Размещено на http://www.allbest.ru/

Открытое акционерное общество “Газпром”

Волгоградский колледж газа и нефти

Эксплуатация компрессорного цеха с газотурбинным приводом

Разработал Девятов В.Г.

Руководитель

Грушевская В.П.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Характеристика компрессорного цеха

2. Характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК -10И

3. Характеристика вспомогательного оборудования компрессорного цеха

4. Особенности обслуживания газоперекачивающего агрегата ГТК-10И

5. Техника безопасности при обслуживании ГТК-10И

6. Проверочный гидравлический расчёт участка газопровода

ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

Современная газодобывающая промышленность России характеризуется следующими основными показателями: разведанные запасы газа - около 47 трлн. м³ количество открытых газосодержащих месторождений - около 770(в том числе на шельфе-21), добыча газа в 2000г.- около 590 млрд. м³ (в том числе предприятиями ОАО «Газпром» - 546 млрд. м³), экспорт газа - 204 млрд. м³ (в том числе в Европу - 124 млрд. м³).

Сегодня ЕСГ представляет собой систему из газовых промыслов, магистральных газопроводов и компрессорных станций суммарной мощностью более 40 млн. кВт. В настоящее время природный газ является не просто эффективным источником энергии, но и важнейшим средством решения многих сложных социальных и экономических проблем национального хозяйства России. Экспорт природного газа обеспечивает крайне необходимые валютные поступления и заказы для отечественных предприятий, имеющих важное значение для России. В настоящее время прорабатываются и предварительно оцениваются различные варианты поставок газа на новый (помимо европейского) для России дальневосточный рынок сетевого и сжиженного газа, включающий Китай, Корею, Японию.

Анализ развития энергобаланса мира в ХХ в. показывает, что за последние 20 лет мировое потребление энергии увеличилось на 38%, в том числе нефти - на 12%, угля - на28%, а природного газа - на 68%. В балансе первичных энергоресурсов доля нефти снизилась с 49 до 40%, угля с 30 до 27%, а для природного газа возросла с 17 до 21%.

В ХХI в. перед мировым сообществом встанет задача формирования устойчивой глобальной системы энергоснабжения, отвечающей триединому критерию - высокой энергетической, экономической и экологической эффективности. Превращение газовой промышленности на ближайший период в доминанту энергетического рынка является одним из важнейших условий выполнения этой глобальной задачи. При этом следует отметить, что развитие газовой промышленности позволяет решать не только экологические и энергетические проблемы, но и обеспечивает социальный и технический прогресс в других отраслях национального хозяйства.

В XXI в. Россия вступает с мощной сырьевой базой газодобычи. Текущие разведанные запасы природного газа составляют 46,9 трлн. м³ . Средняя выработанность начальных запасов - 20% из общего объема текущих разведанных запасов в разработку не введено более 29 трлн. м³, в том числе: около 4 трлн. м³- на месторождениях, находящихся в эксплуатации (что может явиться резервом для поддержания уровня добычи в 2005 - 2007 г.г.); 17,2 трлн. м³- на месторождениях, подготовленных к разработке;

7,6 трлн. м³- на месторождениях, находящихся в разведке; 0,4 трлн. м³ - на законсервированных месторождениях.

Из 24,8 трлн. м³ разведанных запасов подготовленных и разведуемых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе сосредоточено 7,2 трлн. м³, на Ямале - 10,4 трлн. м³, на Гыдане-1,1 трлн. м³ и на Штокмановской группе месторождений в Баренцевом море -2,7 трлн. м³. Эти запасы представляют ближайший резерв для развития газодобычи в начале XXI в. Они требуют инвестиций в создание новых газотранспортных систем. Кроме того, в этих районах, особенно в акваториях Обской и Т азовской губ и на шельфе Баренцева и Карского морей, имеются возможности для подготовки дополнительных объемов запасов на выявленных перспективных структурах, а также за счет предварительно оцененных запасов С₂ (8,8 трон м³ Западной Сибири и 3,5 трон м³ на шельфе). В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке также имеются разведанные запасы (суммарно 2,7 трлн. м³), которые практически не разрабатываются.

Поддержание уровня добычи и даже ее рост в период до 2030г. не сдерживаются отсутствием запасов газа, однако зависят от создания новых газотранспортных систем из удаленных новых центров газодобычи в сложных условиях тундры и моря. Именно от инвестиций в освоение открытых месторождений Ямала, Гыдана, Приямальского и Баренцевского шельфа, прежде всего, будет зависеть динамика добычи газа в России в 2007-2030 г.г.

В ОАО «Газпром» и ВНИИ газе были сделаны многовариантные проработки по уровням добычи газа до 2020 и 2030г. Максимальный годовой объем добычи газа в России (с участием всех добывающих компаний) в 2030 г. может достигнуть 830-840 трлн. м³, из них 650-660 млрд. м³ на суше и 180 млрд. м³ на шельфе. Этот вариант следует рассматривать как самый оптимистический. За 2001-2030г. г по этому варианту будет суммарно добыто 24,6 трлн. м³.

Такая добыча возможна только при получении дополнительного прироста запасов в этот период ориентировочно в объеме 28 трлн. м³, в том числе 18 трлн. м³ на суше и около 10 трлн. м³ по акваториям. Этот прирост запасов обеспечил бы и указанный весьма высокий уровень добычи в 2030г., и устойчивое функционирование газовой промышленности в дальнейшем.

Значительной проблемой для газовой промышленности является создание новых технологий принципов рациональной разработки месторождений природного газа.

Большие глубины залегания продуктивных пластов, их низкие коллекторные свойства, высокие давления, значительная неоднородность привели к тому, что классические способы и технологии разработки газовых, газоконденсатных и газоконденсатно - нефтяных месторождений оказались неадекватны новым условиям либо безрезультатны.

Что касается физического состояния газопроводов, то надо отметить, что 57% из них эксплуатируются более 10 лет, а 16% отработали свой нормативный срок - 30 лет. 15% парка ГПА выработали свой расчетный ресурс - более 100 тыс. машино-часов. В результате старения основных фондов, отставания финансирования работ по ремонту и реконструкции из-за неплатежей со стороны потребителей газа создается угроза надежности поставок топлива.

Кардинальным решением проблемы поддержания надежности систем ЕСГ в условиях дефицита средств является переход к выборочным ремонтам и реконструкциям газопроводов на основе данных технической диагностики. Газпром проводит большую работу в этой области.

1. Характеристика компрессорного цеха

Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов, всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен заполняться эксплуатационный формуляр.

Эксплуатационный формуляр - это документ, который включает: исполнительную схему системы; акт о приемке системы в эксплуатацию; паспорта и другую документацию на оборудование, являющееся неотъемлемой частью системы; журнал особых замечаний по эксплуатации, отказам и авариям; журнал учета обслуживания и ремонтов оборудования систем.

Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические, пневматические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с действующими требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и карозии. По каждой системе составлена схема, отражающая внесенные в систему изменения и переделки, и эта схема совместно с инструкцией по эксплуатации вывешена на видном месте вблизи оборудования, входящего в систему.

Компрессорный цех включает следующее основное оборудование и системы:

1. газоперекачивающие агрегаты;

2. систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;

3. систему маслоснабжения;

4. систему технологического газа;

5. систему топливного и пускового газа;

6. систему импульсного газа;

7. систему пожаробезопасности;

8. систему вентиляции, кондиционирования и отопления;

9. комплекс средств контроля и автоматики;

10. систему электроснабжения;

11. систему сжатого воздуха для технических целей:

12. систему промышленной канализации;

13. грузоподъемные механизмы.

КС-2 включает в себя два цеха газопровод «Оренбург - Новопсков» - установлено 5 турбоагрегатов ГТК - 10- И газопровод «Союз» Оренбург - Западная граница - установлено семь турбоагрегатов ГТК-10-И.

В работе постоянно находится 5-7 турбоагрегатов. Эксплуатацией турбогенераторов занимается сменный персонал из 4-х смен, каждая смена состоит из инженера смены и 3-х машинистов технологических компрессоров.

2. Характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК-10И

Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-И характеризуется быстрым запуском: время до выхода на режим холостого хода 3-3,5 мин., время до принятия полной нагрузки 7-8 мин.

Турбина высокого давления выводится на максимальную частоту вращения в течение 3-3,5 мин. Столь быстрое ускорение вала турбокомпрессора при пуске возможно благодаря поворотному направляющему аппарату силовой турбины, который увеличивает проходное сечение и распределяет большую часть энергии на ТВД. Только после достижения ТВД 99-100% полной частоты вращения закрываются сопловые лопатки, и начинается загрузка силовой турбины. Быстрое нарастание температуры отходящих газов, соответствующее еще большей скорости подъема температуры газов перед турбиной сопряжено с применением точной и быстродействующей системы регулирования. В противном случае температура может оказаться выше предельного ее значения 540 (за ТНД).

Типичная рабочая характеристика установки, показывающая изменение мощности и эффективности турбины в зависимости от частоты вращения силового вала, представлена на диапазоне 59.Из характеристики видно, что даже при снижении нагрузки до 70% топливная эффективность (к.п. д) меняется незначительно, т.е. на 10-15%. Это преимущество также реализуется благодаря поворотному сопловому аппарату турбины.

Помимо различий в геометрии проточной части и газодинамических характеристик каждая турбина имеет свою индивидуальную настроечную характеристику, которая связывает степень сжатия и температуру на выходе при определенной температуре наружного воздуха, температуре перед турбиной и частоте вращения роторов ТВД и ТНД. Однако для всех турбин существует предельная температура на выходе 540 , которая не дает возможность поддерживать расчетную мощность при температурах выше +30.

Более полное влияние температуры наружного воздуха на основные параметры ГТУ представлено на диапазон 61. Повышение температуры наружного воздуха приводит к снижению его плотности, а значит и к уменьшению расхода циклового воздуха и степени сжатия. Это, в свою очередь, приводит к еще более резкому падению мощности ГТУ и сопровождается снижением к.п.д. и увеличением удельного расхода топлива. Повышение температуры наружного воздуха на 1 сопряжено с падением мощности на 0,7% и к.п.д. на 0,2%. При понижении температуры наружного воздуха до -20 установка может развивать предельную мощность 120% (дальнейшее увеличение мощности не допускается по условиям прочности деталей, передающих крутящий момент).

Для более полного удовлетворения требований производительности и степени сжатия компрессорных станций, установленных на разных участках газопроводов, необходимо устанавливать центробежные нагнетатели, отличающиеся в первую очередь диаметром колес и числом ступеней.

Так, нагнетатели фирмы «Нуово-Пиньоне» марки PCL поставляют с тремя модификациями 500, 800 и 1000, указывающими диаметр рабочих колес (в мм). Типовая характеристика двухступенчатого нагнетателя фирмы «Нуово-Пиньоне» представлена на диапаз. 62. По горизонтальной оси отложена производительность нагнетателя, по вертикальной оси в верхней части характеристики - степень сжатия нагнетателя, в нижней части оси - потребляемая нагнетателем мощность.

Характеристики производительности - степени сжатия и производительности - потребляемой мощности представлены в виде семейства кривых, каждая из которых представляет линию постоянных величин частоты вращения. При работе на расчетном режиме ( давление на входе 49,7 кгс/см и температура +15⁰С) с частотой вращения ротора 6200 об/мин нагнетатель обеспечивает производительность 17,1 млн. м³/сут при степени сжатия 1,513. Потребляемая при этом мощность составляет 9580 кВт, что ниже располагаемой мощности ГТУ, а значит, агрегат имеет определенный резерв мощности для эффективной работы при повышенных температурах наружного воздуха. При максимальной частоте вращения нагнетателя(6830 об/мин) можно получить более высокую производительность и степень сжатия, но для этого требуется большая располагаемая мощность.

Характеристика, представленная на диапаз., соответствует конкретным исходным параметрам транспортируемого газа и стандартным параметрам(+15⁰С и 760 мм рт.ст.) наружного воздуха. Для удобства пользования характеристиками в условиях, отличающихся от расчетных, принято пользоваться приведенными расчетными характеристиками нагнетателей.

3. Характеристика вспомогательного оборудования компрессорного цеха

На компрессорной станции с газоперекачивающими агрегатами ГТК - 10И часть газа, поступающего по магистральному газопроводу, используется на собственные нужды: в качестве топливного и пускового газа турбин; в качестве топливного и пускового газа аварийного турбогенератора и для отопления зданий; в качестве рабочего газа для привода пневматических кранов; в качестве импульсного газа для привода пневматических кранов.

Для очистки и подогрева пускового и топливного газа в технологической схеме предусмотрены блоки подготовки топливного и пускового газа с подогревателями на каждый газоперекачивающий агрегат и блок осушки газа из расчета один блок осушки на пять газоперекачивающих агрегатов.

В газотурбинный агрегат входят следующие системы: система смазки, обеспечивающая нормальную смазку и поглощение тепла, отдаваемого газовой турбиной; система гидравлической подачи, обеспечивающая необходимые гидравлические расходы и давления на устройства управления и регулировки газовой турбины; система гидравлического управления, приводящая в действие устройства регулирования подачи топлива, устройства управления соплами второй ступени и подсистему гидравлического теплоносителя жидкости, предназначенная для охлаждения смазочного масла; пусковая система, необходимая для пуска газовой турбины; система воздушного охлаждения и уплотнения, обеспечивающая охлаждение различных частей турбины и уплотнения подшипников ГТУ;

Система подогрева воздуха на входе в осевой компрессор, предотвращающая образования льда в осевом компрессоре в осенне-зимних условиях эксплуатации; противопожарная система, предназначенная для тушения для тушения пожаров, возникших в отсеках турбины и вспомогательного оборудования; система контроля загазованности, предназначенная для определения и сигнализации об опасных концентрациях газа в отсеках газотурбинного агрегата.

4. Особенности обслуживания газоперекачивающего агрегата ГТК-10И

Во время работы газоперекачивающего агрегата ГТК-10И, следует постоянно контролировать загрузку агрегата, производительность и степень сжатия, а с помощью характеристики нагнетателя определять удаленность рабочей точки от границы помпажа. Удаленность рабочей точки от границы помпажа должна составлять не менее 10% производительности.

При работе нескольких агрегатов параллельно наиболее рациональным является режим с одинаковой частотой вращения ТНД. При включении агрегата параллельно к работающим агрегатам необходимо: проанализировать режим до включения агрегата и рассчитать ожидаемые параметры - давление входа и выхода, степень сжатия после подключения; непосредственно перед пуском включаемого агрегата вывести все работающие агрегаты на «Кольцо» открытием в ручную кранов №6, после чего надо завершить пуск включаемого агрегата на «Кольцо» и загрузить агрегаты закрытием кранов № 6 вручную.

При перегрузке с одного агрегата на другой необходимо: непосредственно перед завершением пуска включаемого агрегата вывести все работающие агрегаты на «Кольцо» открытием вручную кранов №6; завершить пуск включаемого агрегата на «Кольцо»; загрузить агрегаты, оставить на «Кольце» намеченный к остановке агрегат; убедившись в нормальной работе агрегатов под нагрузкой, нормально остановить работающий на «Кольце» агрегат.

При работе на «Кольце» следует внимательно следить за температурой газа на выходе из нагнетателей, не допуская ее увеличения выше 80⁰С. При каких-либо задержках, требующих работу агрегатов на «Кольце», следует полностью включить охладители газа и снизить обороты ГПА до минимально допустимых. При появлении признаков помпажа и отказа антипомпажной системы нагнетателя (специфический звук, колебание стрелки прибора для измерения, перемещение стрелки блока типа 701 на антипомпажной системе и колебание прибора индикатора перепада «масло-газ») немедленно вывести агрегат на «Кольцо» или его остановить.

Во время работы агрегата обслуживающий персонал обязан следить за показаниями приборов и сигнализаторов на щите управления. Причина любого ненормального отключения в показаниях приборов при сигнализации должна немедленно выясняться для принятия соответствующих мер. Эксплуатационные параметры, подвергаемые контролю и регистрации, необходимо заносить в суточную ведомость работы агрегат и сравнивать с нормальными, установленными инструкцией и при наладке агрегата.

Перепад температуры масла на подшипниках должен быть не выше 33⁰С. Быстрое возрастание этого параметра на одном из подшипников свидетельствует об аварийном состоянии (в этом случае агрегат необходимо немедленно остановить). При контроле показаний термопар на выходе ТНД необходимо особое внимание обращать на разброс показаний, который не должен превышать 30⁰С. При увеличении разброса сверх 30⁰С агрегат следует остановить и выяснить причину разброса показаний. При выходе из строя двух и более термопар защиты агрегат надо остановить. Не менее чем в 2 раза в смену необходимо производить визуальный осмотр оборудования. При этом следует обращать особое внимание на: возникновение необычного шума и вибрации; утечки масла через соединительные детали трубопроводов и узлов систем маслоснабжения, регулирования и уплотнения; утечки газа, воздуха и продуктов сгорания; перепады давлений масла на фильтрах (при достижении перепадов на фильтрах смазки полумуфт 1,0кгс/см², основных фильтрах масла смазки 1,5 кгс/см² и фильтрах масла гидропитания 3,5 кгс/см² необходимо перейти на резервный фильтр, а отключенный фильтр разобрать и заменить в нем фильтрующие элементы); величину давления масла предельной защиты (OLT); показания указателей уровня масла в маслобаках; перепад «масло-газ».

При температуре наружного воздуха ниже +4⁰С система подогрева воздуха на входе в осевой компрессор должна работать в автоматическом режиме. В случае отказа автоматики следует перейти на ручное управление, поддерживая температуру на входе + 4⁰С, и выяснить причину отказа. Работать с отключенной системой подогрева на входе при температуре всасывания ниже +4⁰С запрещается.

Один раз в сутки необходимо производить анализ масла на содержание мех. Примесей и воды. Полный анализ масла производить раз в неделю.

5. Техника безопасности при обслуживании ГТК-10И

Эксплуатационному персоналу при приеме смены необходимо убедиться в том, что система контроля загазованности воздуха находится в работе и исправно функционирует. Для этого необходимо убедится в том, что на модульные блоки типа 1400 подано электропитание. При этом загорается зеленая лампочка «Блок исправен». Готовность каждого модуля к работе сигнализируется включением синей кнопки «Готовность». Лампа на кнопке должна загореться после подачи электропитания примерно через 20-60 с. После этого надо нажать на синюю кнопку и вращением зубчатого колесика потенциометра переместить шкалу индикатора на десять делений (0,5 % нижнего предела взрываемости). При этом должна загореться мигающим светом красная лампа на кнопке «Нижний уровень» и включится табло и звонок тревожной сигнализации на главном щите управления турбиной.

Эту проверку следует проводить крайне осторожно. Ни в коем случае нельзя превышать значение нижней установки и не пытаться включать вторую красную кнопку, так как при работающем агрегате это приводит к аварийному астонову.

Затем следует отпустить синюю кнопку и вернуть шкалу в исходное положение вращением потенциометра в обратную сторону.

Возврат системы и ее готовность к работе подтвердится включением синей кнопки «Готовность» (включение происходит с выдержкой времени).

После приведения системы в исходное состояние нужно снять тревожный сигнал на панели главного щита управления нажатием кнопок «Возврат лампочек» и «Снятие звукового сигнала». При неисправности системы необходимо немедленно вызвать дежурного службы КИП и А.

Следует помнить, что уровень загазованности воздуха 1% от нижнего предела взрываемости (20 делений шкалы) является аварийным и работа турбоагрегата при такой загазованности не допустима.

При приеме смены обслуживающий персонал должен убедиться в том, что противопожарная система готова к работе, т.е. на схему подано электропитание и горит зеленая лампа готовности системы на блоке ручной кнопки на панели отсека вспомогательного оборудования, а сама кнопка надежно прижата чекой. В отсеке баллонов с СО₂ все баллоны установлены и подключены к общему коллектору. На каждом из балонов должна быть табличка с указанием даты заправки и массы балона.

Входить в отсек баллонов СО₂ и находиться в нем можно только в присутствии второго лица и при открытых дверях. При проверках и срабатывании системы необходимо немедленно покинуть турбоагрегат и отсек баллонов с СО₂. Ремонтные и профилактические работы на системе пожаротушения в одиночку выполнять запрещается.

6. Проверочный гидравлический расчёт участка газопровода

газопровод компрессорный агрегат гидравлический

Цель расчета: рассчитать режим работы компрессорного цеха с целью обеспечения производственной программы.

Исходные данные:

Суточная производительность

компрессорного цеха Q_кц = 46 10 ⁶ м ³ /сут

Нагнетатель СДР- 224

Производительность нагнетателя q_н = 17 10⁶ м³ /сут

Привод ГТК - 10 И (N = 10000 кВт)

Номинальная частота вращения

ротора n_н = 6200 об/мин

Фактическая частота вращения

ротора n= 6000 об/мин

Температура газа на входе в

компрессорный цех Т_вх = 298 К

Давление газа на входе в

Компрессорный цех Рвх =5,5Мпа

Относительная плотность газа ? = 0,6

1. Определяем газовую постоянную

R`= R / ? ; Дж /кг х К

R = 286,8 Дж /кг х К - газовая постоянная воздуха

? = 0,6 - относительная плотность газа по воздуху

R`= 286,8 / 0,6 = 478 Дж /кг К

2. Коэффициент сжимаемости z природного газа от приведённых давления и температуры z = 0,93

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях (20⁰С; -0,1013 МПа)

? н = ? в х 1,205 ; кг/м³

1,205 - плотность воздуха при стандартных условиях Т = 293 К;

Р = 0,1013 кгс / см²

? н = 0,6 х 1,205 = 0,72 кг/м³

4. Определяем плотность газа при всасывании

? = Р_вх х 10⁶ ; кг/м³

Z х R` х Т_вх

Рвх -абсолютное давление МПа

Т -абсолютная температура К

? = 5,5 х 10⁶ =42,6 кг/м³

0,930 х 478 х 290

5. Определяем объемную подачу нагнетателя

Q_об = Q_к х ? ^н ; м³/мин

1440 х ?

Q_к - коммерческая подача нагнетателя

Q_к = 46 10⁶ /3 = 15.3 х 10⁶ м³/сут

Q_об = 15,3 х 10 ⁶ х 0,72 = 179,5 м³/мин

1440 х 42,6

6. Определяем приведенную объёмную подачу

[Q_об ]_пр = (п_н / п) Q_об ; м³/мин

[Q_об ]_пр = (6200 /6000) х 179,5 = 195.2 м³/мин

7. Определяем приведенную частоту вращения нагнетателя

[п / п_н]_пр = п / п_н Z_пр х R _пр х [Tн]

Z х R`х Т

Z пр, Rпр, [ Tн ]пр - параметры газа , для которых составлена характеристика нагнетателя

Z_пр = 0,93, R_пр = 490 Дж /кг К, Тпр = 293 К

[п / п_н]_пр = 6000 /6200 0,9 х 490 х _293_ = 0,94

0,93 х 478 х 298

8. Находим внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем

N_i = [Ni / ?_н]_пр х ? х [п / п_н]_пр³ ; кВт

По приведенной характеристике находим

[Ni / ?_н]_пр = 265 кВт_ Е = 1,21- степень сжатия

= 0,815

N_i = [Ni / ?_н]_пр х ? х [п / п_н]_пр³ = 265 х 42,6 х 0,96 ³ = 9988 кВт

9. Определяем мощность на муфте привода

N = Ni + Nмех ; кВт

Nмех - механические потери мощности (трение в подшипнике)

Nмех = 100 кВт

N = 9988 + 100 = 10088 кВт

10. Определяем давление газа на выходе из нагнетателя.

Р_вых = Р_вх х Е

Р_вых = 5,5 х 1,21 = 6,6 МПа

11. Температура газа на выходе из нагнетателя

Т_вых = Т_вх х Е ^{к - 1 / к}

К - показатель адиабаты для газа, К = 1,31

Т_вых =305 х 1,21 ^{1,31 - 1 / 1,31 0,815} = 340 К= 67 ⁰С.

В результате проведенных расчетов получили следующие данные:

Р_вых = 6,6 МПа

Т_вых =340 К, что является нормальной температурой (необходимо охлаждение в АВО).

N = 10088 кВт

В результате проведения проверочного расчета режима работы КЦС ГТК - 10И, расчетные параметры соответствуют нормальному режиму эксплуатации цеха.

Литература

«Зарубежные газоперекачивающие агрегаты». А.Г. Ермошкин, И.И. Радчик, В.В. Федосеев. Москва, недра, 1979 г.

Размещено на Allbest.ru