Основные требования к оформлению пояснительной записки

Орлова Г. М., Шабуро И.С.

Г 94 Расчет режима работы компрессорной станции с центробежными нагнетателями газа и разработка технологической схемы: Метод. Указания к курсовому проекту / Г.М.Орлова. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2020. – 82 с.

Рассмотрена методика расчета режима работы компрессорного цеха с центробежными нагнетателями по приведенным характеристикам. По результатам расчета проводится выбор технологической схемы компрессорного цеха. Предлагаемый материал необходим для практических занятий по дисциплине «Компрессоры и компрессорные станции», а также при выполнении курсового и дипломного проектирования студентам, обучающимся по очной, заочной и дистанционной формам, по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (бакалавры). Также данный материал может быть использован при обучении специалистов на курсах повышения квалификации.

Рецензент – канд. техн. наук С. А. Гулина

УДК 662.692.4.053(075.8)

ББК 39.76я73

Г 94

Общие положения

Целью курсового проектирования является закрепление знаний, полученных студентами в процессе изучения данной дисциплины; изучение схем технологической обвязки ГПА на КС, ознакомление с понятием приведенных газодинамических характеристик нагнетателей газа и спецификой их применения при выполнении расчетов режима работы КС и оценке его эффективности с точки зрения близости к границе помпажа при эксплуатации КС на магистральных газопроводах.

Основной задачей курсового проекта является подготовка студентов к выполнению выпускной квалификационной работы.

Курсовой проект состоит из пояснительной записки с расчетами и графической части. Пояснительная записка состоит из двух основных частей: теоретической и технологической (расчетной).

Изложение пояснительной записки должно быть технически грамотным, четким и сжатым и строиться на фактическом материале. Графическая часть должна включать не менее двух листов формата А3, а также должна быть продублирована на листах формата А4 в приложениях к пояснительной записке.

Порядок оформления Курсового Проекта следующий:

-титульный лист;

- содержание;

- введение;

- основная (теоретическая) часть;

- технологическая (расчетная) часть;

- заключение (выводы);

- список использованной литературы и нормативных источников.

1. Цель работы

1. Изучение технологических схем КС с центробежными нагнетателями.

2. Освоение методики расчета режима работы КС с ЦБН по приведенным характеристикам нагнетателя.

2. Последовательность выполнения работы

1. Изучение технологической обвязки КС при параллельном, последовательном и смешанном соединении компрессорных машин.

2. Изучение основных элементов технологического оборудования КС.

3. Изучение методики расчета режима КС с ЦБН по приведенным характеристикам.

4. Расчет режима работы КС по заданному варианту. Выбор схемы соединения ГПА.

5. Графическая часть: разработка и построение схемы КС и приведенных характеристик нагнетателя.

3. Технологические схемы компрессорных станций

Основное оборудование компрессорной станции (КС) – компрессор. Схемы соединения компрессорных машин – параллельное, последовательное, смешанное. В качестве компрессоров могут быть использованы газомоторные поршневые компрессоры и центробежные нагнетатели с газотурбинным или электроприводом.

Газомоторные компрессоры (ГМК) – поршневые машины с газомоторным приводом.

Центробежные нагнетатели (ЦБН) – это компрессоры, использующие переход кинетической энергии, приобретаемой при вращении газа вместе с рабочим колесом, в потенциальную энергию давления в свободном пространстве корпуса. ЦБН с двумя рабочими колесами называются полнонапорными, при использовании одного колеса – неполнонапорными. Степень сжатия в первом случае достигает значения 1,45, во втором – 1,23-1,25.

Каждый тип компрессора имеет свои достоинства и недостатки.

ГМК характеризуется сравнительно низкими эксплуатационными расходами, т.к. не используется дорогая электроэнергия, позволяет относительно легко регулировать производительность изменением числа ходов поршня в единицу времени, однако громоздкий, имеет низкую производительность.

ЦБН прост в обслуживании, компактен, имеет высокую производительность, но либо потребляет электроэнергию, получаемую от поставщиков, либо очень сложен газотурбинный привод, достаточно трудно обеспечить регулирование производительности изменением числа оборотов вала.

Эффективная работа компрессоров зависит не только от его конструктивных особенностей, но и от степени чистоты газового потока, его температуры. По этой причине компрессорная станция имеет в своем составе пылеуловители, маслоочистители, по трассе устанавливают конденсатосборники. Пропускная способность МГП повышается при понижении температуры газового потока, понижение температуры газа благоприятно сказывается на сроках службы изоляционных покрытий трубопровода, поэтому газ после компрессора проходит через воздушные холодильники и только после этого поступает в МГП.

Технологическая схема компрессорного цеха (КЦ) должна обеспечить:

- приём на КС технологического газа из магистрального газопровода;

- очистку технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределение потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;

- охлаждение газа после компремирования в АВО газа;

- вывод КЦ на станционное «кольцо» при пуске и остановке;

- подачу газа в магистральный газопровод;

- транзитный проход газа по магистральному газопроводу, минуя КС;

- при необходимости сброс газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.

В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей;

- схема с параллельной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

На рис. 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для полнонапорных нагнетателей.

По этой схеме газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран №19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран №19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.

После крана №19 газ поступает к входному крану №7, также расположенному на узле подключения. Кран №7 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода. Входной кран №7 имеет обводной кран №7Р, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана №7Р производится открытие крана №7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана №7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Рис. 1. Принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА

Сразу за краном №7 по ходу газа установлен свечной кран №17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана №7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги.

После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран №1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран №2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа).

После установки охлаждения газ через выкидной шлейф газ по трубопроводу Ду 1200 через выходной кран №8 поступает в магистральный газопровод.

Перед краном №8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана №8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что, в конечном итоге, приведет к серьёзной аварии на КС.

Назначение крана №8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану №7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран №18, который установлен по ходу газа перед краном №8.

Кран 8р используется при заполнении КС транспортируемым газом.

На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводами имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном №20. Назначение этой перемычки – производить транзитную подачу газа, минуя КС в период её отключения (закрыты краны №7 и №8; открыты свечи №17 и №18).

На узле подключения КС установлены камеры приёма и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для приёма и запуска очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа за счет разности давлений – до и после поршня.

На магистральном газопроводе после КС установлен и охранный кран №21, назначение которого такое же, как и охранного крана №19.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда давление на выходе станции может приблизиться к максимально разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводами устанавливается перемычка Ду 500 с краном №6А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном №6А называется работой станции на «Станционное кольцо». Параллельно крану №6А врезан кран №6АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном №6А врезается ручной кран №6Д.

Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются агрегаты с полнонапорными нагнетателями со степенью сжатия 1,45-1,5.

На рис. 2 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

Эта схема позволяет осуществлять как параллельную работу одного, двух, трех ГПА, так и параллельную работу группы агрегатов, состоящей из двух или трех последовательно работающих ГПА. Для этой цели используются так называемые «режимные» краны (№41-49), при изменении положения которых можно осуществить любую необходимую схему работы ГПА.

Агрегатные краны относятся непосредственно к обвязке нагнетателя и обеспечивают его подключение к технологическим трубопроводам станции. К ним относятся краны №№ 1, 2, 3, 3бис, 4, 5:

1, 2 – краны, отключающие компрессор;

3 – кран для прохода газа при неработающем компрессоре;

3бис – кран служит для перепуска газа с выкида на приём компрессора (малый контур);

4 – кран для заполнения и продувки малого контура;

5 – продувочная свеча для сброса газа в атмосферу при продувке контуров.

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема КС

с последовательной обвязкой ГПА (неполнонапорный ЦБН)

Для получения необходимой степени сжатия в этих схемах газ после выхода из одного нагнетателя сразу же поступает на вход другого. Необходимый расход газа через КС достигается параллельной работой нескольких групп ГПА.

Выход газа после компремирования осуществляется по выходным шлейфам. На каждом выходном шлейфе установлен свой трубопровод, соединенный с входным трубопроводом перед пылеуловителями, позволяющий выводить на «Станционное кольцо» при открытии крана 6 или 6А любую из работающих групп ГПА.

Отличительной особенностью эксплуатации полнонапорных обвязок КС перед неполнонапорными является:

- схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении, чем с неполнонапорными ЦБН из-за значительно меньшего количества запорной арматуры;

- схема с полнонапорными нагнетателями позволяет использовать в работе любые, имеющиеся в «резерве», агрегаты;

- при остановке в группе одного неполнонапорного ГПА требуется выводить на режим «кольцо» и второй агрегат;

- отпадает необходимость в кранах №3, режимных №№ 41-49, а на некоторых обвязках и № 3бис;

4. Теоретические положения по расчету ЦНБ

Для ЦБН и на стадии проектирования и при эксплуатации, когда оценивают техническое состояние машин, определяют политропический КПД нагнетателя, проверяют реальную степень сжатия газа в компрессорных машинах, рассчитывают внутреннюю мощность ГПА.

(Понятие внутренней мощности для ЦБН равноценно понятию индикаторной мощности для поршневых компрессоров, т.е. Ni – это мощность, затраченная непосредственно на процесс сжатия газа в реальных условиях работы нагнетателя.)

Понятие политропического КПД для характеристики работы компрессора введено из следующих соображений: сжатие газа в компрессорах МГП не соответствует чистым теоретическим процессам сжатия по адиабате или политропе.

В данном случае имеет место внешнеадиабатический процесс сжатия, т.е. сжатие происходит без отвода тепла от сжатого газа в промежуточных холодильниках или отвода тепла от корпуса машины, но в то же время предусмотрено охлаждение отдельных узлов компрессора – торцовых уплотнений, подшипников. Поэтому вместо термина «политропный КПД» использован термин «политропический КПД», который можно оценить, используя уравнение:

, (1)

где nт - показатель политропического (внешнеадиабатического) процесса сжатия;

k – показатель адиабаты.

Более точную оценку политропического КПД ηпол, степени сжатия газа ε, внутренней мощности Ni для заданных условий сжатия производят с помощью приведенных характеристик центробежных нагнетателей.

Приведенные характеристики показывают зависимость ε, ηпол, Ni от объёмной производительности компрессора в условиях всасывания. Характеристики построены по данным, полученным в процессе многолетней эксплуатации МГП, но так как эти данные получены для каких-то конкретных условий по температуре всасывания, давлению всасывания, по составу газа, а применить их необходимо для широкого спектра этих значений, то были использованы приведенные характеристики. Иначе, характеристики, снятые для каких-то конкретных условий, были приведены к фиксированным, целесообразно выбранным условиям.

В качестве параметров приведения выбраны:

;

Тпр = 288°К;

zпр = 0,91;

nпр = nном,

где Rпр – приведенная газовая постоянная, ;

Тпр – приведенная температура газа при всасывании, °К;

zпр – приведенный коэффициент сжимаемости в условиях всасывания;

nпр, nном – число оборотов вала, приведенное и номинальное, соответственно, об/мин.

Характеристики построены для каждого типа выпускаемых и эксплуатируемых в системах МГП нагнетателей.

Изданы альбомы приведенных характеристик.

Пример приведенных характеристик показан на рис. 3.

Набор уравнений, связывающих приведенные и реальные параметры перекачки, записывается следующим образом:

, (2)

, (3)

, (4)

где Qпр, Qв – производительность нагнетателя, приведенная и в реальных условиях всасывания, соответственно, м3/мин;

nн – номинальное число оборотов вала нагнетателя, об/мин;

n – действительное число оборотов, об/мин;

Ni – внутренняя мощность центробежного нагнетателя, кВт;

ρв – плотность газа в реальных условиях всасывания, кг/м3;

zпр , Rпр, Тпр – приведенные коэффициент сжимаемости, газовая постоянная, температура при всасывании;

z, R, Тв – то же, в реальных условиях всасывания.

Рис. 3. Приведенные характеристики ЦБН

Конечной целью расчета, проводимого с использованием приведенных характеристик, является проверка на стадии проектирования по полученным значениям Ni, ηпол, ε выбранного компрессорного оборудования для заданных условий перекачки газа, на стадии эксплуатации – оценка технического состояния нагнетателя. При этом расчетные и паспортные (номинальные – «n») значения данных величин должны удовлетворять неравенствам:

N_i ≤ N _н, (5)

η_пол ≈ η_{пол н}, (6)

ε ≤ ε_н. (7)

Порядок расчета по приведенным характеристикам.

1. Исходные данные: производительность при условии всасывания Qв, действительное число оборотов вала n об/мин, номинальное число оборотов вала nн об./мин., коэффициент сжимаемости перекачиваемого газа в условиях всасывания zв, температура при всасывании Тв, газовая постоянная перекачиваемого газа R.

2. По уравнению (2) определяется величина Qnр, при этом значение Qnр должно быть не менее, чем на 10 % больше наименьшего Qпр, от которого начинаются кривые характеристик, т.к. наименьший расход соответствует границе помпажа (на рис. 3 Qпр должна быть не менее 275 м3/мин).

3. По уравнению (3) рассчитывается отношение .

4. По рис. 3 в зависимости от значений Qпр и по соответствующим кривым находятся значения , ηпол, ε. Затем по уравнению (4) определяют внутреннюю мощность ЦБН - Ni. К полученному значению Ni необходимо прибавить механическую потерю мощности Nмех. Сумма (Ni + Nмех) есть мощность на муфте нагнетателя, при этом должно иметь место неравенство:

(Ni + Nмех) ≤ ,

где Nмех для ГТУ принимается равной 100 кВт, для электропривода – 150 кВт.

5. Оценка удаленности режима работы ЦБН от зоны помпажа:

Ввиду особой опасности помпажа, каждый нагнетатель и осевой компрессор обязательно оснащаются противопомпажной системой, кроме того, каждая КС обязательно оснащается общей противопомпажной системой. Эти системы настраиваются либо на максимальную степень сжатия нагнетателей εтах, либо на Qкр, соответствующей εтах, либо на оба эти параметра.

В связи с тем, что защита от помпажа осуществляется автоматически, а все средства автоматики обладают определенной инерционностью и погрешностью, и используемые АСО приборы имеют естественную погрешность, то настройка противопомпажных систем производится не на Qкр, ниже которой собственно возникает помпаж, а на

Q =1,1∙ Q _кр,

то есть принимается 10% запас.

При выполнении всех условий можно судить о правильности выбора компрессора, или по полученным величинам и по их отклонениям от значений Ni, ηпол, ε, которые имели место при пуске КС в работу, можно судить о техническом состоянии нагнетателя после определенного срока эксплуатации.

5. Пример расчета

Исходные данные:

1) состав газа, % объемный:

СН4 – 96,9;

С2Н6 – 1,22;

С3Н8 – 1,88;

2) производительность перекачки Qперекачки = 66 млн м3/сут;

3) тип нагнетателя – ГПА-370-18-2;

4) производительность ГПА Qк = 33 млн м3/сут;

5) давление на входе КС Рв = 61 кгс/см2 (6,08 МПа);

6) давление на выходе нагнетателя Рн = 77 кгс/см2 (7,55 МПа);

7) температура на входе КС tв = 15 °С (288 °К);

8) номинальная частота вращения ротора нагнетателя nn = 4800 об/мин;

9) фактическая частота вращения ротора нагнетателя n = 4600 об/мин;

10) коэффициент внешнеадиабатического сжатия k = 1,31;

11) номинальная мощность Nн = 9900 кВт;

12) политропический КПД номинальный ηп = 0,81.

Расчет:

1) молекулярная масса газа:

, (8)

где Mri – молекулярная масса газа, i – компонент;

xi¢ - объемная доля каждого компонента смеси.

Mrсм = 0,969×16 + 0,022×30 + 0,0188×44 = 15,5 + 0,366 + 0,827 = 16,7;

2) Критические и приведенные параметры смеси газов:

Ткрсм = 181×0,969 + 305,4×0,0122 + 368,8×0,0188 =

175,4 +3,72 + 6,93 = 186 °К.

Ркрсм = 45,8×0,969 + 48,2×0,0122 + 49,4×0,0188 =

44,38 + 0,59 + 0,93 = 45,9 кгс/см2.

, .

3) Коэффициент сжимаемости газа:

z определяется по рис. 4, z = 0,9.

Рис. 4. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа

от давления в приведенных условиях

4) Газовая постоянная газа:

, (9)

где R¢ - универсальная газовая постоянная R¢ = 8310 ;

5) Плотность газа при нормальных условиях (0 °С, 760 мм рт. ст.):

, (10)

;

6) Плотность газа при стандартных условиях (20 °С, 760 мм рт. ст.):

, (11)

;

7) Плотность газа при условиях всасывания определяется из уравнения Клапейрона-Менделеева:

Рвn = zRTв, (12)

где Рв – давление всасывания, Па;

n - удельный объем газа, м3/кг ( );

Tв – температура газа на входе в нагнетатель, °К.

, (13)

;

8) По производительности принимаем два работающих нагнетателя, соединенных параллельно. Производительность одного нагнетателя:

, (14)

где Qперекачки – производительность перекачки, м3/сут;

nнагн – число работающих нагнетателей.

м3/сут;

9) Объемная производительность нагнетателя при условии всасывания:

м3/мин; (15)

10) Характеристики ЦНБ (степень сжатия, внутренняя мощность, политропический КПД) определяются на основании приведенной характеристики нагнетателя 370-18-2, представленной на рис. 5.

Условия приведения: zпр = 0,888, Rпр = 518 , Тпр = 288 °К.

Рис. 5. Характеристики работы нагнетателя 370-18-2

11) Приведенная объемная производительность (уравнение 2):

в,

где nн – номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин;

n – фактическая частота вращения ротора нагнетателя, об/мин.

м3/мин.

11) Определение приведенной частоты вращения (уравнение 4):

где zпр , Rпр, Тпр – параметры газа, для которых составлена характеристика нагнетателя.

12) Из характеристик нагнетателя по рис. 5 определим степень сжатия e = 1,250 и приведенную относительную мощность .

13) Определение внутренней мощности, потребляемой нагнетателем (уравнение 4):

14) Мощность на валу привода:

N = Ni + Nмех, (16)

где Nмех – механические потери (для газотурбинного привода Nмех = 100 кВт.).

N = 9347 + 100 = 9447.

Таким образом, мы получаем что N £ Nн, где 9900 кВт – номинальная мощность из паспортных данных нагнетателя.

9447 £ 9900 кВт.

15) Давление на выходе нагнетателя:

Рн = Рв×e = 61×1,250 = 76,2 кг/см2 (7,47 МПа). (17)

16) Политропический коэффициент полезного действия η = 0,800 (рис. 5), полученное значение близко к номинальному;

17) определение температуры газа на выходе нагнетателя:

, (18)

где k – показатель внешнеадиабатического сжатия, k = 1,31.

18) Оценка удаленности режима работы ЦБН от зоны помпажа:

Q =1,1∙ Q _кр,

то есть принимается 10% запас.

Удаленность режима работы ЦБН от зоны помпажа:

( Q _пр-1,1∙ Q _кр)/ Q _кр *100%=(352-302,5)/275*100%=18%

Выводы:

Установленные на КС центробежные нагнетатели типа 370-18-2 в количестве двух групп при их параллельном соединении, в каждой из которых работает по одному нагнетателю, обеспечивают необходимую производительность перекачки при выполнении требуемых условий по производительности, степени сжатия, ηпол, Ni. Для повышения надежности эксплуатации КС предусмотрен один резервный нагнетатель из дополнительной группы.

Варианты для расчета

Номер варианта курсового проекта соответствует последней цифре порядкового номера студента в групповой ведомости. Например, для порядковых номеров 1, 11, 21 вариант будет 1.

1. Состав газа и производительность перекачки принять по табл. 1.

2. Давление на входе КС принять рвх = 38 кг/см2.

3. Температуру на входе КС принять в соответствии с табл. 2.

Таблица 1

Компонент газа, % объемный	Варианты
Компонент газа, % объемный	1	2	3	4	5	6	7	8		9	10
СН4	90,0	90,0	92,0	92,0	92,0	93,0	93,0	94,0	95,0		95,0
С2Н6	5,0	8,0	3,0	5,0	4,0	5,0	4,0	4,0	2,5		3,0
С3Н8	5,0	2,0	5,0	3,0	4,0	2,0	3,0	2,0	2,5		2,0
Итого	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0		100,0
Производит-ельность, млн. м3/сут	33,7	32,2	30,8	28	47,4	45,9	40,9	42	37,8		26,8

Таблица 2

Вариант	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Температура, °С	10	15	20	25	30	0	-2	-5	+8	+18

4. Тип нагнетателя принять в соответствии с табл. 3.

Таблица 3

Вариант	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Тип нагнетателя	Н-300-1,23	НГ-280-9	ГПА-Ц-6,3 Н 196-1,45	НЗЛ-260-13-2	ГПА-Ц-6,3 Н 196-1,45	ГПА-Ц-6,33 Н 196-1,45	НЗЛ-260-13-2	НЗЛ-260-13-2	Н-300-1,23	520-12-1

5. Фактическую частоту вращения ротора принять по табл. 4.

Таблица 4

Вариант	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Фактическая час-тота вращения ротора, об/мин	5750	4300	7870	5280	8050	7700	5200	5100	5900	4600

6. Показатель политропы принять равным 1,31.

7. Технические характеристики ЦНБ приведены в табл. 5.

Таблица 5

Тип ЦНБ	Номинальная производительность (20 °С, 760 мм рт. ст.), млн м3/сут	Номинальная частота вращения, об/мин	Номинальная мощность ЦБН, кВт	Степень сжатия	Политропический КПД, %
НЗЛ-260-13-2	14,0	5550	4250	1,25	87
Н-300-1,23	19,0	6150	6000	1,25	87
ГПА-Ц-6,3 Н 196-1,45	12,0	8200	6300	1,45	83
НГ-280-9	34,0	5000	9000	1,2	86
520-12-1	29,3	4800	10000	1,27	85

Приведенные характеристики представлены на рис. 6 – рис. 10.

Рис. 6. Приведенные характеристики нагнетателя НЗЛ-260-13-2:

Рис. 7. Приведенные характеристики нагнетателя НГ-280-9:

Рис. 8. Приведенные характеристики нагнетателя Н-300-1,23:

Рис. 9. Приведенные характеристики нагнетателя 520-12-1:

Рис. 10. Приведенные характеристики нагнетателя ГПА-Ц-6,3:

Основные требования к оформлению пояснительной записки

Поля: слева- 30мм; справа- 10 мм; сверху и снизу- по 20 мм. При наборе текста на компьютере следует придерживаться следующих правил:

- шрифт- Times New Roman 14 размера;

- полуторный межстрочный интервал;

- абзац- 10 мм;

- выравнивание по ширине.

Заголовки разделов- прописными буквами без переносов. Расстояние между заголовком и последующим текстом должно быть равно двум интервалам.

Страницы записки нумеруются последовательно (считая с титульного листа) до последней страницы, включая приложения. Номера страниц проставляются в правом верхнем углу поля арабскими буквами. На титульном листе и техническом задании номера считаются, но не проставляются.

Таблицы обозначаются в пределах раздела двойной нумерацией (первая цифра- номер раздела, вторая- порядковый номер таблицы). Таблица должна иметь заголовок, выше которого над правым углом таблицы пишется слово «таблица». Формулы и рисунки нумеруют в пределах раздела также двойной нумерацией. Рисунки должны иметь заголовок, который помещают над изображением, а номер рисунка - под изображением. Рисунки могут располагаться по тексту или в приложении. В тексте должны быть ссылки на таблицы и рисунки, например: «В табл. 2.1 приведено...», «На рис. 2.5 изображено...», «На рис. 2.2П показано...». Буква П указывает, что рисунок расположен в приложении. Повторные ссылки даются в круглых скобках:
(см. рис. 3.3), (см. табл. 1.3).

Графическая часть курсового проекта включает в себя построение газодинамических характеристик нагнетателя газа согласно варианту в формате А3, а также разработку и построение технологической схемы компрессорной станции в формате А3.

Также все перечисленные чертежи необходимо представить в приложениях к пояснительной записке на листах формата А4.

Дата добавления: 2021-04-05; просмотров: 79; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!