинный или электрический привод) со средней мощностью около 10 МВт.

Для транспортировки природного газа по магистральным газопроводам и закачки газа в подземные хранилища изготавливаются газоперекачивающие агрегаты (ГПА). ГПА состоит из газотурбинной установки и центробежного нагнетателя. Центробежные нагнетатели выполняют немаловажную роль в добывающей отрасли.

Целью работы является расчет и проектирование линейного центробежного нагнетателя природного газа мощностью 25 МВт, высокого давления (конечное давление 12МПа). Газоперекачивающие агрегаты такой мощности широко применяются для транспортировки природного газа по магистральным трубопроводам.

Аналогичные машины:

1. ГПА-Ц1-25С/92-1,35М1 мощностью 25 МВт, давление на выходе 9,1 МПа (ОАО «Сумское НПО им. М.В.Фрунзе», г. Сумы);

2. ГПА-Ц-25/76-1,5 мощностью 25 МВт, давление на выходе 7,45 МПа (ОАО "Сумское НПО им. М.В.Фрунзе", г. Сумы);

3. Нагнетатель 650-21-2 мощностью 25 МВт, давление на выходе 7,45 МПа (ОАО «Невский завод», г. Санкт-Петербург);

4. ГТН-25-1 мощностью 25 МВт, давление на выходе 7,45 МПа (ЗАО «Уральский турбинный завод», г. Екатеринбург, рис.1.2.);

Рис. 1.2. Газотурбинный нагнетатель мощностью 25 МВт,

(ЗАО «Уральский турбинный завод»).

Применение компрессорной техники в газовой промышленности определяется потребностями технологических процессов добычи, транспортировки, хранения, переработки и распределения природного газа.

Новые разработки компрессорной техники связаны с разработкой компрессоров для новых строящихся газопроводов, компрессоров для дожимных компрессорных станций «ГАЗПРОМ» и независимых нефтяных компаний, подземных хранилищ газа (ПХГ) и предприятий нефтегазовой отрасли.

По запросам проектных институтов, газотранспортных и нефтеперерабатывающих предприятий отечественными производителями (ОАО НПО «Искра» и др.) разработаны центробежные компрессорные машины в следующем диапазоне параметров:

- класс мощности от 0,8 до 25 МВт;

- степень сжатия в расчетной точке от 1,35 до 40;

- давление нагнетания от 1,05 до 12 МПа;

- коммерческая производительность в расчетной точке от 0,3 до 60 млн. м^3/сут.;

- сжимаемый газ – природный, попутный нефтяной с содержанием водорода до 90%, с большим содержанием сероводорода и т.п.

Компрессор должен разрабатываться на основе базового корпуса, предусматривающего возможность установки комплекта сменных проточных частей (СПЧ) с номинальными параметрами в диапазоне значений степени сжатия из типоразмерного ряда, определяемом назначением компрессора:

1,25-1,35-1,44(1,50)-1,7.

Мощностной ряд ГПА с центробежными газовыми компрессорами 2,5-4-6,3(8)-10(12)-16-25(32) МВт.

Базовый корпус выполняется, как правило, с вертикальным разъемом или типа «баррель».

Для линейных компрессорных станций предпочтителен вариант применения полностью «сухого» исполнения центробежных компрессоров, оснащенных «сухими» газодинамическими уплотнениями (СГУ) и системой магнитного подвеса ротора (МП).

Базовые корпуса и их «крышки» должны без доработок (с минимальными доработками) допускать применение СПЧ в «масляном», «полусухом» или «сухом» исполнении.

Разрабатываемый в данном дипломном проекте компрессор со степенью сжатия 1,44, давлением нагнетания 12 МПа и мощностью 25 МВт соответствует по своим параметрам условиям технического задания на проектирование центробежных нагнетателей по заказу ОАО «Газпром» для оснащения компрессорной станции «Грязовецкая» проекта газопровода «Nord Stream» [3].

2. Техническое задание

Основные параметры разрабатываемого компрессора:

мощность привода – N=25,0 МВт;

рабочее вещество – природный газ;

начальная температура — t_н= 15°С = 288К;

степень повышения давления П = 1,44;

конечное давление — Р_к= 12,0 МПа;

начальное давление — Р _н= 8,333 МПа;

рабочая частота вращения вала – n =5000 об/мин.

3. Выбор варианта машины

3.1.Определение физических констант газа

По программе DC00 кафедры КВХТ на основе состава газа, значений начальной температуры и давления были рассчитаны физические постоянные газа. Результаты расчета приведены в таблице 1.

Таблица 1. Термодинамика смесей реальных газов

№ п/п	Название	Формула	Х	Количество
1	Метан	CH4	0.98630	16.0430
2	Этан	C2H6	0.00120	30.0700
3	Пропан	C3H8	0.00020	44.0970
4	Н-бутан	C4H10	0.00100	58.1240
5	Азот	N2	0.00120	28.0160
6	Углекислый газ	CO2	0.01010	44.0110

Результаты расчета:

Давление: P = 8,333 МПа

Температура: T = 288 К

Мольная масса: М = 16,404 кг/кмоль

Газовая постоянная: R = 506,84 Дж/(кг*К)

Удельный объем: v = 0,0148 куб.м/кг

Плотность: r_o = 67,626 кг/куб.м

Теплоемкость: C_p = 2897,340 Дж/(кг*К)

Показатель изоэнтропы: к = 1,445

Скорость звука: а = 421,9 м/с

Динамическая вязкость: etha = 0,131E-04 Н*с/кв.м

3.2. Вариантные расчеты

Расчёт параметров проектируемого компрессора производится при помощи программного комплекса Метода универсального моделирования, разработанного на кафедре КВХТ под руководством Ю.Б. Галёркина.

Расчеты произведены в программе ZZZ1, входящей в комплекс программного комплекса Метода универсального моделирования. Расчеты проводим ориентируясь на мощность заданную в тех. задании (25 МВт). В программе рассчитывается внутренняя мощность компрессора, которая не учитывает КПД электродвигателя, поэтому значения мощности будут немного меньше заданной.

Проведены расчеты четырех вариантов исполнения нагнетателя (одно-, двух-, трех- и четырех- ступенчатые схемы). Каждая схема рассматривается с различными вариантами исполнения рабочих колес (радиальное или осерадиальное) и диффузора (лопаточный или безлопаточный).

Вводим в программу исходные данные:

***** Input data *****

***** Compressor parameters ******

Mass flow, m= 350.00 kg/s

Outlet pressure, Pout= 122.449 Atm (1.2000E+07 Pa)

Inlet pressure, Pin= 85.031 Atm (8.3330E+06 Pa)

Inlet temperature, Tin= 288.00 K

***** Gas parameters ******

Isentropic coefficient k= 1.4440

Gas constant, R= 506.83 J/kg/K

Dynamic viscosity coefficient, muu= 1.3066E-05 n*s/m^2

*** Variant # 1 ***

Одноступенчатый компрессор.

Радиальное рабочее колесо (2D), лопаточный (VD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=1

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |2D+VD |0.0140|0.7334|0.6000| 1.890E+09|336.72|1.2862|0.8007|288.00|331.33|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.801

Power consumption, Nc=25000.03 kW

*** Variant # 2 ***

Одноступенчатый компрессор.

Радиальное рабочее колесо (2D), безлопаточный (VLD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=1

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |2D+VLD|0.0140|0.7334|0.6000| 1.890E+09|336.72|1.2862|0.8007|288.00|331.33|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.801

Power consumption, Nc=25000.03 kW

***** Input data *****

***** Compressor parameters ******

Mass flow, m= 380.00 kg/s

Outlet pressure, Pout= 122.449 Atm (1.2000E+07 Pa)

Inlet pressure, Pin= 85.031 Atm (8.3330E+06 Pa)

Inlet temperature, Tin= 288.00 K

***** Gas parameters ******

Isentropic coefficient k= 1.4440

Gas constant, R= 506.83 J/kg/K

Dynamic viscosity coefficient, muu= 1.3066E-05 n*s/m^2

*** Variant # 3 ***

Одноступенчатый компрессор.

Осерадиальное рабочее колесо (3D), лопаточный (VD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=1

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |3D+VD |0.0176|0.6992|0.6000| 1.720E+09|321.01|1.2262|0.8748|288.00|327.46|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.875

Power consumption, Nc=24719.27 kW

*** Variant # 4 ***

Одноступенчатый компрессор.

Осерадиальное рабочее колесо (3D), безлопаточный (VLD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=1

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |3D+VLD|0.0176|0.6992|0.6000| 1.720E+09|321.01|1.2262|0.8748|288.00|327.46|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.875

Power consumption, Nc=24719.27 kW

***** Input data *****

***** Compressor parameters ******

Mass flow, m= 385.00 kg/s

Outlet pressure, Pout= 122.449 Atm (1.2000E+07 Pa)

Inlet pressure, Pin= 85.031 Atm (8.3330E+06 Pa)

Inlet temperature, Tin= 288.00 K

***** Gas parameters ******

Isentropic coefficient k= 1.4440

Gas constant, R= 506.83 J/kg/K

Dynamic viscosity coefficient, muu= 1.3066E-05 n*s/m^2

*** Variant # 5 ***

Двухступенчатый компрессор.

Радиальное рабочее колесо (2D), лопаточный (VD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=2

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |2D+VD |0.0484|0.5009|0.6000| 8.830E+08|229.96|0.8784|0.8764|288.00|307.57|

| 2 |2D+VD |0.0428|0.4847|0.6000| 9.970E+08|229.96|0.8784|0.8762|307.57|327.18|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.876

Power consumption, Nc=24866.09 kW

*** Variant # 6 ***

Двухступенчатый компрессор.

Радиальное рабочее колесо (2D), безлопаточный (VLD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=2

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |2D+VLD|0.0484|0.5009|0.6000| 8.830E+08|229.96|0.8784|0.8764|288.00|307.57|

| 2 |2D+VLD|0.0428|0.4847|0.6000| 9.970E+08|229.96|0.8784|0.8762|307.57|327.18|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.876

Power consumption, Nc=24866.09 kW

***** Input data *****

***** Compressor parameters ******

Mass flow, m= 385.00 kg/s

Outlet pressure, Pout= 122.449 Atm (1.2000E+07 Pa)

Inlet pressure, Pin= 85.031 Atm (8.3330E+06 Pa)

Inlet temperature, Tin= 288.00 K

***** Gas parameters ******

Isentropic coefficient k= 1.4440

Gas constant, R= 506.83 J/kg/K

Dynamic viscosity coefficient, muu= 1.3066E-05 n*s/m^2

*** Variant # 7 ***

Двухступенчатый компрессор.

Осерадиальное рабочее колесо (3D), лопаточный (VD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=2

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |3D+VD |0.0485|0.5007|0.6000| 8.820E+08|229.87|0.8780|0.8767|288.00|307.55|

| 2 |3D+VD |0.0429|0.4845|0.6000| 9.960E+08|229.87|0.8780|0.8781|307.55|327.15|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.877

Power consumption, Nc=24843.09 kW

*** Variant # 8 ***

Двухступенчатый компрессор.

Осерадиальное рабочее колесо (3D), безлопаточный (VLD) диффузор.

Amount of rotors, nr=1

Amount of stages on rotor #1, nst=2

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

| # | Type | F | Mu | PSIt | Reu | U2 | D2 | ETA | Tin | Tout |

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

|Rotor # 1 n=5000. Dhb=0.3 |

| 1 |3D+VLD|0.0485|0.5007|0.6000| 8.820E+08|229.87|0.8780|0.8767|288.00|307.55|

| 2 |3D+VLD|0.0429|0.4845|0.6000| 9.960E+08|229.87|0.8780|0.8781|307.55|327.15|

+---+------+------+------+------+----------+------+------+------+------+------+

Polytropic Efficiency, ETAp=0.877

Power consumption, Nc=24843.09 kW

***** Input data *****

***** Compressor parameters ******

Mass flow, m= 385.00 kg/s

Outlet pressure, Pout= 122.449 Atm (1.2000E+07 Pa)

Inlet pressure, Pin= 85.031 Atm (8.3330E+06 Pa)

Inlet temperature, Tin= 288.00 K

***** Gas parameters ******

Isentropic coefficient k= 1.4440

Gas constant, R= 506.83 J/kg/K

Dynamic viscosity coefficient, muu= 1.3066E-05 n*s/m^2

*** Variant # 9 ***

Проектирование линейного центробежного нагнетателя природного газа мощностью 25 МВт 📙 Дипломная → 🆔 15000