Материал: 2293

Пробы газа для анализа отбираются газозаборными устройствами в середине боковых горизонтальных участков трубопровода на входе и выходе из аппаратов и турбодетандера. Перед отбором пробы заборная система должна подвергаться продувке.

Компонентный состав продуктов сгорания топлива может определяться и косвенным методом. Согласно формулам подразд. 4.1 состав ПСТ является однозначной функцией коэффициента избытка воздуха для определенного вида сжигаемого топлива. Коэффициент

= G / GОК ,

где G – масса воздуха, участвующего в процессе горения; GОК = m L0 – масса воздуха, необходимая для окисления m килограммов топлива; L0 – масса воздуха, необходимая для сжигания 1 кг топлива, зависящая от состава сжигаемого топлива.

Расход m топлива через газотурбогенератор определяется с помощью штрих-пробера и секундомера.

Определив в процессе эксперимента состав и массу сжигаемого топлива и расход G воздуха по формулам подразд. 4.1, найдем компонентный состав рабочего вещества на входе в турбодетандер.

Измерение влажности воздуха производится аспирационным психрометром Ассмана. Принцип действия психрометра основывается на измерении разности температур в потоке воздуха: температуры сухого термометра (реальная температура влажного воздуха) и температуры влажного термометра (температура полностью увлажненной поверхности, с которой вода испаряется в ненасыщенный влажный воздух).

В табл. П3 представлены перечень измеряемых параметров, необходимых для определения характеристик турбодетандера и его элементов, пределы измерений, абсолютные максимальные и средние квадратичные относительные погрешности. Размерность указана в единицах, в которых считываются показания приборов.

5.3. Экспериментальное исследование и тепловой баланс ТХЭА на режимах получения холода и твердого диоксида углерода

Экспериментальное исследование проводилось с целью выявления основных параметров ТХЭА при комплексном производстве теплоты и холода (СО2) за счет глубокого охлаждения продуктов сгорания с утилизацией высшей теплотворной способности топлива. В качестве топлива применялся керосин.

150

При испытании режим работы ТХЭА, основные параметры которого приведены в табл. 5.1, поддерживался постоянным. Степень повышения давления в нагнетателе Н = 1,65, в компрессоре газотурбогенератора (ГТГ) К = 3,5, а также степень расширения в турбине ГТГ Т = 1,9 соответствовала расчетным значениям. Температура продуктов сгорания топлива на выходе из турбины ГТГ составила Т4 = 960 К, температура в камере сгорания, полученная расчетным путем, Т3 = 1100 К.

В ТХЭА происходит процесс глубокого охлаждения продуктов сгорания топлива. При охлаждении в напорном утилизаторе теплоты температура продуктов сгорания снижалась с Т4 = 960 К на входе до 293 303 К на выходе, при этом охлаждающая вода подогревалась с 280 285 К на входе в напорный утилизатор теплоты до 350 358 К на выходе. Среднестатистическое значение давления продуктов сгорания на входе в турбодетандер при испытании составило р6 = 0,277 МПа.

Гидравлические потери на участке от газовой турбины до турбодетандера, т.е. в напорном утилизаторе теплоты, влагоотделителе и регенераторах прямого хода, составили в среднем 0,009 МПа, превысив расчетные значения на 0,002 МПа. Регенераторы обратного хода более чувствительны к изменению режима работы, так как работают при пониженном давлении, следовательно, обладают большим гидравлическим сопротивлением. Среднестатистическое значение давления потока на выходе из турбодетандера составило величину р7 = 0,11 МПа. Общее гидравлическое сопротивление регенераторов и циклона составило 0,01 МПа, что превышает расчетное значение потерь на 0,002 МПа. При снижении температуры потока на входе в турбодетандер с Т6 = 293 К до 156 К повышения давления на выходе из турбодетандера отмечено не было. Это подтверждает, что гидравлическое сопротивление регенераторов оставалось практически постоянным, следовательно, регенераторы в период проведения испытаний водным льдом не забивались. Вынос влаги из регенераторов осуществлялся обратным потоком. Регенераторы полностью справлялись с нагрузкой, на что указывает наличие обычной для их работы недорекуперации на теплом конце, составляющей ТР = 5 К. Степень расширения продуктов сгорания топлива в турбодетандере при изменении температуры на входе оставалась практически постоянной. Среднестатистическая величина Д = 2,49, вместо 2,74 по расчету, что связано с увеличением потерь в теплообменных аппаратах ТХЭА.

Основные параметры работы ТХЭА позволили составить баланс мощности агрегата, расчет которого сведен в табл. 5.2. Снижение Д с 2,74 до 2,49 привело к увеличению мощности, потребляемой электродвигателем из сети, до 20,15 кВт.

152

Таблица 5.2

Баланс мощности ТХЭА

153