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 Q_кр. 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 М_о рассматриваемой системы производительность нагнетателя составляла Q_о, а его степень сжатия – e_о.

В некоторый момент времени объёмный расход газа через нагнетатель сократился до Q₁ < Q_кр, 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 > Q_кр, 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 (N_i/P_в)₀ до (N_i/ P_в) > (N_i/ P_в)_о (см. рис. 5.3). При существенном различии между (N_i/P_в) и (N_i/ P_в)_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 N_e, h_e 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 Т_а и Р_а, 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 Т_С, Р_С, которые регистрируются штатной аппаратурой. Сжатый воздух поступает в теплообменник (регенератор) и подогревается до температуры Т_V и давление составляет Р_V. Сжатый и подогретый воздух поступает в камеру сгорания, где смешивается с топливным газом, который подаётся по отдельному топливопроводу. Параметры топливного газа Т_d, Р_d, DР регистрируются дополнительной аппаратурой. Продукты сгорания после КСГ поступают в ТВД с параметрами Т_Z и Р_Z. Т_Z рассчитывается, Р_Z регистрируется штатной аппаратурой. Температура продуктов сгорания (Т`_S) между ТВД и ТНД рассчитывается. Продукты сгорания на выходе ТНД имеют параметры Т_S и Р_S, измеряемые штатной аппаратурой. Дополнительно установлен расходомер продуктов сгорания, который регистрирует DР, 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 = n_ТНД и ротора ОК (n_OK = n_ТВД). 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
r_CH₄	r_C₂_H₆	r_C₃_H₈	r_C₄_H₁₀	r_CO₂	r_H₂_S	r_N₂
r_C1	r_C2	r_C3	r_C4
Молярная концентрация %, r	98, 0	0, 4	0, 2	0, 0	0, 1	-	1, 3
Молекулярный вес, m_i	16, 04	30, 07	44, 09	58, 12	44, 02	-	28, 00
Низшая молярная теплота сгорания Q_НРi, кДж/кг					-	-	-

Таблица 5.2

Общие исходные данные

	Агрегат №

	Величина	Размерность	Значения
	r₁₅	кг/м³	1, 226
	r_Н	кг/м³	0, 690
	Р_а	МПа	0, 0987	0, 0985	0, 0968	0, 0961	0, 0968	0, 0981
	Т_а	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
Р_С	МПа	0, 3603	0, 3563	0, 3633	0, 3793	0, 4033	0, 4320
Т_С	К

Продолжение таблицы 5.2

Т_V	К
Р_Z	МПа	0, 3593	0, 3513	0, 3603	0, 3563	0, 4013	0, 4120
Т_S	К
P_изб	МПа	0, 00260	0, 00250	0, 00260	0, 00275	0, 00310	0, 00440
DР_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
DР_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
F_П	м²	1, 826
F_Л	м²	1, 826
Р_S_п	МПа	0, 1039	0, 1038	0, 1039	0, 1040	0, 1041	0, 1057
Р_S_л	МПа	0, 1039	0, 1038	0, 1039	0, 1040	0, 1041	0, 1057
h_л		0, 93
h_г		0, 98
h_м		0, 995
Т_О	К
r_нагн	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
n_ном	об/мин
n	об/мин
N_мех	кВт
N_e_ном	кВт
T_Z_ном	К
Tа_ном	К
Ра_ном	МПа	0, 101325
h_e_ном		0, 29
С`		0, 3
А		0, 292
DР_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 С^Р, Н^Р, S^P, N^P, O^P – весовая концентрация соответственно углерода, водорода, серы, азота, кислорода.

, (5.67)

, (5.68)

, (5.69)

. (5.70)

Плотность продуктов сгорания за ТНД:

Р_S = P_a + P_ИЗБ, (5.71)

левый газоход

, (5.72)

правый газоход

. (5.73)

Расходы продуктов сгорания:

, (5.74)

, (5.75)

, (5.76)

М_В=М_ПС-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:

Р_S = 0, 0987 + 0, 0026=0, 1013 МПа

М_В=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, Q_H^P).

. (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 e_Т и рассчитывается эффективную мощность:

. (5.110)

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

Вариант 4В

Коэффициент К определяется по следующей формуле:

, (5.111)

, (5.112)

. (5.113)

Пример решения:

Вариант 4А

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

Вариант 4В

Результаты расчётов

Агрегат №

Величина	Размерность	Значения
Методика 1, вариант 1А
m_m		16, 336	16, 366	16, 366	16, 366	16, 366	16, 366
C^P		73, 152	73, 152	73, 152	73, 152	73, 152	73, 152
H^P		24, 435	24, 435	24, 435	24, 435	24, 435	24, 435
S^P
N^P		2, 23	2, 23	2, 23	2, 23	2, 23	2, 23
O^P		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
Q_H^P	кДж/кг
R	кДж/кг·К	0, 509	0, 509	0, 509	0, 509	0, 509	0, 509
Р_S	Мпа	0, 1013	0, 1010	0, 0994	0, 0989	0, 0999	0, 1025
r_п	кг/м³	0, 491	0, 491	0, 475	0, 472	0, 465	0, 480
r_л	кг/м³	0, 491	0, 491	0, 475	0, 472	0, 465	0, 480
М_ПСп	кг/с	37, 337	36, 900	36, 318	37, 863	40, 942	44, 924
М_ПСл	кг/с	37, 773	36, 900	36, 318	37, 863	40, 942	44, 924
М_ПС	кг/с	75, 109	73, 800	72, 636	75, 727	81, 885	89, 847
М_В	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
C_Рв	кДж/кг·К	1, 057	1, 058	1, 058	1, 055	1, 059	1, 060
Т_Z	К
N_ОК	кВт
N_ТВД	кВт
С_Рпс	кДж/кг·К	1, 150	1, 151	1, 152	1, 147	1, 153	1, 154
Т`_s	К
N_e	кВт
h_e		0, 287	0, 289	0, 268	0, 227	0, 266	0, 285
Методика 1, вариант 1В
N_e	кВт
h_е		0, 260	0, 255	0, 230	0, 244	0, 225	0, 292

Продолжение таблицы 5.3

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒