Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Юламанов, Эдуард Фанилевич

  • Юламанов, Эдуард Фанилевич
  • кандидат технических науккандидат технических наук
  • 2007, МоскваМосква
  • Специальность ВАК РФ25.00.19
  • Количество страниц 145
Юламанов, Эдуард Фанилевич. Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов: дис. кандидат технических наук: 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ. Москва. 2007. 145 с.

Оглавление диссертации кандидат технических наук Юламанов, Эдуард Фанилевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ.

1.1. Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода.

1.2. Определение мощности газотурбинного привода с помощью измерителя крутящего момента.

1.3. Использование линеаризованных зависимостей рабочих процессов газотурбинного двигателя в численном виде.

ГЛАВА 2. ЛИНЕАРИЗОВАННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ В ДИАГНОСТИРОВАНИИ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

2.1. Методология построения диагностических моделей с использованием метода малых отклонений.

2.2. Апробация методик на эксплуатационных данных.

2.3. Применение методики для определения энерготехнологических характеристик газотурбинных установок.

ГЛАВА 3. ПОУЗЛОВОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

3.1. Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования.

3.2. Метод последовательного газодинамического расчета газотурбинных установок.

3.3. Диагностические модели в поузловом диагностировании ГТУ.

3.4. Методология проведения работ по поузловому диагностированию.

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», 25.00.19 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов»

В последнее время непрерывно возрастает роль природного газа как одного из главных и перспективных источников энергообеспечения промышленности Российской Федерации (РФ). Учитывая, что на территории России сосредоточено треть мировых запасов природного газа, можно утверждать, что природный газ в обозримом будущем останется одним из важнейших видов уникального топлива и химического сырья для потребления и реализации не только внутри страны, но и за ее пределами.

Если дополнительно учесть значительно меньшую себестоимость добычи и транспорта газа по сравнению с недавно традиционными видами топливного сырья (уголь, нефть), отнесённую к единице получаемой энергии, а также неудобство его замещения другими видами топлива в целом ряде отраслей, то преимущества газа будут ещё более очевидны.

К настоящему времени Западная Европа более чем на 25% свои потребности в энергоресурсах покрывает за счёт российского газа, и свыше 50% территории России и государств бывшего СССР используют в качестве основного промышленного и бытового топлива природный газ, добываемый преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО), Ямало-Ненецком национальном округе, а также в Туркмении, Узбекистане, Казахстане. Для расширения возможностей экспорта природного газа из России в дополнение к существующим газовым коридорам в 2002г. через Украину построена система газопроводов «Голубой поток» через Чёрное море в Турцию; сооружён газопровод через территорию Беларуси и Польши в Германию. Протяжённость газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ), включающей кроме магистральных газопроводов России и стран СНГ сеть газопроводов стран Западной Европы, составляет в однониточном исполнении свыше 158 тыс. км; количество установленных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) всех типов - свыше 4 тыс.; суммарная установленная мощность -более 44 млн. кВт.

Нельзя не отметить, что природный газ, добываемый в России, не только экспортируется, но и потребляется в значительной степени внутри страны. Самым крупным потребителем природного газа в Российской Федерации является современная электроэнергетика. Доля теплоэлектростанций (ТЭС) РФ в общем потреблении природного газа снизилась с 44 % в 1990 г. до 38 % в 2003 г. (2003 г./1990 г. -86 %). Расход природного газа на ТЭС РФ в 19902003 гг. находился в интервале 132-179 млрд м3. С 1990 по 1998 г. расход природного газа на ТЭС уменьшился с 179 до 132 млрд м3 (1998 г./1990 г. -74 %), а с 1998 по 2003 г. увеличился с 132 до 144 млрд м3 (2003 г./ 1990 г,-80%) [40].

В силу географической особенности российских газотранспортных систем (большая протяжённость газопроводов от мест добычи до регионов интенсивного газопотребления) транспорт газа по ним сопровождается большими затратами на так называемые «собственные нужды». Учитывая, что в отрасли добывается немногим более 540 млрд. м3 газа в год, а основные газовые месторождения уже в значительной степени выработаны (на большинстве месторождений - падающая добыча), освоение газовых месторождений на море требует огромных капиталовложений, проблема энергосбережения в отрасли приобретает особое значение [52].

В связи с появившейся проблемой был принят Закон РФ «Об энергосбережении» и вслед за ним ряд директивных документов федерального и отраслевого уровня, направленных на энергосбережение. На основе этих документов в ОАО «Газпром» была разработана «Программа энергосбережения ОАО «Газпром», которая сформировала основные задачи и направления энергосбережения в транспорте газа. Мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в транспорте газа реализуются на стадии проектирования, реконструкции и эксплуатации газопроводов.

На стадии проектирования и строительстве газопроводов можно обозначить четыре основных направления энергосбережения: повышение давления в газопроводе, применение высокоэкономичных ГПА, применение труб с внутренним гладкостным покрытием, а также совершенствование методов проектирования газопроводов.

В целом, повышение рабочего давления позитивно сказывается на экономических показателях работы газопровода: снижаются расход газа на собственные нужды, капитальные и эксплуатационные затраты, а также тариф на транспорт газа. С точки зрения энергосбережения наиболее выгодным вариантом при строительстве газопровода является рабочее давление 9,8 МПа, так как при этом происходит значительное снижение расхода газа на собственные технологические нужды и соответственно снижение эксплуатационных затрат. Сравнивая варианты строительства газопроводов с давлениями 11,8 МПа и 9,8 МПа годовые эксплуатационные затраты во втором случае ниже на 5 % по отношению к первому варианту. Использование ГПА повышенной экономичности приводит к снижению удельного расхода топлива пропорционально увеличению КПД привода и соответственно к снижению эксплуатационных затрат.

На стадии эксплуатации газопроводов планируется применять следующие энергосберегающие мероприятия [52]:

- оптимизацию технологических режимов газопроводов с применением современных программно-вычислительных комплексов;

- мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту оборудования КС и газопроводов, включая очистку полости труб, замену запорной арматуры, использование передвижных компрессорных установок для перекачки газа из ремонтируемых участков в действующие и др.

Эффективность работы ГПА определяется их техническим состоянием, организацией системы компримирования на компрессорных станциях (КС) и режимами работы ГПА. Оптимизация работы линейных участков магистральных газопроводов (МГ) зависит и от оптимизации режимов работы КС в составе МГ, и от оптимизации режимов работы ГПА в составе компрессорных цехов. Причем оптимизация должна осуществляться не по паспортным (постоянным) характеристикам, а по индивидуальным характеристикам агрегатов, полученным по результатам диагностирования. Решение этой задачи невозможно без применения методов термогазодинамической диагностики для постоянного контроля технического состояния ГПА. Причем, именно оптимизация режимов работы ГПА с учетом их технического состояния и п ре-допределяет высокую экономическую эффективность работы компрессорных цехов (КЦ), КС и МГ.

К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки и внедрения различных методов технической диагностики, в т.ч. параметрического диагностирования, ГПА. В то же время комплексной работы по оценке принципов построения, погрешности расчета, требуемого объема и точности измеряемых параметров, целесообразной области применения методов определения технического состояния и технологических параметров ГПА не проводилось. Даже предварительное рассмотрение указанной проблемы свидетельствует о необходимости дальнейших исследований с целью разработки методик, отвечающих требованиям отраслевой системы диагностического обслуживания оборудования КС, позволяющим получить информацию о техническом состоянии основных узлов газотурбинных установок (компрессор, камера сгорания, регенератор, турбина высокого давления и др.) для эффективного планирования объёма и сроков предстоящего ремонта, а также более полного восстановления характеристик газотурбинной установки (ГТУ) в процессе самого ремонта.

Необходимость разработки таких методов именно для стационарных газотурбинных ГПА (ГГПА) обусловлена как тем, что в газотранспортной системе нашей страны используется около 80% газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (из них порядка 25% стационарных агрегатов), так и тем, что восстановительный ремонт стационарных ГГПА (в отличие от авиационных и судовых агрегатов, ремонтируемых на заводах-изготовителях) производится непосредственно в условиях КС.

Все это свидетельствует об актуальности темы исследования как с теоретической, так и с практической точек зрения.

Целью диссертационной работы является разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, позволяющих снизить энергозатраты на транспорт газа и ремонтно-техническое обслуживание за счёт использования объективной информации о техническом состоянии узлов ГПА.

В данной работе для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи: проанализировать методы оценки технического состояния и определения технико-экономических показателей работы ГГПА; разработать математическую модель рабочих процессов ГТУ в линейном виде; разработать методики оперативного определения выходных энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием линеаризованных зависимостей; проанализировать возможности и перспективы использования измерителя крутящего момента на КС МГ; разработать комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГГПА; апробировать результаты работы на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз».

Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что в ходе решения поставленных задач были получены следующие результаты: предложена классификация существующих методов параметрического диагностирования газотурбинных газоперекачивающих агрегатов; разработан "косвенный" метод определения мощности и коэффициента технического состояния для любого типа газотурбинных установок, основанный на штатном объеме измеряемых параметров; получена формула расхода топливного газа в зависимости от уровня эффективной мощности, окружающих условий и коэффициента технического состояния газотурбинного газоперекачивающего агрегата; разработана методология использования поузлового параметрического диагностирования газотурбинных установок; разработан комплекс методик поузлового диагностирования стационарных газоперекачивающих агрегатов.

Практическая ценность работы состоит в возможности получения наряду с оперативной информацией по текущему режиму работы ГПА и общему техническому состоянию проточной части также информации о техническом состоянии основных узлов ГТУ, которая может быть использована для принятия управленческих решений по режимам эксплуатации, планированию ремонтов эксплуатируемого оборудования, оперативному восстановлению его работоспособности.

Методики и разработанный на их основе программный комплекс апробирован на данных опытно - промышленных испытаний на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз» и рекомендован для использования в системе диагностического обслуживания газотурбинных ГПА.

Похожие диссертационные работы по специальности «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», 25.00.19 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Юламанов, Эдуард Фанилевич

8. Результаты работы использованы в комплексе методик по определению мощности и коэффициента технического состояния различных типов ГТУ.

9. Методика поузлового диагностирования ГПА типа ГТК-10 и разработанный на ее основе программный комплекс рекомендованы для использования в системе диагностического обслуживания КС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Юламанов, Эдуард Фанилевич, 2007 год

1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика.-М.: Наука, 1976.-888 с.

2. Ашарина O.K., Хворов Г.А. Оценка эффективности энергосбережения в транспорте газа. Газовая промышленность. - 2006. №3, - С. 12-15.

3. Белоброва О.Р. Методы диагностики центробежных нагнетателей компрессорных станций по термодинамическим параметрам на основе нелинейных моделей: Автореф. дис. . канд. тех. наук. М., 1991. - 17с.

4. Белоконь Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Тр. МИНХ, - М.: Недра. 1964. - Вып. 47. - С. 7-19.

5. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов М.: Недра, 1969.-109 с.

6. Бикчентай Р.Н. Разработка методики определения эксплуатационных показателей газотурбинных установок для привода центробежных нагнетателей газа. Труды МИНХ и ГП. Вып. 47, М.: Недра, 1964.-С. 161-171.

7. Бикчентай Р.Н., Лопатин А.С. Термогазодинамические расчеты газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом при различных режимах. М.: Московский Институт нефти и газа им. И.М. Губкина. 1989. -68 с.

8. Ванчин А.Г. Разработка экспресс методов оценки эффективности работы и технического состояния авиаприводных газоперекачивающих агрегатов: Автореф. дис. . канд. тех. наук. - Москва, 2006. - 24 с.

9. Ванчин А.Г. Экспресс-метод оценки располагаемой мощности и коэффициента технического состояния ГТУ. Рыбинск: Газотурбинные технологии. №3, 2005. - С. 30-32.

10. Вертепов А.Г. Экспресс-метод оценки загрузки и технического состояния ГТУ // В сб. «Совершенствование машин и агрегатов газовой промышленности». М.: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 44-52.

11. Вертепов А.Г., Васильев Ю.Н. Повышение эффективности использования тепла уходящих газов газотурбинных установок компрессорных станций магистральных газопроводов // Обз. инф., сер. Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. - Вып.2. - 35 с.

12. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Параметрическое диагностирование проточной части газотурбинных установок и центробежных нагнетателей // Обз. инф., сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. -Вып.4. - 45 с.

13. Вертепов А.Г. Метод оценки выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях. Газовая промышленность. - 2001. № 3. - С. 31-33.

14. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. -М.: Недра, 1989. 286 с.

15. Вопросы реконструкции российской газотранспортной системы / Ефанов В.И., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А., Стурейко О.П., Синицып Ю.Н. Газотурбинные технологии. - 2005. - №8. - С. 2-5.

16. Временная инструкция по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-700-5 (ГТК-5), ГТ-750-6 и ГТК-10 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях магистральных газопроводов. М.: Оргэнергогаз, 1975. - 23 с.

17. Временная инструкция по определению мощности, технического состояния и загрузки агрегатов ГПА-Ц-6,3. М.: Мингазпром, 1988. - 20 с.

18. Газотурбинная установка типа ГТК-10, методика определения эффективной мощности газотурбинной установки типа ГТК-10 в эксплуатационных условиях. М.: Невский завод, 2004. - 33 с.

19. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Определение эксплуатационных показателей газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях // Научн.-техн. обз. ВНИИЭгазпрома. Сер. Транспорт и хранение газа. 1977. -60 с.

20. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1970. 664 с.

21. Динков В.А., Галиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчёт коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и их смесей. Справочное пособие. М.: Недра, 1984.- 118 с.

22. Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях. М.: ВНИИГЛЗ, 1977.-16 с.

23. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок типа ГТН-10И.-М.: ВНИИГАЗ, 1981. -30 с.

24. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок агрегатов ГТН-25И. М.: Союзоргэнергогаз, 1982. -47 с.

25. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов. М.: ВНИИГАЗ, 1981. - 24 с.

26. Инструкция по определению показателей и обобщённых характеристик газотурбинных установок для привода нагнетателей М.: ВНИИГАЗ, 1982. -24 с.

27. Инструкция по контролю и учёту технического состояния элементов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: ВНИИГАЗ, 1977. - 45 с.

28. Козаченко A.M. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с.

29. Линецкий И.К., Лещенко И.Ч., Вертепов А.Г. Получение и учёт характеристик оборудования при расчётах режимов компрессорных станций магистральных газопроводов // Научный сборник «Проблемы общей энергетики». Киев, 1999. - № 1. - С. 40-47.

30. Лопатин А.С. Разработка методов термогазодинамической диагностики газотурбинных газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Дис. . канд. техн. наук. М., 1984. -197 с.

31. Лопатин А.С. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. М.: Изд. «Нефтяник», 1996. - 82 с.

32. Мельников А.П., Албул В.П., Винниченко Н.В. Оценка газосбережения в электроэнергетике. Газовая промышленность. - 2006. №3, - С. 73-75.

33. Методика определения мощности газотурбинных установок ГТ-700-5, ГТ-750-6 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях ТМ-3740-69. М.: НЗЛ, 1969. - 36 с.

34. Методические материалы для теплотехнических испытаний газотурбинных ГПА. М.: ВНИИГАЗ, 1984, - 68 с.

35. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчётов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М., 1999. - 51 с.

36. Методика определения мощности и технического состояния агрегатов ГТ-750-6, ГТК-10, ГТК-ЮМ по измеренным параметрам перекачиваемого газа. М.: ВНИИГАЗ, 2004. - 38 с.

37. Методика определения мощности, коэффициента технического состояния и параметров цикла газотурбинной установки типа ГТК-10-4. М.: Оргэнергогаз, 2005. - 23 с.

38. Методика определения мощности, коэффициента технического состояния и параметров цикла газотурбинной установки тина ГТК-10-4М (с трубчатым регенератором). -М.: Оргэнергогаз, 2005.-23 с.

39. Микаэлян Э.А. Обнаружение на ранней стадии дефектов в работе газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: Нефтегазовые технологии.-№4, 1999.-С. 10-13.

40. Научное обеспечение создания и внедрения на КС новых и модернизированных типов газотурбинных ГПА. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 30 с.

41. Об эффективности использования стационарных систем диагностики ГПА/ Зарицкий С.П., Усошин В.А., Чарный Ю.С., Вертепов А.Г.- М.: ИРЦ Газпром. НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов», № 3, 1997, с. 5-19.

42. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 304 с.

43. Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природного газа. / Поршаков Б.П., Апостолов А.А, Калинин А.Ф., Купцов С.М, Лопатин А.С, Шотиди К.Х. М.: Нефть и газ, 2004. - 180 с.

44. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: Учебн. для вузов. М.: Недра. 1992.-216 с.

45. Проблемы реконструкции газотранспортных систем / Поршаков Б.П,, Лопатин А.С., Козаченко А.Н., Никишин В.И. Науч.-техн. сб. ИРЦ

46. Газпром, сер. «Диагностика оборудования и трубопроводов». 1996. -№ 4-6. -С. 43-50.

47. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов: Утв. Упртрансгаз ОАО «Газпром» 02.04.2001. М., 2001. - 87 с.

48. Рекомендации по повышению эксплуатационной надёжности и эффективности основного и вспомогательного технологического оборудования компрессорных станций различного типа для магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа. -М.: ВНИИГАЗ, 1972.

49. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины. Л.: Машиностроение, 1981.-351 с.

50. Рябченко А.С. Параметрическая диагностика для оценки со-стояния газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и определения расхода топливного газа на магистральных газопроводах: Дисс. . канд. техн. наук. -М.: МИНХ и ГП, 1984. 141 с.

51. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра. 1990. - 203 с.

52. Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. О расчётно-экспериментальной модели нагрузочных характеристик газотурбинных установок // В сб. «Повышение надёжности и эффективности газотранспортного оборудования». М.: ВНИИГАЗ, 1982. - С. 110-117.

53. Степаненко В.П. Практическая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. М.: Транспорт, 1985.-222с.

54. Теплотехнические испытания 10 газотурбинных агрегатов типа ГТК-10-2 H3JT на компрессорных станциях магистральных газопроводов. JL: ЦКТИ им. И.И.Ползунова, 1974.

55. Типовая методика оценочной проверки мощности газотурбинных агрегатов типов ГТ-700-5 и ГТ-750-6 НЗЛ с нагнетателями типов 280 и 370. -М.: ВНИИГАЗ, 1969.-36 с.

56. Формирование единой отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) РАО «Газпром» / Ремизов В.В., Седых А.Д., Зарицкий С.П., Лопатин А.С., Броновец М.А. М.: ИРЦ Газпром, НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов». - 1996. - №4-6. - С. 7-22.

57. Фрейман К.В. Система диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов на газопроводах: Автореф. дис. . канд. тех. наук. Москва, 2004. - 24 с.

58. Чекардовский С.М. Разработка термогазодинамических методов контроля и диагностики оборудования системы газоснабжения: Автореф. дис. канд. тех. наук. Тюмень, 2001. - 22 с.

59. Черкез А.Я. Инженерные расчёты газотурбинных двигателей методом малых отклонений. М.: Машиностроение, 1975. - 380 с.

60. Шнеэ Я.И. Газовые турбины. М.: Машгиз, 1960. - 560 с.

61. Щуровский В.А. Определение характеристик ГТУ методом малых отклонений. Газовая промышленность. - 1969. № 11, - с. 20-24.

62. Щуровский В.А., Левыкин А.П. Загрязнение и очистка проточных частей осевых компрессоров газотурбинных установок //Научн. техн. обз. ВНИИЭгазпрома, сер. Транспорт и хранение газа. - М., 1986. - Вып. 11. -28 с.

63. Щуровский В.А. Исследование эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Автореф. дис. . канд. тех. наук. М., 1972. - 20 с.

64. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа / Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M., Дашунин Н.В., Козаченко А.Н., Лопатин А.С., Никишин В.И., Поршаков Б.П. М.: Нефть и газ, 2000. - 175 с.

65. Юкин Г.А. Диагностирование режимов работы газотурбинных установок КС. -М.: Газовая промышленность. -№11,2002. С. 61-62.

66. ISO 5389-1992 (Е). Turbocompressors. Performance test code.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.