Розрахунок основного технологічного обладнання АГНКС

Міністерство  освіти і науки України

Національний  авіаційний університет

Механіко-енергетичний факультет

Кафедра авіаційних двигунів 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВИЙ  ПРОЕКТ

на тему:

“Розрахунок основного технологічного

обладнання  АГНКС”

з дисципліни

“Автомобільні газонаповнювальні КС”

  
 
 

                                                        Виконав: студент МЕФ 501

                                                                         Городиський О.А.

                                         Прийняв: асистент

                                                             Клюй В.М. 
 
 

Київ 2010

ЗМІСТ

РОЗДІЛ 1. ВИЗНАЧЕННЯ ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПРИРОДНОГО ГАЗУ

РОЗДІЛ 2. ТЕРМОДИНАМІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ПОРШНЕВОГО КОМПРЕСОРА

РОЗДІЛ 3. РОЗРАХУНОК РОБОТИ КОМПРЕСОРА І АКУМУЛЯТОРНОГО БЛОКУ

РОЗДІЛ 4. ПОРШНЕВІ ТА ГВИНТОВІ КОМПРЕСОРИ. ЗАГАЛЬНИЙ ОГЛЯД.

ВИСНОВКИ

ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Перелік умовних позначень і скорочень

Умовні  позначення

 
 
 

Вихідні дані:

   - склад природного газу, відсотки об’ємні, %:

     CH₄=89,3;

     C₂H₆=5,8;

     C₃H₈=1,0;

     C₄H₁₀=0,8;

     C₆H₁₂=0,2;

     N₂=2,6;

     CO₂=0,3;

   - кількість заправок N = 125;

   - продуктивність об’ємна Q=180 м³/год;

   - тиск на вході 0,8 МПа;

   - температура на вході 288 К (15°С);

   - політропічний ККД =0,74;

   - температура води для охолодження  t_в=20°С; 

РОЗДІЛ 1.

ВИЗНАЧЕННЯ  ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ

ПРИРОДНОГО  ГАЗУ

   Термодинамічні  показники природних газів можна  визначити або за точним рівнянням  стану, яке містить велику кількість  змінних величин і розв’язання якого потребує використання складних програм на ПЕОМ, або за емпіричними залежностями, отриманими шляхом узагальнення результатів експериментальних досліджень на основі закону відповідних станів вуглеводневих газів.

   Тому  використовуються узагальнені емпіричні  залежності для визначення показників природного газу із заданим складом.

1.1. Густина природного газу в нормальних умовах (t₀= 0°С; 101,3 кПа)

0,802 кг/м³;                                                                                              (1.1)

1.2. Відносна густина природного газу щодо повітря

0,62;                                                                                               (1.2)

1.3. Газова стала  природного газу

0,463 ,                                                                                   (1.3)

де 287,15;

1.4. Псевдокритична  величина температури і тиску природного газу

P_кр= 0,1*(47,9-∆_п)= 0,1*(47,9-0,62)= 4,73 МПа;                                                    (1.4)

T_кр= 162,8*(0,613+∆_п)= 162,8*(0,613+0,62)= 200,7 К;                                        (1.5)

1.5. Приведені  критичні параметри природного газу

0,169;                                                                                              (1.6)

 1,435;                                                                                            (1.7)

1.6. Коефіцієнт  стиснення природного газу

Z = 1- = 0,983;                                                                                                (1.8)

1.7. Функція ізобаричного стиснення природного газу

= =0,0654;     (1.9)

1.8. Мольна ізобарна теплоємність природного газу у ідеально-газовому стані

21,563+(23,656+0,071*t)*∆_п=21,563+(23,656+0,071*15)*0,62=

=36,89 ;                                                                                                           (1.10)

Молярна маса природного газу

μ= = 0,893*16+0,058*30+0,01*42+0,008*58+0,002*72+0,026*28+

+0,003*44= 17,916 ;       (1.11)

Масова ізобарна теплоємність в ідеально-газовому стані

=2,059;                                                                                        (1.12)

1.9. Масова теплоємність  вуглеводневих газів

= 2,059+0,066= 2,125;                                                                 (1.13)

де  визначається з формули

0,142;                  (1.14)

=R*0,142= 0,463*0,142= 0,066;                                                                       (1.15)

1.10. Показник  адіабати процесу стиснення природного газу в ідеально-газовому стані

4,437;                                                                                     (1.16)

1.11. Показник псевдоізоентропи процесу стиснення природного газу у ступені компресора

= 4,443;                            (1.17)

1.12. Температурний  показник політропи процесу

= 3,288;                                                              (1.18)

Тиск газу на виході з компресорної установки  23,4…25 МПа, приймається 24 МПа;

Температура наприкінці процесу стиснення

810,287 К;                                            (1.19)

1.13. Внутрішній напір ступеня компресора

4,443*0,983*0,463*(810,287-288)=

=1054136 ;                                                                                                            (1.20)

1.14. Політропічний напір ступенів компресора

3,288*0,983*0,463*288*=781583 .                                                                                                       (1.21) 
 
 
 
 

Результати розрахунків  фізичних властивостей природного газу у табл. 1.1.

                                                                                                                   Таблиця 1.1

Отже, отримані дані будуть використані у другому  розділі як вихідні. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

РОЗДІЛ 2.

ТЕРМОДИНАМІЧНИЙ РОЗРАХУНОК ПОРШНЕВОГО КОМПРЕСОРА

   Термодинамічний розрахунок поршневого компресора виконується  з метою визначення параметрів газу на різних стадіях його стиснення, вибору типу і визначення основних розмірів компресора, вибору двигуна.

2.1. Вибір  числа ступенів компресора

Приймається =2,4, ψ=1,13, число ступенів компресора

Z= 4,515;                                                                                 (2.1)

Приймаємо Z=5;

Величина  середнього ступеня підвищення тиску  в одному ступені уточнюється

2,23;                                                               (2.2)

   Отже, компресор має 5 ступенів.

2.2. Визначення  величини тиску всмоктування  і нагнітання для окремих ступенів

   Мінімальну  індикаторну роботу стиснення газу у багатоступеневому компресорі можна отримати лише за умови оптимального розподілу величин тиску газу між ступенями. Для визначення такого розподілу рекомендується використовувати  номограму, наведену в [1].

   Слід  враховувати, що величина надлишкового тиску P₁ перед компресорною установкою є меншою за розраховане значення через наявність гідравлічних втрат всмоктувальної лінії компресора, які становлять близько 3…6%. Тому тиск всмоктування першого ступеня становитиме величину P_всI=δ_вс*P₁, де δ_вс=0,97…0,94 (приймається 0,95). Тиск нагнітання для кожного ступеня (P_{нагн I}, P_{нагн II}, P_{нагн III}, P_нагнz) має збігатися з величиною, визначеною як оптимальна.

   Тиск  всмоктування для кожного наступного ступеня є меншим, ніж тиск нагнітання попереднього ступеня, на величину втрат  енергії у міжступеневому охолоднику газу, яка враховується через коефіцієнт ψ і має вигляд:

 P_{вс II} =; P_{вс III} =; P_{вс IV} =; P_{вс (i)} =;                                      (2.3)

   Степінь підвищення тиску для кожного  ступеня визначається

;                                                                                                                  (2.4)