МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ПРОВЕДЕНИЮ
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ
И ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ
РАСЧЕТОВ
ПРИ ИСПЫТАНИЯХ
ГАЗОТУРБИННЫХ
ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
АГРЕГАТОВ
ПР 51-31323949-43-99

IIP 51-31323949-43-99. Методические указания по проведению теплотехнических и
газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов-
М.: Технорматив, 2017. - 30 с.
Настоящие методические указания разработаны с целью установления правил и методов
обработки результатов испытаний (предварительных, приемочных, эксплуатационных и других
видов) газотурбинных газоперекачивающих агрегатов в части определения их выходных
показателей (мощности на муфте газотурбинной установки, коэффициента полезного действия
ГТУ, к. п. д. и других показателей газового компрессора - центробежного нагнетателя.
Книга подготовлена к печати с использованием Информационной системы "Технорматив"
Компания «Технорматив», 2017
htto://www. technormativ. ru

ОАО "ГАЗПРОМ'
ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)
СОГЛАСОВАНО
'Начальник Управления по транспортировке
газа и газового конденсата ОАО "Газпром"
А.З. Шайхутдинов
"1" апреля 1999 г.
УТВЕРЖДАЮ
'Начальник Управления науки,
новой техники и экологии
ОАО "Газпром"
А.Д. Седых
"И" мая 1999 г.
Г енеральный директор
A.	И. Гриценко
Начальник лаборатории
газотурбинных ГПА
B.	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.
3

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
ср
Удельная теплоемкость природного газа при постоянном
давлении
кДж
кг-К
cv
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
-
и,2
и,
Число Маха М„ = —
2 а
■
р
Плотность
кг
м3
d
Относительная плотность по воздуху
-
4

м
Молярная масса
Ж
кмоль
N
Мощность
кВт
п
Частота вращения
об
мин
р
Абсолютное давление
МПа
Q
Объемная производительность
м!
мин
Ян
Коммерческая производительность ЦБН
ю6.^1
сут
Q*
Объемная низшая теплота сгорания
КДж
м3
Ом
Массовая низшая теплота сгорания
кДж
КГ
R
Газовая постоянная
кДж
кг-К
Re
Число Рейнольдса
-
Т
Абсолютная температура
К
и2
Окружная скорость на периферии рабочего колеса
М
С
X
Коэффициент изобарической сжимаемости
-
Y
Коэффициент изотермической сжимаемости
-
Z
Коэффициент сжимаемости
-
А, 5
Разность параметров, отклонение
-
е
Степень повышения давления (степень сжатия)
-
Я
Коэффициент полезного действия(к.п.д.)
-
t
Температура по шкале Цельсия
°с
Л
Приведенное давление
-
т
Приведенная температура
-
V
Коэффициент расхода
-
V
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);
5

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
— 106 при Г= 293,15 К и Р = 0,1013 МПа.
сут
4.8 Объемная производительность ЦБН - объемный расход газа в сечении входного
м3
патрубка ЦБН при входных параметрах газа, 	.
мин
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
6

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
Ne = Ni+ANM+Nr.	(1)
где Nj - внутренняя мощность ЦБН - определяют в соответствии с раздетом 6.1.7;
ANM - механические потери в ЦБН;
Nr - 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
N
Ne = —(2)
Л*
где г\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 г\м = (0,995+0,985), оцениваются расчетным
путем по результатам специальных испытаний.
5.3	Тепловые потери - Nr оценивают в соответствии с [5] по формуле
Nr=aF(TH-Ta)\0-3.	(3)
где а - коэффициент теплоотдачи в окружающую среду: а = 14	;
м2 К
F - площадь поверхности ЦБН;
Т„, Та - 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
QH = TxrQ
/=1
- массовая низшая теплота сгорания
Qm =
Он
1,2044 -d'
(4)
(5)
П
d=JJxidi,
i=1
(6)
где d, - относительная плотность / - 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.
7

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
Ne
GTr-(QM+iTy
(7)
где G-л-- расход топливного газа, — ;
с
кдж
/тг - удельная энтальпия топливного газа,	.
кг
Значение энтальпии топливного газа может быть определено по следующей приближенной
формуле
V = 2,3(7^-273,15),	(8)
где 2,3 - средняя удельная теплоемкость топливного газа.
В диапазоне температур топливного газа от 5 до 25 °С поправкой - /п 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
- приведенный к.п.д.
Л,„ = г]е
- приведенный расход топливного газа
- приведенная частота вращения роторов
- приведенные абсолютные температуры по тракту ГТУ
- приведенная степень повышения давления в компрессоре ГТУ
(9)
(10)
(П)
(12)
(13)
(14)
- приведенный расход циклового воздуха
8

(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 (спецификациоиного) 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
NeC° =Ме„р-(К3Щ + К2ЬР2).	(16)
где К2 и К3 - расчетные коэффициенты влияния (согласовываются программой-методикой
испытаний);
8Р2 и 8Р3 - 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
PV=R-T
Коэффициент
сжимаемости
Z
2
1,0
Коэффициент
изотермической
сжимаемости
Y
-^■(-) =!--(-)
V УдР)л 2 Удп х
1,0
9

Коэффициент
изобарической
сжимаемости
X
-■(-) -! = -•(-)
V KdTp Zydт
0
Поправка изохорной
теплоемкости
ACV
R
Т v д2Р
T^dr
0
Поправка изобарной
теплоемкости
АСр
R
Т р d2V
0
Поправка энтальпии
А/
, Р
Т2 ■ )
0
dT
■dT
0
Приведенная поправка
энтальпии
м
КТкр
-тЧ<§)
о дп к л
0
Изобарная теплоемкость
ср
СРо + АСр
Энтальпия
i
«0 + a i
io
Объемный показатель
изоэнтропы
Kv
Kv-1
Kv
Р dV s Cv
Z-R(l + X)2
^ = K0
Cv
Ко-1 *
“Cpo
Температурный
показатель изоэнтропы
Кт
Kr-1
_ T dV _
ZR( l + X)
Cp
K0
Ко-1
*т
K0
Температурный
коэффициент политропы
mT
lg(^)' Ig(^)
Ми L Ми
ИЛИ
ZR , 1
\+
«г"1
Igfe-lg фг1
11 и Ми
*0-1 1
*0 Лп
«г
JO
Объемный коэффициент
политропы
mv
i р^,2н 'Г^2н\ i /^>2н\
ig( 7 T )- ig(p2 )
Z1 и '1 \н L Mh
1 -Y + mT(l + X)
mT
mT
Коэффициент
«псевдоизоэнтропы»
К-1
ZR
*0-1 *
К
Cp - Z ■ R-X-m~l
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
а„=—•	а?)
Ры
10

_ Pu - IQ3
7 D T
Zlw * K ' L \h
Q\h = 4,0 • 10-3 ■	. qH
M H
(18)
(19)
Массовый расход и коммерческая производительность ЦБН связаны следующей формулой
GH= 4,0 Ж	(20)
6.1.5	Удельную политропную работу (политропный напор) - вычисляют по формулам
V*-r„ г( ).,-iU
тТ L J
(21)
v Z\H +
cp 2 ■
(22)
m, l j
(23)
где £ - корректирующий коэффициент, принимаемый равным 1,0 при е„ < 4,0:
6.1.6	Удельную изоэнтропную работу (изоэнтропный напор) вычисляют по формуле
Н„
К„-1
1 н
(£„У*
(24)
где Kv - 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.
= Нп
Нп
hн ~ Чн
- внутренняя удельная работа (полный напор)
- внутренняя мощность, кВт
Hi - hH ~ Нн
N, = H,GH
6.1.7.2	Метод Шульца
- политропный к.п.д.
(25)
(26)
(27)
Л„ =
zcpR
’ Cp	R ■ Zcp ■ Хср
к-\ j_
К тт
(28)
11

- внутренняя удельная работа (полный напор)
Я, =-
К
Л'и К-1
■Z R-(Т2н -Т1н),
(29)
-	внутренняя мощность
IT^ — Z^R-(Т2н -TlH)-GH =4,0-'Zcp ■ СГ2н -TlH) qH,	(30)
-	средние параметры (Zcp, Ср , Хср), отражающие свойства газов, вычисляют по формулам
типа
Z\H + Z2h
2
(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
Z = l + (-
аЪ ч 71 (аА а5 . а6 \ п
Т4 Z V	т3 т5 Z2
(32)
Для стандартного газа с компонентным составом по ГОСТ 23194 значения коэффициентов
равны:
а! = 0,1237	«3 = 0,1188	«5 = 0,0273
«2 = 0,3468	«4 = 0,0291	«6 = 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
«!=«<;, рассчитанные для стандартного состава, в диапазоне 90-95 % - для газа № 1, в диапазоне 85-
90 % - для газа № 2 (приложение Е).
- приведенные давление и температура
Р
т
(33)
(34)
- среднекритические (псевдокритические) параметры газа определяются по формулам
р = у р
кр ^ кр, ’
/=1
Г =УТ
кр ^ кр{»
i=\
(35)
(36)
где Рщ , Тщ - по таблице Б.1.
12

С меньшей точностью (по температуре ±0,5 %, по давлению ±0,3 %) среднекритические
параметры могут быть рассчитаны по следующим корреляционным уравнениям
Ркр = 4,67 - 0, \d.
Ткр = 99,8 + \62,Ы.
6.2.2	Молярная масса природного газа
П
М = 1М„
/=1
М, - по таблице Б. 1.
Газовая постоянная природного газа
_	8,31451
К —
М
Относительная плотность природного газа (по воздуху)
, М	, 0,287
а =	 или а =
28,96	R
(37)
(38)
(39)
(40)
(41)
6.2.3 Мольную теплоемкость - МС
кДж
и мольную энтальпию
Ро кмоль ■ К
природного газа в идеально-газовом состоянии рассчитывают по формулам
щ
кДж
кмоль
МСп =а + ЬТ + сТ2 +dT\
Mi0 = аТ + -Т2 +-Т3 +-Т4,
2	3	4
где коэффициенты a, b, с, d рассчитывают по формуле типа
П
a=Ifl/7r
/=1
(42)
(43)
(43)
Значения коэффициентов ah b„ с„ d, компонентов природных газов приведены в
приложении Ж.
Удельную теплоемкость и удельную энтальпию газа в идеально-газовом состоянии
определяют по формулам
h —
корреляционной формуле
Ро
где
{ср
мс„
И0
м ’
(45)
ML
М '
(46)
МС. в диапазоне
Ро
268 К < tcp < 350 К по
Ъ,1 + 0,01 \-tcp)- d
(47)
\н + Ни
2
(48)
Вероятная погрешность расчета - ±1 %.
13

6.2.4	Рекомендуемый диапазон применимости данных по 6.2.1-г6.2.3 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
Ч>1»
а,
ад ’
(49)
- коэффициент напора
(50)
где Я - напор (политропный, изоэнтропный, полный).
Газодинамические характеристики принято представлять в виде следующих функций
=Л<?1н’Миг’Ке’Ю-	(5!)
Вместо политропных показателей могут быть применены изоэнтропные (адиабатные).
Скорость звука, для расчета числа Ми2 определяют по формуле
а\н =\lKv-ziH R TlH -103.	(52)
В диапазоне составов и параметров природного газа, характерных для магистральных
газопроводов, можно принять принцип автомодельности по числам Re, Kv и MU/, т.е. не
учитывать их при пересчете (приведении) результатов натурных испытаний на природном газе
(для числа М„2 диапазон пересчета ограничивается зоной ±20 %).
6.3.3	При обработке результатов испытаний используют следующие приведенные
размерные показатели:
- приведенный объемный расход на входе
- приведенный политропный напор
р	п
приведенный полный напор (разность энтальпий)
Я,- = Я ■ (—^-)2,
пр	п
(53)
(54)
(55)
14

- приведенный политропный к.п.д.
- приведенная удельная мощность
Ли„ =Лл.
(—)„р=(—)\—)\
PlH Pl« пн
приведенная степень повышения давления (степень сжатия)
еи =
"Ч ■ И»„„
(Z)H • R ■ Т1н )t
- + 1
- приведенная разность температур
(^2и ~ Т\„ )Пр ~ Т]
(б- )
(56)
(57)
(58)
(59)
Для природных газов с различным компонентным составом применима приближенная
формула
(Т2н-ТХи)пр =^~г<—)2 <Т2н-Ти).	(60)
ZU0 ■ Ко
Показатели mVa или да, 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 mvv = 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
либо
нп„р ’Ля’ Hi , ( )пр /(Qi„ ),
Pl н
(61)
нПпр > Ап > (~~)пР«Q\Hnp = / (Hinp),
У\н
(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).
15

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(iсправочное)
Единицы и соотношения физических величин
Значения универсальной газовой постоянной МД
8,31451
кДж
кмоль•К
1,9858
ккал
кмоль К
847,82
кгсм
кмоль■К
Единицы работы, энергии и теплоты
1	кгС'М = 9,80665 Дж;	1 Дж = 0,101972 кгс м = 0,27778-Ю'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;
см2
1 ат (техн.) = 0,0980665 МПа;
1 МПа = 10,1972	;
см2
1 бар = 1,01972
см2
1 атм (физ.) = 1,03323	= 0,101325 МПа.
см2
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
{обязательное)
Таблица Б.1 Физические константы индивидуальных газов при 293,15 К и 0,101325 МПа
Наименование газа
Молярная масса, М„
кг
кмоль
Газовая
постоянная Д,
кДж
кг-К
Критическое
давление,
Рщ , МПа
Критическая
температура
Т*-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
Г ексан
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
16

ПРИЛОЖЕНИЕ В
(iсправочное)
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
компонента
Формула
Объемная низшая теплота сгорания
Относительная
плотность по воздуху
кДж
м3
ккал
м3
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
С5Н12
143170
34196
2,6240
Г ексаны
С6н14
175832
41997
3,2363
Г ептаны
С7Н16
213619
51023
3,9479
Октаны
С8н18
260343
62183
4,8254
Нонаны
С9Н20
324150
77423
4,4100
17

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
02
-
-
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
1=1+1
Y Z
Z — 1 + (а4 —
п
-Э' т272
X X Z
Х=1
Z
(а2 ! За3) Л | ЗДб)
X х3 Zx X X3
Z2x2
+ Z
-l;
АС^
/г
Z(l + X)2	6я37Г Зя6л2
"1	<	«	- М
Zt
zV
Ai
RT„
■ = т
кр
Зао
я л	Зя6ч я
■ + -Г) —+ 0,5(^
г Zx х
72 2
X Z X
+ 1-Z
ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)
Таблица ЕЛ Состав в объемных процентах газа
Наименование газа
поГОСТ 23194
№ 1
№2
Метан
СЫ,
98,63
93,30
85,95
Этан
с2н6
0,12
4,00
5,85
Пропан
О
я
00
0,02
0,60
2,07
н-Бутан
Н-С4Н10
0,10
0,40
0,74
н-Пентан
высшие
н-С5Н12 +
0,30
0,36
Диоксид углерода
о
о
1,01
0,10
2,19
Азот
n2
0,12
1,30
2,84
Таблица Е.2 Значения коэффициентов уравнения состояния
Газ
а\
а2
аз
«4
as
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
18

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж
(обязательное)
Таблица Ж.1 Значение коэффициентов индивидуальных газов для расчета мольной
теплоемкости в идеальном газовом состоянии
Наименование газа
Формула
Я»
кДж
кмоль-К
МО2,
кДж
кмоль-К2
с,-104,
кДж
кмоль-К3
МО6,
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
h-CsH12
55,301
8,3569
6,6775
-0,6402
н-Г ексан
н-С6Н14
90,192
-6,9857
11,8730
-0,0106
Азот
N2
29,040
0,1151
-0,0682
0,0133
Углекислый газ
о
о
to
20,810
6,3606
-0,2914
-0,0063
Природный газ ГОСТ
23194
-
40,983
-9,2866
3,1993
-0,2221
19

ПРИЛОЖЕНИЕ И
(<справочное)
Рисунок И. 1 - Блок-схема расчета показателей ЦБН
20

ПРИЛОЖЕНИЕ К
(iсправочное)
Таблица К.1 Примеры расчета показателей ЦБН
Наименование величины
Обозначение
Единицы
измерений
Формула, источник,
пункт
Варианты
г
II
Состав природного газа
Метан
Этан
Пропан
и-Бутан
н-Бутан
и-Пентан
н-Пентан
Диоксид углерода
Азот
СН4
№
с3н8
И-С4Н10
н-СДЦо
И-С5Н12
н-С5Н12
со2
n2
%
To же
«_»
«_»
«_»
«_»
«_»
«_»
« »
Хроматографический
анализ пробы
98,630
0,120
0,020
0,000
0,100
0,000
0,000
1,010
0,120
92,880
3,740
1,340
0,000
0,370
0,000
0,270
0,400
1,000
Давление газа на входе
МПа
Измерение
5,099
6,492
Давление газа на выходе
Pl«
МПа
То же
7,423
9,276
Температура газа на входе
Т1и
К
« »
276,5
266,6
Температура газа на
выходе
Т2„
К
«_»
308,2
296,1
Производительность ЦБН
Ян
м3 ю6
«_»
25,3
31,2
сутки
Частота вращения ЦБН
пн
об
мин
«_»
5100
5000
Молярная масса
М
кг
кмоль
6.2.2
16,404
17,482
Критическое давление
РКр
МПа
То же
4,640
4,610
Критическая температура
ткр
к
« »
192,14
198,78
Газовая постоянная
R
кДж
кг-К
«_»
0,507
0,476
Степень сжатия
е„
Р2н
Ри
1,456
1,429
Приведенное давление на
входе
Щн
-
6.2.1
1,100
1,409
Приведенное давление на
выходе
п2н
-
То же
1,601
2,013
Приведенная температура
на входе
-
«_»
1,439
1,341
Приведенная температура
на выходе
т2„
-
«_»
1,604
1,490
Коэффициент сжимаемости
на входе
ZlH
-
«_»
0,881
0,800
Коэффициент сжимаемости
на выходе
z2„
-
«_»
0,891
0,822
Расчет напора и к.п.д. по методу Щульца
Средний коэффициент
сжимаемости
Zap
”
Z\„ +z2h
2
0,886
0,811
Коэффициент изотерм,
сжимаемости на входе
Yu
-
Приложение Д
1,130
1,242
Коэффициент изотерм,
сжимаемости на выходе
y2h
-
То же
1,101
1,163
21

Средний коэффициент
изотер, сжимаемости
Ycp
-
yXh+y2h
2
1,115
1,203
Коэффициент изобар,
сжимаемости на входе
хХн
-
Приложение Д
0,511
1,017
Коэффициент изобар,
сжимаемости на выходе
х2и
-
То же
0,502
0,905
Средний коэффициент
изобар, сжимаемости
Хср
-
Х\„ + х2н
2
0,507
0,961
Теплоемкость в идеальном
состоянии на входе
С,о,
кДж
КГ
6.2.3
2,138
2,060
Поправка теплоемкости на
входе
АСа
Kfe
кг
Приложение Д
0,486
0,930
Теплоемкость на входе
Сй.
кДж
кг
С о +АС„
Р C>i Р\
2,624
2,990
Теплоемкость в идеальнрм
состоянии на выходе
ч
кДж
кг
6.2.3
2,210
2,128
Поправка теплоемкости на
выходе
АС*
кДж
кг
Приложение Д
0,499
0,881
Теплоемкость на выходе
сг2„
кДж
кг
С. + ДС
Ро2 Pi
2,709
3,009
Средняя теплоемкость
с«.
кДж
кг
С +с
Pu Pi«
2
2,667
3,000
Температурный показатель
политропы
тт
'
1ё(~~-)' [lg(eH)] 1
L\h
0,289
0,294
Показатель
псевдоизоэнтропы
к
К-1
Срср хср
Zcp ■ R mT
4,184
4,504
Политропный К.П.Д.
Ли
-
(28)
0,827
0,754
Полный напор
Hi
кДж
кг
(29)
59,560
51,316
Политропный напор
Нп
Kfe
кг
(21)
49,267
38,689
Расчет напора и к.п.д. по методу «энтальпий»
Энтальпия на входе при
идеальном состоянии
к
кДж
кг
6.2.3
592,030
543,858
Поправка энтальпии на
входе
А‘и
кДж
кг
Приложение Д
-59,435
-92,069
Энтальпия на входе
h и
кг
Ч +A/i«
533,147
455,336
Энтальпия на выходе при
идеальном состоянии
К
кДж
кг
6.2.3
660,900
605,601
Поправка энтальпии на
выходе
AilH
кг
Приложение Д
-68,862
-102,564
Энтальпия на выходе
h н
|Щж
кг
К +А/2»
592,039
503,037
Полный напор
Н,
кДж
кг
h + h
59,444
51,247
Объемный показатель
политропы
mv
■
Z1 н '11 н
0,319
0,373
Политропный напор
Нп
кДж
кг
(23)
49,271
38,696
Политропный к.п.д.
Л п
кДж
кг
нп
н.
0,829
0,755
22

Расчет приведенных показателей
(Z, = 0,9; Ro = 0,490-^; Г, = 288 К; п0 = 5300—)
0 кг • К 0 мин
Плотность на входе
PlH
ж
м3
6.1.4
41,24
63,71
Массовый расход на входе
GH
Ж
с
То же
199,61
262,18
Объемный расход на входе
Qih
м!
мин
«_»
290,41
246,91
Внутренняя мощность
М
кВт
6.1.7.1
11865
13436
Удельная мощность
Ni
PlH
кВт-м3
КГ
т
PlH
287,7
210,9
Приведенный объемный
расход
м!
с
6.3.3
304,80
261,72
Приведенный
политропный напор
Я%
кДж
КГ
То же
53,21
43,48
Приведенный полный
напор
Hi
ПР
кДж
КГ
«_»
64,20
57,58
Приведенная степень
повышения давления
^пр
-
«_»
1,484
1,386
Приведенная разность
температур
А7%
к
«_»
34,7
28,7
Приведенная удельная
мощность
(А)га
Ры ПР
кВт-м3
КГ
«_»
322,9
251,2
23

ПРИЛОЖЕНИЕ Л
(iсправочное)
CN
Рисунок Л.1 Блок-схема расчета показателей ГТУ

ПРИЛОЖЕНИЕ М
(iсправочное)
Пример расчета показателей ГПА
Компонентный состав топливного и перекачиваемого газа, определенный
хроматографическим методом (в % об.): СН4 - 98,789; С2Н6 - 0,266; С3Н8 - 0,082; h-C4Hi0 - 0,014;
и-С4Н10- 0,015; н-С3Н12 - 0,002; и-С5Н12- 0,003; N2 - 0,804; С02 - 0,023.
Таблица М.1 Константы топливного и перекачиваемого газа
Константы
Обозначение
Единицы измерений
Формула
Значение параметра
Критическое давление
Р,п
МПа
(35)
4,59
Критическая температура
т
1 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
Ом
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
Ра
МПа
Измерение
0,09919
Температура
атмосферного
воздуха
Та
К
То же
289,6
Температура на
входе компрессора
Тъ
К
Измерение
290,0
Потери давления
входного тракта
АР3
кПа
То же
0,520
Частота вращения
ротора компрессора
нд
^КНД
об
мин
«_»
6957
Частота вращения
ротора ВД
^квд
об
мин
«_»
8996
Частота вращения
ротора СТ
пст
об
мин
«_»
5102
Температура за
компрессором
т,
к
«_»
"
Температура перед
силовой турбиной
к
«_»
898,2
Температура после
турбины
Т2
к
«_»
-
Абсолютное
давление после
компрессора
Р4
МПа
«_»
1,669
Потери давления в
выхлопном тракте
АР2
кПа
0,300
Абсолютное
давление топливного
газа
Ртт
МПа
«_»
2,452
25

Температура
т„
К
«_»
288,8
топливного газа
Перепад давления на
сужающем
устройстве
АРтг
кПа
«_»
2,715
Абсолютное
давление газа на
входе нагнетателя
Ри
МПа
«_»
5,079
Абсолютное
Pin
МПа
«_»
6,785
давление на выходе
нагнетателя
Температура газа на
входе нагнетателя
т1и
К
«_»
317,3
Температура газа на
выходе нагнетателя
Т2н
К
«_»
347,6
Абсолютное
давление
компримируемого
газа на входе в
Рд
МПа
«_»
5,079
сужающее
устройство
Температура
компримируемого
газа на входе в
Тл
К
Измерение
317,3
сужающее
устройство
Перепад давлений на
сужающем
устройстве
АРа
кПа
То же
2,368
Расчет параметров ЦБН
Приведенное
давление на входе в
Лд
_
1,097
сужающее
устройство
Приведенная
Тд
-
Тя
1,663
температура на
р
входе в сужающее
устройство
1 кр
Коэффициент
za
-
6.2.1
0,933
сжимаемости на
входе в сужающее
устройство
Плотность газа на
Рд
	КГ
РдТО3
33,46
входе в сужающее
устройство
м3
zaR-Ta
Массовый расход
Си
кг
22,65'^/АРд -Рд
201,61
через ЦБН
с
Приведенное
Щ
-
Ръ<
1,097
давление на входе в
р
ЦБН
кр
Приведенная
И
-
Ти
1,665
температура на
входе в ЦБН
Р«р
Приведенное
п2
-
Рщ
1,465
давление на выходе
Р
ЦБН
кр
26

Приведенная
температура на
выходе ЦБН
Т2
Zk
т
кр
1,824
Коэффициент
сжимаемости на
входе
Zu
6.2.1
0,933
Коэффициент
сжимаемости на
выходе
Z7,,
6.2.1
0,942
Плотность газа на
входе ЦБН
PlH
Pin- Ю3
zlHR-Т\„
33,44
Энтальпия в
идеальном
состоянии на входе
ЦБН
кДж
КГ
(43,46)
689,00
Поправка энтальпии
на входе ЦБН
-А/,
кДж
КГ
Приложение Д
-43,78
Энтальпия в
идеальном
состоянии на выходе
ЦБН
кДж
КГ
(43,46)
758,6
Поправка энтальпии
на выходе ЦБН
-А /2
еЛж
КГ
Приложение Д
-48,37
Энтальпия на входе
ЦБН
Ни
КДж
кг
'о, +А(
645,22
Энтальпия на
выходе ЦБН
Ни
кДж
кг
‘о2 +А/2
710,66
Полный напор
Hi
кДж
кг
72и - Ни
65,00
Объемный
показатель
политропы
mv
(lg^|Ч-dgeJ-1
1 l*zl
0,348
Политропный напор
Нп
кДж
кг
ZU R T\h ,(smv 1}
mv
46,20
Политропный к.п.д.
'
H„
Hi
0,711
Внутренняя
мощность
нагнетателя
N,
кВт
h,gh
13112
Механические
потери в нагнетателе
NM
кВт
0,01 -Ni
131
Относительная
внутренняя
мощность
нагнетателя
А
PlH
кВт-м3
КГ
Zk
Pl и
392,1
Объемный расход
через ЦБН
Qih
м3
мин
60 • g1h
Pin
361,75
Расчет приведенных показателей ЦБН
(Z4 = 0,9; ДЬ = 0,490-^_; Т1н<> = 288 К; п0 = 5200—)
кг-К 0 мин
Приведенный расход
через нагнетатель
й н„р
м!
мин
QXH —
пст
368,6
27

Приведенный
политропный напор
н„
пр
кДж
кг
#,•(—)2
«ст
48,01
Приведенный
полный напор
н,
пР
кДЖ
КГ
н,.(ДЦ!
ПСТ
67,56
Приведенная
относительная
внутренняя
мощность
(—)пр
Р\и
кВтм3
КГ
PlH Пот
415,1
Приведенная
степень сжатия
&пр
г mvo ' Я% , ^
1,418
Расчет показателей ГТУ
Давление перед
компрессором
Рз
МПа
Ра -0,6-АВ3
0,0989
Степень повышения
давления
компрессора
гк
МПа
Р*
Ръ
16,88
Относительные
потери входного
тракта
5 Ръ
%
р — р
Са 3 )-юо
Ра
0,312
Относительные
потери выхлопного
тракта
5 Р2
%
Р — Р
( 2 а) 100
р2
0,301
Эффективная
мощность ГТУ
К
кВт
N,+NM
13243
Коэффициент
сжимаемости
топливного газа
Zrr
6.2.1
0,952
Плотность
топливного газа на
входе суживающего
устройства
Ртг
КГ
м3
Ртт -103
Ztt'R'Tjt
17,39
Расход топливного
газа
(•*'гг
КГ
с
0,134^ А
0,86
Эффективный к.п.д.
ГТУ
Ле
%
N- ю2
Grr Qm
30,85
Приведенные показатели ГТУ в станционных условиях
(Д, = 0,1013 МПа; Т = 288 К; Q = 50000^)
и и л) КГ
Приведенная
мощность
к
кВт
. Ilk.м
Ра \Тъ в
13478
Приведенный расход
топливного газа
Grrv
кг
с
\ I \ Q. QjT
Ра УТ3 V
0,874
Приведенная
температура перед
силовой турбиной
т
к
bL.T
rr ao
i3
879,6
Приведенная
температура после
турбины
т2
ПР
к
b..T
ji a0
13
Приведенная частота
вращения ротора
|кнд
П*™пр
об
мин
lf~
n ■
кнд \ T
V 2з
6933
28

Приведенная частота
вращения ротора
КВД
"квд„,
об
МИН
«квд-л
\т~
1 а0
\т3
8965
Приведенная частота
вращения ротора
силовой турбины
П^пр
об
МИН
«cr-J
т~
“о
Тъ
5084
Приведенный к.п.д.
ГТУ
%
30,85
Приведенные параметры ГТУ при условиях ИСО 2314 (ГОСТ 20440)
Мощность ГТУ
N,
еИСО
кВт
(1+
1,43 • 5Р3 + 0,92 • 8Р2
100
■Ne
пР
13577
К.п.д. ГТУ
ть
1еИСО
%
(1 +
0,74 ■ 8Р„ + 0,74 • 8Р2
+	—	-)•
100
■Пе
31,0
ПРИЛОЖЕНИЕ И
{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 fill.
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.
29

СОДЕРЖАНИЕ
1	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ	3
2	НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ	4
3	ОБОЗНАЧЕНИЯ	4
4	ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ	6
5	РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ	7
6	РАСЧЕТЫ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГАЗОВОГО КОМПРЕССОРА	9
ПРИЛОЖЕНИЕ А Единицы и соотношения физических величин	16
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Физические константы индивидуальных газов 	16
ПРИЛОЖЕНИЕ В Принципиальная схема измерений	17
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Объемная низшая теплота сгорания и относительная плотность компонентов
сухого природного газа при 20 °С и 101,325 кПа	17
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Функции сжимаемости на базе приведенного уравнения состояния BWR	18
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Состав природного газа и значения коэффициентов уравнения состояния	18
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Значения коэффициентов индивидуальных газов для расчета мольной
теплоемкости в идеальном газовом состоянии	19
ПРИЛОЖЕНИЕ И Блок-схема расчета показателей ЦБН 	20
ПРИЛОЖЕНИЕ К Примеры расчета показателей ЦБН 	21
ПРИЛОЖЕНИЕ Л Блок-схема расчета показателей ГТУ	24
ПРИЛОЖЕНИЕ М Пример расчета показателей ГПА	25
ПРИЛОЖЕНИЕ Н Библиография	29
30