16. Политропический кпд нагнетателя.

Для оценки степени отклонения реального процесса от идеального, вводится понятие относительного КПД.

Политропический КПД процесса .

Аналогично для адиабатического процесса можно записать: . Используя соотношения для определения политропы и сопоставляя выражения с (n-1) и (k-1). Численное значение :

.

Увеличение значения относительных КПД – одно из направлений повышения эффективности работы машин.

Политропический КПД ввели т.к. ОК состоит из нескольких ступеней и они выдают разное КПД. В ОК КПД по ступеням падает, в турбине наоборот возрастает. Политропический КПД это кпд одной ступени.

17,31. Понятие относительных кпд осевого компрессора и газовой турбины.

Для оценки степени отклонения реального процесса от идеального, вводится понятие относительного КПД.

Политропический КПД процесса .

Аналогично для адиабатического процесса модно записать: . Используя сотношения для определения политропы и сопоставляя выражения с (n-1) и (k-1). Численное значение :

.

Увеличение значения относительных КПД – одно из направлений повышения эффективности работы машин.

18. Сопоставление газотурбинного и электрического видов привода на кс.

Газотурбинные агрегаты – для линейных и дожимных компрессорных станций, расположенных в удаленных регионах и сложных климатических условиях.

Электроприводные – для компрессорных станций в районах крупных энергосистем и при ограниченном использовании во времени

Вопросам сопоставления электрического и газотурбинного видов привода на газопроводах как основным типам привода центробеж­ных нагнетателей уделялось и постоянно уделяется достаточно боль­шое внимание. При этом решение этой задачи можно рассматривать с двух направлений.

Во-первых, когда речь идет о выборе вида привода при строи­тельстве новых компрессорных станций или реконструкции КС.

Во-вторых, когда речь идет о сопоставлении и определении эф­фективности работы уже установленных на станции агрегатов, вклю­чая возможность замены одного из них.

В первом случае расчеты необходимо проводить с использовани­ем метода дисконтированных затрат с отнесением их к первому году начала строительства или реконструкции КС. Во втором случае все расчеты целесообразно проводить с определением всех расходов по агрегатам, отнесенных к году их эксплуатации.

Это объясняется в основном тем, что постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необ­ходимость практически периодически (особенно в период реконст­рукции компрессорных станций) возобновлять и проводить техни­ко-экономические расчеты по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода для эксплуатации компрессорных станций на очередной период их работы.

В этом случае расчеты целесообразно проводить с определением всех расходов по агрегатам, отнесенных к году их эксплуатации.

Это объясняется в основном тем, что постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необ­ходимость практически периодически (особенно в период реконст­рукции компрессорных станций) возобновлять и проводить техни­ко-экономические расчеты по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода для эксплуатации компрессорных станций на очередной период их работы.

Накопленный опыт эксплуатации электроприводных и газотур­бинных ГПА свидетельствует о том, что использование электро­приводных ГПА, особенно в последние годы, ограничивается и воз­росшими ценами на электроэнергию. Сдерживающими факторами использования электроприводных агрегатов на КС являются так­же относительно низкая надежность в поставке электроэнергии на станцию и отсутствие у электроприводных агрегатов возмож­ности регулирования частотой вращения силового вала в услови­ях неравномерности подачи газа по газопроводу в течение года и из года в год.

Одним из подходов к решению задачи о приоритетном использо­вании уже установленных на станции агрегатов газа является метод, основанный на использовании в качестве привода центробежного на­гнетателя такого двигателя, который имел бы минимальный расход топлива и денежных средств на выработку одного кВтч энергии на муфте нагнетателя [4], (руб/кВтч). При этом всегда справедливым ос­тается условие, что оптимальным вариантом будет тот, когда в рамках данного типа привода, перекачка заданного количества газа осуще­ствляется минимальным количеством эксплуатируемых агрегатов.

При определении эксплуатационной себестоимости энергии наибо­лее характерными являются следующие слагаемые: расходы на топли­во, воду и смазку, энергетическое обслуживание основных агрегатов, ремонтно-техническое обслуживание, заработная плата производствен­ного персонала. Для электроприводных установок статья расходов за топливо заменяется статьей расходов за электроэнергию. Следовательно, с учетом того, что паспортный КПД электродви­гателя типа СТД-12,5 находится на уровне 96%, приведенный КПД на муфте нагнетателя при питании КС электроэнергией от тепловых электростанций составит величину порядка 31-32%. Если принять во внимание, что тепловые электростанции практически достигли уже своих предельных значений по КПД при данных параметрах пара, то рассчитывать на какое-либо существенное повышение численных значений приведенного КПД на муфте нагнетателя при использова­нии на КС электропривода не приходится (практически он во всем диапазоне рассматриваемых мощностей будет сохранять постоянное значение).

Использование же на КС регулируемого по частоте вращения элек­тропривода приведет к снижению приведенного КПД на муфте на­гнетателя еще на 3-4%. Следовательно, среднее приведенное значе­ние КПД на муфте нагнетателей при использовании электропривода можно оценивать на уровне 30-31%.

Одновременно следует отметить, что реальные показатели ГТУ нового поколения уже сегодня находятся на уровне 34- 35%, что сви­детельствует о том, что приведенный КПД на валу нагнетателя у га­зотурбинного привода будет значительно выше чем у электропри­водных ГПА.

Если же принять во внимание, что мощность и КПД газотурбинных ГПА, в отличие от электроприводных, в связи с понижением температу­ры наружного воздуха в зимний период времени как бы «автоматичес­ки» несколько возрастают, то вывод в пользу применения газотурбин­ных установок для перекачки газа на газопроводах с этой точки зрения усиливается. Это значит, что и сопоставление этих видов привода необ­ходимо проводить с учетом тех регионов страны, где они установлены. Если дополнительно принять во внимание необходимость использо­вания на газопроводах регулируемого по частоте вращения вида при­вода, приводящего к снижению числа рабочих агрегатов и, как след­ствие, к снижению расхода топливного газа на нужды перекачки, то вывод в пользу применения газотурбинного типа ГПА усиливается еще в большей степени.

Вместе с тем следует заметить, что электроприводные агрегаты обладают целым рядом преимуществ сравнительно с газотурбинны­ми (более высокая культура эксплуатации, больший моторесурс, эко­логическая чистота и т.д.).