Полный текст:
ЗАДАЧА 1.
Воздух, имеющий начальное давление P1=0,1 МПа
и температуру t1=20°C,
сжимается в одноступенчатом поршневом компрессоре до давления Р2 = 0,8 МПа. Сжатие может
быть изотермическим, адиабатным и политропным с показателем политропы n = 1,24. Определить для каждого процесса
сжатия все начальные и конечные параметры воздуха, считая его идеальным газом;
отведенную от воздуха теплоту Q, кВт и
теоретическую мощность привода компрессора N, кВт, если производительность компрессора G = 0,1 кг/с. Дать сводную таблицу и
изображение процессов сжатия в pv- и
Ts-диаграммах.
РЕШЕНИЕ
Для воздуха, как для идеального газа, принимаем:
изохорную массовую теплоемкость Cv = 0,72 кДж/(кг ? К),
газовую постоянную R=287Дж/кг?К, показатель адиабаты К = 1,41. тогда начальный удельный
объем воздуха по уравнению Клапейрона:
.
Конечные
температуры воздуха при изотермическом, адиабатном и политропном сжатиях
соответственно:
Конечные удельные объемы воздуха по уравнению
Клапейрона:
м3/кг;
м3/кг;
м3/кг.
Теплота, отведенная от воздуха, по уравнению
теплового баланса:
(процесс без
теплообмена);
кВт;
кВт.
где знак (–) означает, что тепло отводится
от сжимаемого воздуха.
Теоретические мощности привода компрессора:
кВт;
кВт;
кВт,
что
подтверждает вывод о том, что мощность привода изотермического
компрессора минимальна, а адиабатного – максимальна.
Таблица 1.1
Сводная таблица
рассчитанных величин
Величина
Изотермическое сжатие
Адиабатное сжатие
Политропное сжатие
T2, К
V2, м3/кг
Q, кВт
N, кВт
293
0,1051
-17,5
17,5
536
0,1929
0
24
438
0,1571
-2,9
22
ЗАДАЧА 2.
Определить эффективную мощность Ne газотурбинной установки (ГТУ) без
регенерации теплоты и ее эффективный КПД по заданной степени повышения давления
= 7,0, известным адиабатным КПД турбины =0,89 и компрессора = 0,82, температуре воздуха перед компрессором = 10 0С, температуре газа перед турбиной = 820 0С и
по расходу воздуха через ГТУ = 57 кг/с. Изобразить цикл ГТУ в PV- и TS-
диаграммах. Показать, как зависит термический КПД ГТУ от степени повышения давления
.
РЕШЕНИЕ.
В расчете принимать
теплоемкость воздуха и газа Ср=1,01кДж/(кгК); показатель адиабаты
К=1,41; механический КПД ГТУ ?м=0,98; давление воздуха перед
компрессором Р1=0,1 МПа.
Удельный объем воздуха
перед компрессором по уравнению Клапейрона:
м3/кг.
Температура воздуха после
компрессора при адиабатном теоретическом сжатии по уравнению адиабатного
процесса:
;
К,
а при действительном
адиабатном сжатии – из выражения внутреннего адиабатного КПД компрессора:
;
К.
Давление сжатого воздуха в
компрессоре
МПа.
Удельные объемы воздуха в
точках 2, 2Д, 3 по уравнению Клапейрона:
м3/кг;
м3/кг;
м3/кг.
Температура газов после
газовой турбины при адиабатном теоретическом расширении
;
К,
а при действительном
адиабатном расширении – из выражения внутреннего адиабатного КПД газовой
турбины
;
К.
Удельные
объемы газа в точках 4 и 4Д по уравнению Клапейрона:
Для
построения цикла ГТУ в TS
– диаграмме необходимо определить изменения энтропии в процессах:
Эффективная
работа ГТУ:
Эффективный
КПД ГТУ:
.
Эффективная
мощность ГТУ:
.
Зависимость
термического КПД цикла ГТУ от степени повышения давления определялась по
выражению
,
результаты
расчетов по которому представлены в табл. 2.1.
Таблица
2.1
Зависимость
термического КПД цикла
без
регенерации теплоты от степени повышения
давления
5
6,2
7
8
9
0,374
0,412
0,432
0,454
0,472
Из
табл. 2.1 следует, что термический КПД возрастает с увеличением степени
повышения давления в компрессоре.
Рис. 2.2. TS-диаграмма
ГТУ без регенерации теплоты
Рис. 2.1. Pv-диаграмма ГТУ без регенерации теплоты
ЗАДАЧА 3.
Определить
термический КПД цикла Ренкина и эффективную мощность паротурбинной установки
(ПТУ) по заданным начальному давлению Р1 и температуре перегретого
пара перед турбиной t1;
конечному давлению в конденсаторе Р2 , расходу пара через турбину D, внутренним относительным КПД
турбины ?Т и питательного насоса ?Н. Изобразить цикл
Ренкина в TS
– диаграмме, а процессы сжатия воды в питательном насосе и расширения пара в
турбине – в hS
– диаграмме. Механический КПД ПТУ принять равным ?М=0,98.
Таблица 3.1
Исходные данные к задаче 3.1
Послед-няя циф-ра шифра
Р1,
МПа
t1,
?C
?Т
Предпос-ледняя цифра шифра
Р2,
кПа
D,
кг/с
?Н
0
10,0
500
0,80
0
3,0
50
0,70
1
10,5
510
0,81
1
3,5
100
0,71
2
11,0
520
0,82
2
4,0
150
0,72
3
11,5
530
0,83
3
4,5
200
0,73
4
12,0
540
0,84
4
5,0
50
0,74
5
12,5
550
0,85
5
3,0
100
0,75
6
13,0
560
0,86
6
3,5
150
0,76
7
13,5
570
0,87
7
4,0
200
0,77
8
14,0
580
0,88
8
4,5
50
0,78
9
14,5
590
0,89
9
5,0
100
0,79
РЕШЕНИЕ
(вариант 99). Решение может быть выполнено с помощью hS – диаграммы водяного пара
(приближенное) или с помощью таблиц термодинамических свойств воды и водяного
пара (точное).
На
рис. 3.1…3.3 изображены процессы в паротурбинной установке: 1-2 – теоретическое
адиабатное расширение пара в турбине; 1-2Д – действительное
расширение пара; 2- –
изобарно-изотермическая конденсация пара в конденсаторе; -3 – теоретическое адиабатное сжатие воды в питательном
насосе; -3Д – действительное сжатие воды (в TS – диаграмме эти процессы
не отражены, ввиду малого изменения параметров воды в этих процессах; они
изображены в увеличенном масштабе в hS
– диаграмме на рис. 3.2); 3Д-4 – изобарный нагрев воды до
температуры насыщения в водяном экономайзере; 4-5 – изобарно-изотермическое
парообразование в парогенераторе; 5-1 – изобарный перегрев пара в
пароперегревателе.
Точка
I
в hS
–диаграмме находится на пересечении изобары Р1 = 145 бар и изотермы t1 =
590? C, для которой находится энтальпия перегретого пара перед турбиной h1 =
3586 кДж/кг. Теоретическое расширение пара в турбине 1-2 изображается
вертикальной линией S2
= S1
до пересечения с изобарой Р2 = 0,05 бар,
откуда в точке 2 находится энтальпия пара после турбины h2
= 2035 кДж/кг.
Ниже
приведены таблицы 3.1 и 3.2 термодинамических свойств воды и водяного пара, с
помощью которых задача решается более точно. Критические параметры воды: Ркр
= 221,29 бар; tкр
= 374,15 ? C; vкр
= 0,00326 м3/кг; hкр
= 2100 кДж/кг; Sкр
= 4,43 кДж/(кгК).
Из
табл. 3.2 свойств перегретого пара для давления Р1 = 145 бар и
температуры t1
= 590? C находим методом линейной интерполяции энтальпию h1
= 3554 кДж/кг и энтропию перегретого пара перед турбиной S1
= 6,67 кДж/(кгК).
Теоретическое
адиабатное расширение пара происходит при постоянной энтропии S2
= S1
= 6,67 кДж/(кгК) до давления Р2
= 0,05 бар. Из hS
– диаграммы процесса на рис. 3.3 видно, что состояние пара после турбины (в
точке 2) соответствует влажному насыщенному пару, для которого энтропия
находится по формуле:
,
где
энтропия воды на линии насыщения при давлении Р2 = 0,05 бар по табл.
3.1
= 0,4761 кДж/(кгК) и
энтропия сухого насыщенного пара = 8,393 кДж/(кгК). Тогда степень сухости влажного пара после
турбины (в точке 2):
.
Рис. 3.2. Процессы теоретического 2?-3 и
действительного 2?-3Д сжатия воды в питательном насосе.
Рис. 3.1. Цикл Ренкина в TS-диаграмме.
Рис. 3.3. Процессы
расширения пара в турбине: 1-2- - теоретический; 1-2Д –
действительный.
Таблица 3.1
Таблица термодинамических свойств сухого насыщенного
пара
и воды на линии насыщения
РН,
бар
tH,
? C
,
м3/кг
,
м3/кг
,
кДж/кг
,
кДж/кг
r,
кДж/кг
,
кДж/(кгК)
,
кДж/(кгК)
0,010
6,92
0,001000
129,9
29,3
2513
2484
0,1054
8,975
0,025
21,09
0,001002
54,24
88,5
2539
2451
0,3124
8,642
0,050
32,88
0,001005
28,19
137,8
2561
2423
0,4761
8,393
0,075
40,32
0,001008
19,23
168,8
2574
2405
0,5764
8,250
0,100
45,84
0,001010
14,68
191,9
2584
2392
0,6492
8,149
1,00
99,64
0,001043
1,694
417,4
2675
2258
1,3026
7,360
10,0
179,88
0,001127
0,1946
762,7
2778
2015
2,138
6,587
50
263,91
0,001286
0,0394
1154
2794
1640
2,921
5,973
90
303,32
0,001417
0,0205
1364
2743
1379
3,287
5,678
100
310,96
0,001452
0,0180
1408
2725
1317
3,360
5,615
110
318,04
0,001489
0,0160
1450
2705
1255
3,430
5,553
120
324,63
0,001527
0,0143
1491
2685
1194
3,496
5,492
130
330,81
0,001567
0,0128
1531
2662
1131
3,561
5,432
140
336,63
0,001611
0,0115
1571
2638
1067
3,623
5,372
150
342,11
0,001658
0,0104
1610
2611
1001
3,684
5,310
160
347,32
0,001710
0,0093
1650
2562
932
3,746
5,247
Таблица 3.2
Таблица термодинамических свойств перегретого пара
Р, бар
20
30
50
t,
? C
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
0
50
100
150
200
0,000999
0,001011
0,001042
0,001089
0,001156
2,1
210,9
420,1
632,8
852,4
0,0000
0,7020
1,3048
1,838
2,328
0,000999
0,001011
0,001042
0,001089
0,001155
3,1
211,8
420,9
633,4
852,6
0,0000
0,7018
1,3038
1,837
2,326
0,000998
0,001009
0,001041
0,001088
0,001153
0,001249
5,2
213,6
422,5
634,7
853,6
1086
0,0004
0,700
1,302
1,835
2,322
2,789
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
0,1114
0,1255
0,1384
0,1511
0,1634
0,1755
0,1875
0,1995
0,2114
0,2232
2900
3019
3134
3246
3357
3468
3578
3690
3802
3917
6,539
6,757
6,949
7,122
7,282
7,429
7,569
7,701
7,827
7,947
0,0707
0,0812
0,0905
0,0993
0,1078
0,1161
0,1243
0,1325
0,1405
0,1484
2853
2988
3111
3229
3343
3456
3569
3682
3796
3911
6,283
6,530
6,735
6,916
7,080
7,231
7,373
7,506
7,633
7,755
0,0454
0,0519
0,0578
0,0633
0,0686
0,0737
0,0787
0,0836
0,0884
2920
3063
3193
3315
3433
3550
3666
3782
3899
6,200
6,440
6,640
6,815
6,974
7,120
7,257
7,387
7,510
Окончание табл.3.2
Р, бар
80
100
150
t,? C
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
n,
м3/кг
h,
кДж/кг
S,
кДж/(кгК)
0
0,000996
8,2
0,0004
0,000995
10,2
0,0004
0,000993
15,2
0,0008
50
0,001008
216,2
0,6992
0,001007
218,0
0,698
0,001005
222,3
0,695
100
0,001040
424,9
1,3996
0,001038
426,5
1,298
0,001036
430,4
1,294
150
0,001086
636,6
1,832
0,001084
638,0
1,830
0,001081
641,3
1,824
200
0,001150
855,0
2,317
0,001148
856,0
2,314
0,001144
858,3
2,306
250
0,001244
1085,7
2,781
0,001240
1086
2,776
0,001233
1086
2,765
300
0,02429
2784
5,788
0,001397
1342
3,244
0,001377
1337
3,222
350
0,03003
2985
6,126
0,02247
2920
5,940
0,01150
2690
5,442
400
0,03438
3135
6,356
0,02646
3093
6,207
0,01568
2973
5,878
450
0,03821
3270
6,552
0,02979
3239
6,416
0001847
3155
6,139
500
0,04177
3397
6,722
0,03281
3372
6,596
0,02080
3308
6,346
550
0,04516
3520
6,876
0,03566
3499
6,756
0,02291
3445
6,521
600
0,04844
3640
7,019
0,03837
3621
6,901
0,02490
3576
6,677
650
0,05161
3760
7,152
0,04097
3744
7,038
0,02677
3706
6,822
700
0,05475
3881
7,280
0,04354
3867
7,167
0,02857
3835
6,956
Тогда энтальпия влажного
пара после турбины
,
где = 137,8 кДж/кг –
энтальпия воды на линии насыщения и = 2561 кДж/кг – энтальпия сухого насыщенного пара, взятые
также из табл. 3.1 при давлении Р2 = 0,05 бар.
Необратимые потери при действительном расширении пара
в турбине 1-2Д учитываются внутренним относительным КПД турбины
,
откуда, при заданном = 0,89, находим
энтальпию в конце действительного расширения пара:
.
Степень
сухости пара в точке 2Д:
.
Энтропия пара в точке 2Д:
.
Повышение энтальпии питательной воды в насосе:
,
где Р1 = 14,5·103 кПа –
давление питательной воды после насоса; = 0,001005 м3/кг
– удельный объем воды перед насосом (при Р2 = 0,05 бар); = 0,79 – внутренний
относительный КПД насоса (задан).
Энтальпия воды за питательным насосом:
.
Внутренний относительный КПД насоса
,
откуда находим энтальпию питательной воды после
теоретического сжатия:
.
Процессы теоретического -3 и действительного -3Д сжатия воды в питательном насосе изображены в hS – диаграмме на рис.3.2.
Термический КПД цикла Ренкина:
.
Так как работа пара в турбине
много больше работы сжатия воды в насосе.
,
то для приближенных расчетов работой сжатия воды в
насосе пренебрегают (), тогда приближенно:
.
С учетом внутренних необратимых потерь в турбине и в
насосе находим внутреннюю работу ПТУ:
.
Теоретическая работа ПТУ:
.
Следовательно, из-за необратимых потерь теряется
работоспособность ПТУ на
.
Эффективная мощность ПТУ:
,
где = 0,98 – механический
КПД ПТУ и D = 100 кг/с – расход пара через
турбину – заданы.
ЗАДАЧА 4. Задано
топливо и паропроизводительность котлоагрегата D. Определить состав топлива по рабочей массе и его
низшую теплоту сгорания, способ сжигания топлива, тип топки, значение
коэффициента избытка воздуха в топке ?Т и в уходящих из топки газах ?ух по
величине присоса воздуха по газовому тракту ??; найти теоретически необходимое
количество воздуха V0 для сгорания 1кг (1м3) топлива и объемы
продуктов сгорания при ?ух, а также энтальпию уходящих газов Iух при
заданной температуре уходящих газов tух
и их влагосодержании dух.
Исходные данные выбрать из табл. 4.1.
Таблица 4.1
Исходные данные к задаче 4
Последняя цифра шифра
Вид топлива
Предпослед-няя цифра шифра
D,
T/ч
??
tyx,
?C
0
Кузнецкий уголь Г (каменный, газовый)
0
160
0,15
130
1
Мазут малосернистый
1
20
0,16
130
2
Газ из газопровода “Средняя Азия - Центр”
2
10
0,18
130
3
Челябинский уголь БЗ (бурый)
3
120
0,20
140
4
Мазут сернистый
4
25
0,22
140
5
Газ из газопровода “Бухара – Урал”
5
15
0,24
140
6
Канско–Ачинский уголь Б2 (бурый)
6
80
0,26
150
7
Мазут высокосернистый
7
30
0,28
150
8
Газ из газопровода “Саратов – Москва”
8
20
0,30
150
9
Экибастузский уголь СС (бурый, слабоспекающийся)
9
30
0,32
160
Таблица 4.2
Элементарный состав твердых и жидких топлив [9]
Бассейн,
месторождение
Марка
топлива
Состав
рабочей массы топлива, %
Qpн,
МДж/кг
VГ,
%
Wp
Ap
Sp
Cp
Hp
Np
Op
Кузнецкий каменный уголь
Г
8,5
11,0
0,5
66,0
4,7
1,8
7,5
26,15
40,0
Кузнецкий каменный уголь
Д
12,0
13,2
0,3
58,7
4,2
1,9
9,7
22,84
42,0
Кузнецкий каменный уголь
Т
6,5
16,8
0,4
68,6
3,1
1,5
3,1
26,20
13,0
Челябинский бурый уголь
Б3
18,0
29,5
1,0
37,3
2,8
0,9
10,5
13,83
45,0
Канско-Ачинский бурый уголь
Б2
33,0
6,0
0,2
43,7
3,0
0,6
13,5
15,67
48,0
Кизеловский бурый уголь
Г
6,0
31,0
6,1
49,5
3,6
0,8
4,0
19,70
42,0
Экибастузский бурый уголь
СС
7,0
38,1
0,8
43,4
2,9
0,8
7,0
16,76
30,0
Мазут мало-сернистый
-
3,0
0,05
0,3
84,65
11,7
0,3
0,3
40,31
-
Мазут сернистый
-
3,0
0,1
1,4
83,8
11,2
0,5
0,5
39,76
-
Мазут высоко-сернистый
-
3,0
0,1
2,8
83,0
10,4
0,7
0,7
38,80
-
Таблица 4.3
Расчетные характеристики природных газов [9]
№
Газопровод
Состав газа
по объему, %
Qpн,
МДж/кг
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
N2
CO2
1
Саратов-Москва
84,5
3,8
1,9
0,9
0,3
7,8
0,8
35,80
2
Саратов-Горький
91,9
2,1
1,3
0,4
0,1
3,0
1,2
36,16
3
Серпухов-Ленинград
89,7
5,2
1,7
0,5
0,1
2,7
0,1
37,50
4
Дашава-Киев
98,9
0,3
0,1
0,1
0
0,4
0,2
35,90
5
Бухара-Урал
94,9
3,2
0,4
0,1
0,1
0,9
0,4
36,70
6
Средняя Азия-Центр
93,8
3,6
0,7
0,2
0,4
0,7
0,6
37,60
7
Шебелинка-Москва
94,1
3,1
0,6
0,2
0,8
1,2
0
37,90
8
Газли-Ташкент
94,0
2,8
0,4
0,3
0,1
2,0
0,4
36,30
9
Ставрополь-Москва
93,8
2,0
0,8
0,3
0,1
2,6
0,4
36,12
10
Гоголево-Полтава
85,8
0,2
0,1
0,1
0
13,7
0,1
31,00
Таблица 4.4
Типы топок, рекомендуемых для котельных агрегатов [1]
Вид
топлива
D, Т/ч
Топка
Каменный уголь
?25
Шахтно-мельничная- для углей с VГ>30%
Бурый уголь
25…75
Шахтно-мельничная
Бурый уголь
>75
Пылеугольная
Мазут и газ
При всех значениях
Камерная
Таблица 4.5
Основные расчетные характеристики камерных топок [1]
Тип топки
Топливо
?Т
Потери теплоты
Тепловое напряжение, кВт/м3
q3, %
q4, %
D<75
Т/ч
D?75
Т/ч
D<75
Т/ч
D?75
Т/ч
D<75
Т/ч
D?75
Т/ч
Пылеуголь-
Кам.угли
1,2
0,5
0
3
1
210
175
ные
Бур.угли
1,2
0,5
0
1,5
0,5
240
185
Шахтно-мельничные
Кам.угли
Бур.угли
1,25
-
0,5
6
4
150
175
1,25
-
0,5
2
1
Камерные, экрани-рованные
Мазут
Газ
1,1
-
0,5
-
-
290
350
1,1
-
0,5
-
-
Таблица 4.6
Потери теплоты
на наружное охлаждение котлоагрегата [1]
D, Т/ч
q5, %
D, Т/ч
q5, %
6,5
2,2
50
0,9
10
1,8
65
0,8
12
1,6
90
0,7
20
1,3
150
0,6
25
1,2
200
0,5
34
1,1
300
0,45
РЕШЕНИЕ (вариант 99: горение угля, горение мазута
рассчитывать по тем же формулам; для горения природного газа будет рассмотрен
вариант ниже). Элементарный состав экибастузского угля СС (бурого,
слабоспекающегося) из табл.4.2:
влажность Wp = 7%;
зольность Ap = 38,1%; Sp = 0,8%; Cp = 43,4%; Hp =
2,9%; Np =
0,8%; Op =
7%; низшая рабочая теплота сгорания Qрн = 16,76
МДж/кг; выход летучих Vг = 30%.
Из табл.4.4 выбираем для сжигания бурого угля
шахтно-мельничную топку (при паропроизводительности котлоагрегата D = 30Т/ч). При этом из табл.4.5: коэффициент избытка
воздуха в топке ?т = 1,25.
Низшая рабочая теплота сгорания твердого (жидкого)
топлива по формуле Д.И. Менделеева [1]:
(из табл.4.2: Qpн = 16,76
МДж/кг), что говорит о хорошей точности формулы Д.И. Менделеева, так как
относительное расхождение расчетного и табличного значений:
.
В формулу Д.И. Менделеева Wp, Sp, Cp, Hp, Op –
подставляются в процентах, а константы 339,5; 1256… представляют собой теплоты
сгорания углерода, водорода…, поделенные на 100.
Теоретически необходимое количество воздуха [1]:
где приведенное количество углерода:
.
Объем трехатомных газов:
.
Объем азота в теоретически необходимом воздухе:
.
Объем
водяных паров [9]:
где dух = 0,0161 кг/кг.сух.возд. – влагосодержание воздуха в
уходящих газах; ?ух = ?т + ?? =1,25+0,32=1,57 –
коэффициент избытка воздуха в уходящих газах (?? – задано, ?т – выбран по табл.4.5 для бурого угля и
шахтно-мельничной топки).
Избыточный воздух в уходящих газах:
.
Объем сухих газов:
.
Объем уходящих газов:
.
Энтальпия уходящих газов:
где объемные теплоемкости газов находятся через
мольные теплоемкости µС, взятые из табл.4.7 при tух = 160?C
(задана):
Здесь µ?0 = 22,4м3/кмоль – объем
киломоля газа при нормальных физических условиях.
Таблица 4.7
Средняя мольная теплоемкость газов [7]
t,
?C
N2
атмосф.
CO2
H2O
Воздух
0
29,02
35,87
33,50
29,08
100
29,05
38,12
33,75
29,16
200
29,14
40,07
34,12
29,30
300
29,29
41,76
34,58
29,53
400
29,50
43,26
35,09
29,79
500
29,77
44,58
35,63
30,10
600
30,05
45,76
36,20
30,41
700
30,35
46,82
36,79
30,73
800
30,64
47,77
37,40
31,03
900
30,93
48,62
38,01
31,33
1000
31,20
49,40
38,62
31,60
1100
31,46
50,11
39,23
31,89
1200
31,71
50,75
39,83
32,11
1300
31,95
51,35
40,41
32,35
РЕШЕНИЕ (вариант 98: горение природного газа из
газопровода «Саратов- Москва»). Состав газа из табл.7.7: СН4 =
84,5%; С2Н6 = 3,8%; С3Н8 = 1,9%; С4Н10
= 0,9%; С5Н12 = 0,3%;
N2 = 7.8%;
СО2 = 0,8%; Qрн = 35,8МДж/м3.
Из табл.4.4 для сжигания газа выбираем камерную топку.
Коэффициент избытка воздуха в топке из табл.4.5 – ?т = 1,1.
Низшая рабочая теплота сгорания сухого газа при
нормальных условиях [1]:
Относительное расхождение с табличным значением:
невелико, что говорит о достаточной точности расчета.
Теоретически необходимое количество воздуха:
Объем трехатомных газов:
Объем азота в теоретически необходимом воздухе:
.
Объем водяных паров:
где ?ух = ?т + ?? = 1,1 + 0,32 = 1,42 – коэффициент избытка воздуха в
уходящих газах (??- задан, ?т – выбран
по табл.4.5 для природного газа); dyx = 0,0161кг/кг.сух.возд. – влагосодержание воздуха в уходящих газах.
Избыточный воздух в уходящих газах:
.
Объем сухих газов:
.
Объем уходящих газов:
.
Расчет энтальпии уходящих газов для природного газа не
отличается от такового при горении углей или мазута.