Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Технологические схемы компрессорных станций




КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ МГ

 

Технологические схемы компрессорных станций

С центробежными нагнетателями

Компрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях – здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения.

В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС, перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем КС с центробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведённому на рис. 5.1.

Функционирование КС со схемой, изображенной на рис. 5.1 осуществляется следующим образом.

Газ от узла подключения станции к газопроводу УП поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа УО, где очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования, а другая, меньшая, – отбирается на установку подготовки газа (УПГ). УПГ предназначена для подготовки: пускового (ГП) и топливного (ГТ) газа ГТУ, импульсного газа (ГИ), используемого для перестановки кранов КС, а также для редуцирования газа, предназначенного прочим местным потребителям (ГСН).

После сжатия в компрессорном цехе газ подаётся на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединённых аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль.

Приведённая на рис. 5.1 технологическая схема КС является самой общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. К таковым, как отмечалось выше, могут относится: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятое на станции количество ступеней очистки газа от механических примесей и т. д.

Из всего перечисленного на технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции (см. раздел 5.2.1).

 

Рис. 5.1. Технологическая схема КС с центробежными нагнетателями

 

Количество ступеней очистки газа изменяет общую схему станции так же локально, только в части установки очистки газа УО. При одноступенчатой очистке газа технологическая схема УО имеет вид, изображённый на рис. 5.1; при двухступенчатой – после пылеуловителей П на УО размещаются фильтры-сепараторы, соединённые между собой параллельно и составляющие вторую ступень очистки газа.

В значительной меньшей мере технологическая схема КС зависит от типа привода нагнетателей. Тип привода определяет лишь масштабы установки подготовки газа УПГ. При газотурбинном приводе нагнетателей УПГ наиболее весома по своим функциям и размерам. Данному случаю отвечает технологическая схема КС, приведённая на рис. 5.1. Когда на станции используется электропривод, на УПГ отсутствуют устройства по подготовке топливного и пускового газа, а на схеме КС не предусматриваются соответствующие трубопроводы.

Помимо рассмотренных, наиболее значимых различий технологические схемы компрессорных станций могут иметь достаточно большое количество мелких расхождений друг с другом.

Например, нормами технологического проектирования ОНТП 51-1-85 на всех проектируемых и строящихся КС предусматривается использовать одну общую установку охлаждения газа УХ, как это показано на рис. 5.1. На ряде ранее сооружённых станций, возведённых ещё по старым нормам, данная установка выполнена раздельной, состоящей из нескольких автономных друг от друга групп АВО. На некоторых станциях АВО вообще отсутствует.

Одним из отличий технологических схем может быть применение на мощных КС двух ниток трубопроводов вместо одной (рис. 5.1) для соединения компрессорных цехов с магистральным трубопроводом. К двухниточному варианту прибегают для снижения скорости движения газа в трубопроводах и уменьшения сопротивления коммуникаций КС.

Нагнетательные коммуникации компрессорного цеха могут быть многониточными и по другим причинам. Например, при использовании на КС нескольких групп неполнонапорных нагнетателей (см. раздел 5.2.2).



Достаточно большое количество изменений в типовую схему компрессорных станций вносится в результате рационализаторских разработок. Нововведения возникают из-за необходимости учёта особенностей работы конкретных станций, которые трудно учесть в одном варианте схемы.

На типовой технологической схеме КС, приведённой на рис. 5.1 использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы – обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей.

К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р).

Краны обвязки нагнетателей относятся к объектам компрессорного цеха, который на рис. 5.1 изображён условно. Состав объектов КЦ и подробное рассмотрение их приведены в разделе 5.2.

Краны №19 и №21 узла подключения КС к магистрали являются охранными (входной охранный и выходной охранный соответственно), нормальное положение их открытое. Данные краны предназначены для отключения от магистрали участка газопровода, непосредственно примыкающего к КС, в случае аварии на станции. В частности, при аварии на узле подключения КС. Кран №20 называется секущим, нормальное положение его при работающей станции – закрытое. При отключении всей КС кран №20 открывается (№7 и №8 закрываются), и газ движется по магистрали, минуя станцию. Краны №17 и №18 свечные. Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках станции и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Краны №7 и №8, служащие для отключения КС от магистрали, имеют обводные линии с дросселями. Обводные линии выполняются диаметром, меньшим диаметра основного трубопровода с кранами №7 и №8, и служат для выравнивания давления по обе стороны основных кранов перед их открытием. Это облегчает открытие данных кранов и предотвращает гидравлический удар, который имел бы место при резком открытии запорной арматуры №7 и №8 с большим проходным сечением. Для сглаживания скачка давления и предотвращения гидроудара при открытии кранов на обводных линиях последние оснащаются дросселями, создающими потоку газа дополнительное гидросопротивление.

Следующие по ходу рассмотрения общестанционные краны №36 и №36р установлены на перемычке между входным и выходным газопроводами КС. Перемычка составляет элемент большого или пускового контура КС, который ещё называется «станционным кольцом»; с помощью перемычки можно часть газа перемещать с выхода станции на её вход.

Большой контур КС, включающий в себя краны №36 и №36р, предназначен для трёх целей:

· для осуществления плавной загрузки и разгрузки ГПА при их пусках и остановках;

· для регулирования режима работы КС методом перепуска;

· для предотвращения у центробежных нагнетателей помпажа и вывода нагнетателей из режима помпажа.

Пуск любой машины сопряжен с преодолением инерции её находящихся в покое подвижных частей и с приложением к машине значительных пусковых усилий. Это влечёт за собой, с одной стороны, повышенный расход энергии на пуск, с другой – дополнительный износ оборудования.

Для облегчения пусков и снижения износа агрегаты пускают в работу постепенно с минимальной загрузкой их по мощности. Минимум загрузки обеспечивается при малых производительностях нагнетателя (см. рис. 5.2.), которые в условиях КС достигаются работой агрегатов на «станционное кольцо» через приоткрытый кран №36р.

Кран №36р – регулирующий. Он в отличие от прочих кранов КС, имеющих всего два положения («открыт» или «закрыт»), может занимать промежуточные позиции и таким образом осуществить пропуск газа через «станционное кольцо» с дросселированием потока в данном кольце.

После пуска ГПА, по мере набора его ротором частоты вращения и мощности, кран №36р постепенно все более открывается и загрузка агрегата по мощности также постепенно возрастает. При наборе ГПА необходимых оборотов и принятии агрегатов полной загрузки по мощности ГПА переводится с «кольца» на работу в магистраль через кран №8.

Кран №36р используется также при остановках ГПА для предотвращения образования в конструктивных элементах агрегатов чрезмерных напряжений от резкой их разгрузки.

Постепенность снятия нагрузки с ГПА осуществляется переводом агрегатов, перед их отключением, из режима работы «на магистраль» в режим работы «на кольцо» в порядке, обратном последовательности действий, производимых при пуске ГПА.

Кран №36р имеет дистанционное управление с главного щита компрессорной станции.

Предотвращение помпажа центробежного нагнетателя и вывод нагнетателя из режима помпажа осуществляется с помощью крана №36. Помпаж, как известно, возникает в том случае, когда происходит уменьшение объёмного расхода газа через нагнетатель и этот расход становится меньше некоторого критического значения Qкр. Для выведения нагнетателя из помпажа необходимо увеличить расход газа через компрессорную машину.

 

 


На компрессорных станциях магистральных газопроводов увеличение расхода через нагнетатель осуществляется открытием крана №36 и переводом нагнетателя из режима работы «на магистраль» в режим работы «магистраль плюс станционное кольцо». Суть происходящих при этом процессов и их влияние на вывод нагнетателя из помпажа рассмотрим на примере.

В качестве примера возьмём простейший случай. Допустим, компрессорный цех КЦ оснащён только одним нагнетателем с характеристикой 1, приведённой на рис. 5.3. В исходном режиме нагнетатель работал на магистральный газопровод с характеристикой 2 при закрытых кранах №36 и №36р. Согласно рабочей точке Мо рассматриваемой системы производительность нагнетателя составляла Qо , а его степень сжатия – eо.

В некоторый момент времени объёмный расход газа через нагнетатель сократился до Q1 < Qкр, что вызвало помпаж. На него среагировали датчики системы автоматики.

По сигналу датчиков происходит автоматическое открытие крана №36, и газ с выхода нагнетателя поступает не только в магистральный трубопровод, но и в «станционное кольцо» с характеристикой 3. Теперь нагнетатель ведёт перекачку газа по двум трубопроводам, соединённым между собой параллельно. Эти трубопроводы составляют единую систему с характеристикой, соответствующей сумме характеристик 2 и 3.

Поскольку магистраль и «станционное кольцо» соединены между собой параллельно, то суммирование характеристик 2 и 3 необходимо проводить по подаче Q при постоянных значениях степени сжатия e. Выполненное таким образом сложение даёт суммарную характеристику системы (2+3), на которую работает нагнетатель в новых условиях.

С открытием крана №36 рабочая точка нагнетателя, согласно вышерассмотренному, перемещается из положения М0 в положение М – расход газа через компрессорную машину увеличивается с Q1 до Q > Qкр, и агрегат выходит из помпажа.

Нетрудно заметить, что вывод нагнетателя из помпажа приведённым выше способом сопряжён с повышением производительности ГПА и, следовательно, с увеличением потребляемой агрегатной мощности от (Ni/Pв)0 до (Ni / Pв) > (Ni / Pв)о (см. рис. 5.3) . При существенном различии между (Ni /Pв) и (Ni / Pв)о может возникнуть перегрузка ГПА по мощности и его автоматическое отключение. Для предотвращения этого на перемычке, содержащей краны №36 и №36р, установлен дроссель «Д», который ограничивает пропускную способность трубопровода с «Д», создавая в нём дополнительное сопротивление.

Дроссель «Д» регулируемый. Необходимая степень его приоткрытия определяется опытным путём в ходе пуско-наладочных работ на КС.

Последний элемент общестанционной арматуры, который следует рассмотреть, – обратный клапан перед краном №8. Данный клапан предотвращает переток газа из магистрали на выход нагнетателей в случае отключения КС при неисправном кране №8, а также при переводе компрессорной станции на «станционное кольцо» при пусках и остановках КС, при регулировании режима работы станции перепуском и при выводе КС из помпажа.

Переток газа из магистрали на выход нагнетателей опасен тем, что он может вызвать обратную раскрутку роторов нагнетателей и ГПА, а это приводит к тяжёлым последствиям.

 

Магистральных газопроводов

 

Компрессорный цех

Компрессорные цехи КС магистральных газопроводов представляют собой капитальные здания или отдельные металлические блоки (расположенные на общей площадке), в которых размещаются газоперекачивающие агрегаты.

В непосредственной близости от цехов со стороны расположения компрессорных машин, находится обвязка нагнетателей – трубопроводы с крановыми узлами. Трубопроводы и краны обвязки устанавливаются над землёй на железобетонных опорах высотой порядка одного метра.

Капитальные здания КС сооружаются из огнестойких материалов и имеют каркасную конструкцию, состоящую из системы колонн, балок и ферм. На каркасе монтируются облегченные ограждающие панели.

Компрессорные станции с подобными помещениями для ГПА называются станциями в традиционном исполнении. К их числу относится основная масса КС с электроприводом и с приводом от газотурбинных установок стационарного типа.

Более совершенные ГПА последних поколений размещаются в индивидуальных металлических блоках заводского изготовления и заводской комплектации. Блоки транспортируются на место строительства КС практически в полностью готовом виде. Это существенно сокращает трудоёмкость и продолжительность строительства станции. Блочное исполнение имеют, преимущественно, КС с приводом от авиационных и судовых двигателей, станции с импортными ГПА и некоторая часть КС со стационарными ГТУ и электроприводными агрегатами.

Обвязка нагнетателей компрессорного цеха может иметь три варианта. Полнонапорные нагнетатели соединяются между собой только параллельно, неполнонапорные, создающие недостаточно высокое давление, обвязываются по различным схемам – параллельно, последовательно, по смешанной схеме соединения.

Обычно неполнонапорные машины в компрессорном цехе разбивают на группы. Внутри каждой группы нагнетатели соединяются последовательно, а группы между собой – параллельно.

Количество нагнетателей в группе соответствует числу ступеней сжатия газа на КС. Существующее оборудование позволяет иметь на станциях одно, -двух и трехступенчатое сжатие. Потребное количество ступеней сжатия в каждом отдельном случае определяется технико-экономическим расчетом.

Отмеченные особенности КС с неполнонапорными нагнетателями привели к появлению двух вариантов обвязки неполнонапорных машин – по смешанной схеме соединения и по коллекторной схеме.

 

Схеме соединения

 

Коллекторная схема обвязки нагнетателей показана на рис. 5.5. Особенность данной схемы – использование для обвязки ГПА трёх коллекторов: всасывающего 1, промежуточного 2 и нагнетательного 3.

Промежуточный коллектор является нагнетательным для первой ступени сжатия (машины I , II , IV , VI и VIII) и, одновременно, всасывающим – для второй ступени (агрегаты I, III , V , VII и VIII).

При коллекторной схеме соединения агрегатов нагнетатели в цехе разбиваются не на группы, как при смешанной схеме обвязки, а по ступеням сжатия, которые, как и группы относительно обособлены друг от друга. Такая организация компрессорного цеха придаёт ему ряд особенностей, которые приведены ниже.

С помощью коллекторной схемы создаётся возможность подключать нагнетатели, расположенные по концам цеха или в его середине, к любой ступени сжатия. Это обеспечивает повышенную гибкость резервирования агрегатов. На рис. 5.5 агрегатами, допускающими их присоединение к любой ступени сжатия, являются машины I и VIII, которые оснащаются более сложной обвязкой.

При коллекторной схеме соединения ГПА аварийное отключение одного или нескольких агрегатов в какой-либо из ступеней сжатия приводит к снижению производительности компрессорного цеха, в том числе и ступени сжатия с полным количеством работающих нагнетателей. Объём газа, проходящий через нагнетатели данной ступени, уменьшается, что создаёт возможность помпажа.

 

Рис. 5.5. Технологическая схема цеха с коллекторной обвязкой

неполнонапорных нагнетателей:

УП – узел подключения КС; УХ и УО –узлы охлаждения и очистки газа

 

Для его предотвращения в обвязке компрессорного цеха предусмотрены обводные краны 8. Через эти краны часть газа, компремируемого безаварийной ступенью сжатия, перепускается с её выхода на вход, чем расход газа через нагнетатели данной ступени увеличивается, и помпаж не возникает.

На КС с коллекторной схемой обвязки агрегатов существует три пусковых контура в отличие от двух в ранее рассмотренном случае (рис. 5.4). Это малый пусковой контур нагнетателя с краном №3 бис, пусковой контур сжатия (у каждой ступени свой) и пусковой контур станции.

Пусковой контур КС при коллекторной схеме идентичен подобному в типовой технологической схеме станции (рис. 5.1).

Пусковой контур первой ступени сжатия на рис. 5.5 образован коллектором 4, подающим газ при пусках ГПА от нагнетателей на вход установки очистки газа. Пусковой контур второй ступени сжатия может быть совмещён с промежуточным коллектором 2 либо выполнен отдельно в виде коллектора 5, подключённого к 2.

 

Параметров (ТГП)

Расчет эффективной мощности и КПД агрегата выполнен для шести ГТК-10-4 с нагнетателем 370-18-1 по методикам известных учёных: Зарицкий С.П., Лопатин А.С., Поршаков Б.П., Степанов О. А., Шабаров А.Б. Расчёт ТГП проводится с целью качественного сравнения существующих методик определения Ne, he и выявлению их применимости на практике в области диагностики газоперекачивающих агрегатов. Расчётная схема приведена на рис. 5.12. На расчётной схеме указаны основные конструкционные элементы ГПА и параметры, измеряемые на агрегатах с помощью, как штатных приборов, так и специально устанавливаемых измерительных приборов необходимых для получения достаточной первичной информации используемой в расчётных методиках. Более детальное описание схемы приведено ниже.

 
 

Рис. 5.12. Схема измерения ТГП

 

Из воздухозаборной камеры забирается воздух с параметрами Та и Ра, которые регистрируются штатными приборами. Перед первой ступенью ОК происходит небольшое изменение параметров всасываемого воздуха до уровня Т0, Р0. В ОК воздух сжимается и на выходе приобретает параметры ТС, РС, которые регистрируются штатной аппаратурой. Сжатый воздух поступает в теплообменник (регенератор) и подогревается до температуры ТV и давление составляет РV. Сжатый и подогретый воздух поступает в камеру сгорания, где смешивается с топливным газом, который подаётся по отдельному топливопроводу. Параметры топливного газа Тd, Рd, регистрируются дополнительной аппаратурой. Продукты сгорания после КСГ поступают в ТВД с параметрами ТZ и РZ. ТZ рассчитывается, РZ регистрируется штатной аппаратурой. Температура продуктов сгорания (Т`S) между ТВД и ТНД рассчитывается. Продукты сгорания на выходе ТНД имеют параметры ТS и РS, измеряемые штатной аппаратурой. Дополнительно установлен расходомер продуктов сгорания, который регистрирует , как на левом, так и на правом газоходе. По нагнетателю штатной аппаратурой регистрируются параметры газа Т1, Р1 и Т2, Р2, а также частота вращения ротора нагнетателя n = nТНД и ротора ОК (nOK = nТВД). Состав компонентов транспортируемого газа по данным КС приведён в табл. 5.1.

 

Исходные данные для расчёта ТГП

Исходные данные по составу и характеристикам компонентов природного газа Уренгойского месторождения приведены в табл. 5.1, а общие исходные данные по ТГП ГТК-10-4 Ярковской КС приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.1

Состав и характеристики компонентов природного газа

 

Характеристики Компоненты
rCH4 rC2H6 rC3H8 rC4H10 rCO2 rH2S rN2
rC1 rC2 rC3 rC4
Молярная концентрация %, r 98,0 0,4 0,2 0,0 0,1 - 1,3
Молекулярный вес, mi 16,04 30,07 44,09 58,12 44,02 - 28,00
Низшая молярная теплота сгорания QНРi, кДж/кг - - -

 

Таблица 5.2

Общие исходные данные

 

  Агрегат №
 
  Величина Размерность Значения
  r15 кг/м3 1,226
  rН кг/м3 0,690
  Ра МПа 0,0987 0,0985 0,0968 0,0961 0,0968 0,0981
  Та К
  Р0 МПа 0,0987 0,0985 0,0968 0,0961 0,0968 0,0981
Т0 К  
Р1 МПа 5,38 5,80 6,28 5,15 6,13 6,08  
Т1 К 296,0 297,1 303,5 289,4 299,8 288,0  
Р2 МПа 6,18 6,49 7,16 6,03 7,26 7,46  
Т2 К 309,0 306,9 316,5 302,5 313,2 306,0  
РС МПа 0,3603 0,3563 0,3633 0,3793 0,4033 0,4320  
ТС К  
                       

Продолжение таблицы 5.2

ТV К
РZ МПа 0,3593 0,3513 0,3603 0,3563 0,4013 0,4120
ТS К
Pизб МПа 0,00260 0,00250 0,00260 0,00275 0,00310 0,00440
П МПа 4,260×10-4 4,162×10-4 4,163×10-4 4,550×10-4 5,404×10-4 6,30×10-4
Л МПа 4,360×10-4 4,162×10-4 4,163×10-4 4,550×10-4 5,404×10-4 6,30×10-4
В кг/с 0,565 0,560 0,555 0,570 0,662 0,702
FП м2 1,826
FЛ м2 1,826
РSп МПа 0,1039 0,1038 0,1039 0,1040 0,1041 0,1057
РSл МПа 0,1039 0,1038 0,1039 0,1040 0,1041 0,1057
hл 0,93
hг 0,98
hм 0,995
ТО К
rнагн кг/м3 40,561 43,100 45,680 39,300 45,136 46,600
b1 19,8
b2 -9067,4
b3 53778,5
b4 -98100,6
b5 57570,2
nном об/мин
n об/мин
Nмех кВт
Neном кВт
TZном К
ном К
Раном МПа 0,101325
heном 0,29
С` 0,3
А 0,292
К МПа 0,00974 0,00920 0,00927 0,00930 0,00960 0,00980
                       

 

Вариант 1 А

Используя исходные данные табл. 5.1 и 5.2 рассчитываются следующие характеристики газа по уравнениям:

. (5.61)

Элементарный весовой состав топлива в процентах:

, (5.62)

, (5.63)

, (5.64)

, (5.65)

, (5.66)

где СР, НР, SP, NP, OP – весовая концентрация соответственно углерода, водорода, серы, азота, кислорода.

, (5.67)

, (5.68)

, (5.69)

. (5.70)

Плотность продуктов сгорания за ТНД:

РS = Pa + PИЗБ, (5.71)

левый газоход

, (5.72)

правый газоход

. (5.73)

Расходы продуктов сгорания:

, (5.74)

, (5.75)

, (5.76)

МВПС-В, (5.77)

, (5.78)

. (5.79)

Температура продуктов сгорания перед ТВД рассчитывается по следующей формуле:

. (5.80)

Мощность осевого компрессора:

. (5.81)

Мощность турбины высокого давления при условии, что ТВД и ОК на одном валу:

. (5.82)

Температура продуктов сгорания за ТВД:

, (5.83)

. (5.84)

Эффективная мощность ГПА:

. (5.85)

Эффективный КПД ГПА:

. (5.86)

Пример расчёта:

РS = 0,0987 + 0,0026=0,1013 МПа

МВ=75,109-0,565=74,544 кг/с

 

 

Вариант 1В

Эффективная мощность, эффективный КПД рассчитываются следующим образом:

. (5.87)

Примечание: недостающие данные берутся из методики 1А (В, QHP).

. (5.88)

Пример решения:

,

 

.

 

 

Вариант 4А

Степень расширения продуктов сгорания в турбинах, необходимая для определения мощностного параметра Б, определяется по следующей формуле:

. (5.109)

По данным Зарицкого С. П. определяется Б в зависимости от eТ и рассчитывается эффективную мощность:

. (5.110)

Эффективный КПД определяется по формуле (5.86), используя недостающие данные из методики 1А (В, QHP):

Вариант 4В

Коэффициент К определяется по следующей формуле:

, (5.111)

, (5.112)

. (5.113)

Пример решения:

Вариант 4А

из графиков Б=f(eT) Зарицкого С.П. Б = 0,026

Вариант 4В

 

Результаты расчётов

 

Агрегат №
Величина Размерность Значения
Методика 1, вариант 1А
mm   16,336 16,366 16,366 16,366 16,366 16,366
CP   73,152 73,152 73,152 73,152 73,152 73,152
HP   24,435 24,435 24,435 24,435 24,435 24,435
SP  
NP   2,23 2,23 2,23 2,23 2,23 2,23
OP   0,196 0,196 0,196 0,196 0,196 0,196
E   0,995 0,995 0,995 0,995 0,995 0,995
L0   16,798 16,798 16,798 16,798 16,798 16,798
QHP кДж/кг
R кДж/кг·К 0,509 0,509 0,509 0,509 0,509 0,509
РS Мпа 0,1013 0,1010 0,0994 0,0989 0,0999 0,1025
rп кг/м3 0,491 0,491 0,475 0,472 0,465 0,480
rл кг/м3 0,491 0,491 0,475 0,472 0,465 0,480
МПСп кг/с 37,337 36,900 36,318 37,863 40,942 44,924
МПСл кг/с 37,773 36,900 36,318 37,863 40,942 44,924
МПС кг/с 75,109 73,800 72,636 75,727 81,885 89,847
МВ кг/с 74,544 73,240 72,081 75,157 81,223 89,145
a 7,854 7,786 7,732 7,849 7,304 7,560
CРв кДж/кг·К 1,057 1,058 1,058 1,055 1,059 1,060
ТZ К
NОК кВт
NТВД кВт
СРпс кДж/кг·К 1,150 1,151 1,152 1,147 1,153 1,154
Т`s К
Ne кВт
he 0,287 0,289 0,268 0,227 0,266 0,285
Методика 1, вариант 1В
Ne кВт
hе 0,260 0,255 0,230 0,244 0,225 0,292

Продолжение таблицы 5.3





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:



Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 6444; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2022 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.11 с.) Главная | Обратная связь