Управление электроснабжением нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения регулируемого электропривода (стр. 1 )

УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ В УСЛОВИЯХ МАССОВОГО ПРИМЕНЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО

ЭЛЕКТРОПРИВОДА

Санкт-Петербург 2002

УДК 621.31

Валерий Аркадьевич Хачатурян

Рецензенты:

, заведующий кафедрой Электрические системы и сети СПбГТУ.

, к. т.н., доцент.

Хачатурян электроснабжением нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения регулируемого электропривода. 2002, 64 с.

Предложена концепция и алгоритм управления режимами электропотребления НПП с применением средств АСУ СЭС. Концепция предусматривает приближение режима потребления к энергетически оптимальному для принятой технологии переработки нефти и комплексов технологического оборудования. Рассмотрены вопросы обеспечения электромагнитной совместимости электрооборудования нефтепереработки в условиях массового применения регулируемого электропривода, обосновано применение централизованных и индивидуальных средств подавления помех.

Введение

Современные нефтеперерабатывающие предприятия (НПП) являются одними из основных бюджетообразующих предприятий России. Общее число НПП - 24. Надежность и экономичность функционирования НПП в значительной мере определяется надежностью и экономичностью функционирования их электротехнических комплексов, которые включают в себя системы электроснабжения (СЭС), электропривода, автоматики и электроремонта. НПП потребляют свыше 11 млрд. кВт×ч электроэнергии. Средний расход электроэнергии на одну тонну превышает 66 кВт×ч. Энергетическая составляющая в структуре себестоимости переработки нефти приближается к 15% и имеет тенденцию к непрерывному увеличению. Плата за электрическую энергию составляет около 8% в общем объеме затрат. Поэтому особую актуальность приобретает широкое внедрение прогрессивных технологий по переработке нефти [1,2,3]. Учитывая то, что технологический процесс переработки нефти включает в себя значительное число операций по транспортировке жидкости, поддержанию заданного температурного режима в технологических установках, электротехнические комплексы НПП характеризуются наличием значительного числа регулируемых приводов. В настоящее время такие привода выполняются на основе асинхронных двигателей и преобразователей частоты с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ). Однако, применение таких приводов приводит к ухудшению качества электрической энергии, в том числе к искажениям напряжения, колебательным явлениям и неустойчивой работе систем технологической и электросетевой автоматики. Указанные обстоятельства обусловили возникновение проблемы качества электрической энергии, включая электромагнитную совместимость различного вида оборудования. Данной проблеме в России и за рубежом в последние 20 лет уделяется большое значение. Электромагнитная совместимость (ЭМС) оборудования в электротехническом комплексе НПП предполагает способность технических средств функционировать с заданным качеством в заданной обстановке и не создавать электромагнитных помех другим техническим средствам. Анализ научно-технических достижений в области электромагнитной совместимости оборудования в условиях массового применения асинхронных двигателей с преобразователями частоты и других электроустановок с вентильной нагрузкой показал, что уменьшение коэффициента несинусоидальности может быть достигнуто за счет:

·  увеличения числа фаз преобразователей;

·  применения фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ);

·  рационального построения схем электроснабжения и преобразования.

Однако в условиях НПП, где имеет место вариация нагрузки, обусловленная технологическим процессом, неритмичность поставки исходного сырья и отгрузки готовой продукции наиболее перспективным является применение бесконфликтных подсистем минимизации искажения кривой напряжения на основе ФКУ, которые также способствуют решению задачи компенсации реактивной мощности. Актуальность проблемы, связанной с созданием автоматизированной системы управления электроснабжением электротехнических комплексов, включая подсистемы управления электропотреблением и качества электрической энергии в нормальных и экстремальных режимах работы, обосновываются в работах ведущих ученых в данной области, в том числе , , Дж. Ариллаги, П. Ташкиви, Э. Хебигер, C. L. Philbert.

Однако, к настоящему времени не решен комплекс вопросов, связанных с разработкой систем автоматизированного управления электроснабжением НПП с использованием компьютерных технологий, в том числе подсистем управления режимами электропотребления и качеством электрической энергии в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями.

В монографии рассмотрены проблемы создания системы автоматизированного управления электроснабжением электротехнических комплексов нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями, включая:

·  теоретические и методические положения автоматизированного управления электроснабжением НПП с использованием компьютерных технологий;

·  закономерности изменения нагрузок и разработать подсистему управления режимами электропотребления, обеспечивающую минимизацию энергетической составляющей затрат на переработку нефти;

·  влияние преобразовательной нагрузки на качество электрической энергии в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями.

1. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ НПП

1.1. Концепция управления режимами электропотребления НПП

Основной задачей рационального управления электропотреблением НПП является приближение режима потребления электроэнергии к энергетически оптимальному для принятой технологии переработки нефти. Реализация такой концепции управления достигается путем определения рациональных дифференцированных групповых норм расхода электрической энергии на переработку нефти по технологическим процессам и для отдельных технологических установок, непрерывного контроля в пределах планируемого периода фактического удельного расхода электроэнергии, сравнения фактического удельного расхода с рациональной групповой нормой и в случае их отличия от рациональной групповой нормы выдачи рекомендаций по проведению энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих приближение фактического потребления к рациональному. При управлении электропотреблением НПП предполагается, что режимы напряжения и реактивной мощности оптимизированы или близки к оптимальным [4].

Под расчетным периодом оценки показателей электропотребления понимается отрезок времени, в пределах которого технологический процесс устойчив и удельные расходы электроэнергии на первичную переработку нефти, каталитическое риформирование, гидроочистку, парекс, производство серы, кислоты и прочее постоянны.

Реализация предложенной концепции предполагает минимизацию целевой функции:

, (1)

или

, (2)

при ограничениях:

, (3)

, (4)

где: Wф и Wопт - массивы фактического и оптимального расхода электроэнергии по НПП за заданный период;

, (5)

, (6)

N - число однотипных технологических линий (процессов) в составе НПП;

wф и wопт - массивы фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим технологического процесса переработки нефти за заданный период;

tз. п и tр. п - заданный и расчетный период времени;

G1 и G1пл - фактическая и плановая первичная переработка нефти за заданный период, тыс. т.;

G2 и G2пл - фактическая и плановая переработка нефти каталитическим реформированием за заданный период, тыс. т.;

G3 и G3пл - фактическая и плановая гидроочистка нефти за заданный период, тыс. т.;

G4 и G4пл - фактическая и плановая переработка нефти на установках парекс за заданный период, тыс. т.;

G5 и G5пл - фактическое и плановое производство кислоты за заданный период, тыс. т.;

G6 и G6пл - фактическое и плановое производство серы за заданный период, тыс. т.

В качестве заданного периода времени в условиях НПП могут рассматриваться сутки, так как именно за этот период принято оценивать функционирование НПП как единого технико-энергетического комплекса. Величина tз. п  должна быть скорректирована с длительностью действия ограничений электроэнергии при ее лимитировании.

При декомпозиции технологического процесса на 6 составляющих компонент:

, (7)

, (8)

, (9)

, (10)

где: w1 - удельный расход электроэнергии на первичную переработку 1 т нефти, кВт´ч/т;

w2 - удельный расход электроэнергии на переработку каталитическим риформированием 1 т нефти, кВт´ч/т;

w3 - удельный расход электроэнергии на гидроочистку 1 т нефти, кВт´ч/т;

w4 - удельный расход электроэнергии на переработку на установках парекс 1 т товарной нефти, кВт´ч/т;

w5 - удельный расход электроэнергии на производство 1 т кислоты, кВт´ч/т;

w6 - удельный расход электроэнергии на производство 1 т серы, кВт´ч/т;

Групповая фактическая и оптимальная нормы расхода электроэнергии на 1 т переработки нефти:

, (11)

, (12)

где: G - переработка нефти за заданный период, т.

На рис. 1 представлен алгоритм управления режимами электропотребления НПП, обеспечивающий энергетическую оптимальность (рациональность) процесса переработки нефти.

Для количественной оценки целевых функций 1¸12 соотношения для определения удельных расходов электроэнергии на отдельные компоненты процесса переработки нефти устанавливаются путем накопления и статистической обработки информации.

 

Рис. 1. Алгоритм управления режимами электропотребления НПП.

1.2. Анализ уровня энергозатрат и разработка мероприятий по их снижению

Как следует из концепции управления режимами электропотребления НПП для определения оптимальной групповой нормы расхода электроэнергии требуется большой объем исходной информации. Поэтому для выполнения расчета удельных расходов электроэнергии на отдельные компоненты и установки технологического процесса переработки нефти и групповой оптимальной нормы была разработана форма обработки статистической информации на основании формы отчетности 11-ТЭР.

В результате обработки на ЭВМ входных документов предприятиям НПП в целом выдаются следующие расчетно-аналитические таблицы:

·  расчет удельного расхода электрической энергии на переработку 1 тонны нефти для комплексов и сооружений по первичной переработке нефти по отдельным технологическим установкам;

·  расчет удельного расхода электрической энергии на каталитический риформинг по отдельным технологическим установкам;

·  расчет удельного расхода электрической энергии на гидроочистку 1 т нефти по отдельным технологическим установкам;

·  расчет удельного расхода электрической энергии по установкам парекс на переработку 1т нефти по отдельным технологическим установкам;

·  расчет удельного расхода электрической энергии на производство кислоты на 1 т перерабатываемого сырья;

·  расчет удельного расхода электрической энергии на производство серы на 1 т перерабатываемого сырья;

·  сводная таблица расчета норм расхода электрической энергии на переработку нефти по НПП.

Определим показатели потребления электроэнергии на переработку нефти на примере нефтеперерабатывающего предприятия «Киришинефтеоргсинтез». В табл. 1, 2, 3 и 4 приложения приведены удельные расходы электрической энергии по компонентам технологического процесса за 1995÷2000 г. г., полученные в результате обработки унифицированных входных документов. Удельные расходы электрической энергии за 2000 г., по отдельным технологическим установкам приведены в табл. 5 приложения.

На основании статистических данных Министерства энергетики РФ на рис. 2 и 3 приведены данные по удельному расходу электроэнергии на 1 т переработанной нефти и потреблению электроэнергии для НПП России за 2000 и 2001 годы. На оси абсцисс указаны условные номера НПЗ в соответствии с данными в табл. 1. Различие удельных норм расхода электроэнергии объясняется различием глубины переработки нефти на отдельных НПЗ.

Из рис. 2 и 3 следует, что в указанные годы потребление электроэнергии оставалось практически стабильным. Максимальное отклонение по величине потребленной энергии для НПП «Киришинефтеоргсинтез» не превысило 1,3 %, а по величине удельного расхода электроэнергии на 4,0%. Это подтверждает справедливость применения предложенной концепции управления режимами электропотребления на НПП России, основанной на сравнении фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим.

Анализ структуры потребления электроэнергии по «Киришинефтеоргсинтез» показал, что расход электроэнергии на переработку нефти составляет 92%, прочее производственное потребление – 8%.

Структура расхода электроэнергии на переработку нефти складывается
из потребления на:

·  первичную переработку нефти – 24,5%;

·  каталитическое риформирование – 42,8%;

·  гидроочистку нефти – 7,7%;

·  парекс – 22,5%;

·  производство кислоты - 2,4%;

·  производство серы - 0,1%.

Наиболее энергоемкими технологическими процессами являются каталитическое риформирование и первичная переработка нефти, наибольшую удельную энергоемкость имеют производство кислоты и парекс.

Табл. 1

Условный номер НПП.

Наименование НПЗ	Условный номер НПЗ
Салаватнефтеоргсинтез	1
Омский НПЗ	2
Ангарская НХК	3
Киришинефтеоргсинтез	4
Уфанефтехим	5
Пермнефтеоргсинтез	6
Ярославнефтеоргсинтез	7
Московский НПЗ	8
Рязанский НПЗ	9
Волгограднефтепереработка	10
Уфимский НПЗ	11
Новокуйбышевский НПЗ	12
Ново – Уфимский НПЗ	13
Нижегороднефтеоргсинтез	14
Орскнефтеоргсинтез	15
Сызранский НПЗ	16
Ачинский НПЗ	17
Саратовский НПЗ	18
Куйбышевский НПЗ	19
Ухта + Битран – переработка	20
Хабаровский НПЗ	21
Комсомольский НПЗ	22
Туапсинский НПЗ	23
Яр. НПЗ им. Менделеева	24

Рис. 2. Потребление электроэнергии на тонну переработанной нефти

на НПП России

Рис. 3. Потребление электроэнергии по годам

Рис 4. Переработка нефти и удельный расход электроэнергии по НПП «Киришинефтеоргсинтез»

Анализ потребления электроэнергии за 1995¸2000 гг. показал (см. рис. 4), что в целом по НПП «Киришинефтеоргсинтез» имеет место обратная зависимость удельной энергоемкости от объема переработки нефти, т. е. от ритмичности поставки нефти на НПП и качества поставляемой нефтяной смеси. Также имеется устойчивая тенденция увеличения энергопотребления производствами, не входящими в основной технологический цикл (производство моющих средств, кровельных материалов и т. д.) и очистными сооружениями НПП (см. рис. 5).

На основании изложенного, основными причинами роста удельного расхода электроэнергии при переработке нефти являются:

·  неритмичность поставок и нестабильность качества поставляемой нефти;

·  увеличение глубины переработки нефти, сопровождаемое вводом в эксплуатацию энергоемких производств;

·  увеличение объема производства продукции с высокой энергоемкостью (сера, кислота);

·  увеличение электропотребления очистными сооружениями и вспомогательными службами;

·  увеличение объема электроподогрева трубопроводов.

Рис 5. Электропотребление производств не входящих в основной технологический цикл НПП «Киришинефтеоргсинтез»

Основными мероприятиями при управлении электропотреблением НПП являются:

·  перераспределение объема переработки нефти в пользу установок с меньшей энергоемкостью производства;

·  оптимизация режимов напряжения и реактивной мощности;

·  внедрение энергосберегающего электромеханического оборудования для переработки нефти, включая регулируемый по частоте вращения привод для насосных и вентиляторных установок;

·  совершенствование энергетических характеристик насосных установок, используемых во всех компонентах технологического процесса;

·  приведение параметров и характеристик электротехнического оборудования в соответствие с потребностями технологии (ликвидация «избытка мощностей»);

·  управление формированием суточных графиков нагрузки НПП в целом путем смещения зоны максимальных нагрузок в тарифную зону с минимальной оплатой.

Реализация указанных мероприятий в полном объеме в течение t достигается при наличии АСУ СЭС, позволяющей непрерывно контролировать основные параметры энергетического и технологического процесса и передавать интегрированную информацию в диспетчерские пункты НПП. Оценка эффективности данных мероприятий показала, что внедрение их позволяет в условиях «Киришинефтеоргсинтез» при стабилизации технологических параметров переработки снизить удельные энергозатраты на 5÷7%.

2. Минимизация затрат электроэнергии в технологических установках НПП

2.1. Минимизация затрат электроэнергии на воздушное охлаждение газофракционирующих установок

С целью минимизации энергетических затрат было предложено произвести модернизацию блока аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газо-фракционирующих установок (ГФУ), которая заключалась в следующем:

·  замене отработавших свой ресурс теплообменных секций на новые с измененной геометрией пучка;

·  замене приводов мощностью 90 кВт с вентиляторами типа УК-2М на приводы мощностью 75 кВт, укомплектованные вентиляторами «Торнадо» Т-50-6;

·  оснащении аппаратов воздушного охлаждения системой автоматического регулирования температуры (САРТ) продукта.

Новые теплообменники секции обеспечивают расчетный теплосъем в летнем режиме при максимальных температурах окружающего воздуха с запасом по производительности, что позволяет снижать расход воздуха подаваемого вентиляторами, уменьшая частоту ращения электродвигателей. Измененное отношение числа труб по ходам оптимизировало процесс конденсации и уменьшило вибрацию за счет устранения гидравлических ударов.

Применение современных вентиляторов, имеющих максимальный кпд в зоне рабочих параметров, позволяет обеспечить расчетный расход воздуха через теплообменные секции при оснащении приводом меньшей мощности. Потребляемая мощность нового привода составляет 54 кВт против 89 кВт у старого.

Вентиляторы типа «Торнадо» также имеют меньшую массу и более высокую степень балансировки, что существенно снижает нагрузку на подшипники электроприводов и увеличивает ресурс их работы.

Замена пятнадцати электродвигателей (n=15) типа ВАСО с номинальной мощностью Р=90 кВт на электродвигатели с номинальной мощностью Р=75 кВт дает уменьшение капитальных затрат

DК= n(Ц90-Ц75)=15(2-97182)=860493 руб.,

где Ц90 и Ц75 – соответственно стоимость электродвигателей мощностью 90 кВт и 75 кВт.

Годовая экономия потребляемой электроэнергии при комплектации электроприводов вентиляторов электродвигателями ВАСО с Р=75 кВт составит

Эп=15(Р90- Р75)=15(89-54)24×365=4599000 кВт×ч.,

где Р90 и Р75 – соответственно фактическая загрузка электродвигателей с номинальной мощностью 90 кВт и 75 кВт.

При тарифной ставке «Ленэнерго» 1,13 руб/кВтч уменьшение оплаты за электрическую энергию составляет

Эц=4599000×1,13=5196870 руб.,

а срок окупаемости

N=1597182/5196870=0,28 г. (≈ 4 мес).

В настоящее время регулирование работой АВО осуществляется сезонно перестановкой положения жалюзийных решеток и уменьшением частоты вращения электродвигателей вентиляторов для компенсации суточных колебаний температуры наружного воздуха.

Стоимостное выражение экономического эффекта от непосредственного снижения потребляемой мощности при использовании системы автоматического регулирования на одном аппарате воздушного охлаждения составляет в среднем 10000 руб в месяц, что для трех аппаратов составит

Э=3×12×10000 = 360000 руб.

Дополнительным эффектом использования САРТ является возможность более точного поддержания температуры продукта в пределах ±1°С вместо диапазона в 10°С, зафиксированного по регистрационным листам установки до модернизации. Это позволяет гарантированно вести процесс вблизи верхней границы температур, определенных регламентом. Для определения влияния системы автоматического регулирования и оценки количественных значений были проведены эксперименты по подключению системы автоматического регулирования холодильника конденсатора ХК-23. В результате установлено, что при номинальном режиме работы вентилятора переохлаждение потока орошения составило порядка (18÷19) °С, что потребовало увеличение расхода пара.

Дополнительный подвод тепла для поддержания теплового баланса технологического процесса можно принять равным теплу, необходимому для нагрева потока орошения при перепаде температур Dt, равном температуре переохлаждения (19°С),

Q=G×Cp×Dt,

где G = Vr, кг/час; Cр=2568 Дж/(кг×К); Q=38×577.5×2568×19=1.07×109 Дж/час; 1Гкал=4,19×109 Дж; Q=0.255 Гкал/час.

В стоимостном выражении при цене Ц=455,5 руб/Гкал эффект составит

Э=Q×Ц×Е=0,255×455,5×24=2787,66 руб. в сутки.

Суммарная прибыль от внедрения САРТ на одном аппарате составляет

П=37+360000=37 руб/год,

что при стоимости оборудования системой одного аппарата порядка 21 тыс. USD позволило окупить затраты в течении

Т=651000/37=0,19года ≈ 3 месяца.

Ежегодная прибыль от экономии пара составляет

П=365×2787,66=19 руб/год.

Всего на три колонны годовая прибыль составит

П=3×19=37 руб/год.

С учетом экономии электроэнергии на вентиляторах, не оборудованных САРТ, общая годовая прибыль составит

ПS=37+2227230=57 руб.

2.2. Минимизация затрат электроэнергии на компаундирование дизельных топлив

2.2.1. Требования к энергетическому оборудованию на компаундирование дизельных топлив.

Основным видом технологического оборудования для компаундирования дизельных топлив являются центробежные насосы, обеспечивающие подачу нефтепродуктов к узлу смешения. При выборе методов и средств управления технологическим оборудованием учтено, что одним из современных средств повышения эффективности технологических процессов является частотно-регулируемый асинхронный электропривод. Основные преимущества его внедрения состоят в следующем:

·  обеспечение оптимальных режимов работы технологического оборудования и существенная экономия потребляемой электроэнергии за счет регулирования в широком диапазоне и с высокой точностью частоты вращения, момента на валу и потребляемой электродвигателем мощности;

·  широкое распространение в технологических установках асинхронных электродвигателей и отсутствие необходимости их замены на электродвигатели специального исполнения при работе от современных преобразователей частоты;

·  отсутствие необходимости применения внешних датчиков тока, потока, напряжения, частоты вращения и положения ротора;

·  простота регулирования технологических параметров путем организации соответствующих обратных связей и использования вычислительных ресурсов преобразователей частоты;

·  возможность организации взаимосвязи частотно-регулируемых электроприводов с внешними компьютерными сетями;

·  повышение надежности и срока службы асинхронных двигателей, приводных механизмов и деталей трубопроводов за счет «мягкого» пуска;

·  повышение качества электроэнергии путем исключения провалов напряжения при пуске двигателей;

·  реализация режимов разгона и торможения с заданной скоростью;

Частотно-регулируемый электропривод позволяет максимально эффективно адаптировать работу электродвигателей и нагрузки к требованиям технологического процесса.

В качестве исходных данных, используемых при обследовании технологического оборудования и для последующих расчетов, приняты:

·  характеристика АСУТП смешения дизельного топлива;

·  параметры технологического процесса;

·  паспортные данные по характеристикам резервуаров, насосов и рецептуре смешения;

·  экспериментальные данные по характеристикам работы насосов. В табл.2 приведены экспериментальные данные по характеристикам насосов участка смешения светлых нефтепродуктов «Киришинефтеоргсинтез».

Табл. 2

Экспериментальные данные по характеристикам работы насосов

Обозначение насоса	Р, кгс/см2	Q, м3/час	Р, кгс/см2	Q, м3/час	Р, кгс/см2	Q, м3/час	Р, кгс/см2	Q, м3/час
Н13	7,5	0	7,0	30	6,8	50	6.0	95
Н14	5,0	0	4,8	100	4,5	180	-	-
Н18	7,5	0	-	-	-	-	-	-

2.2.2. Основные параметры режимов работы насосов.

В качестве насосного оборудования, используемого для подачи большинства компонентов смешения дизельного топлива, применяются центробежные насосы.

Основными параметрами, характеризующими работу центробежных насосов, являются создаваемые ими объемная Q или массовая Mg подача, давление и напор, а также энергия, сообщаемая потоку их рабочими органами.

Подачу можно определять на входе либо на выходе машины. Массовые подачи на входе и выходе машины любого типа одинаковы. В насосном оборудовании смешения дизельного топлива одинаковы также и объемные подачи, так как подаваемая среда практически несжимаема.

Полный напор, развиваемый насосом, м

Н = p/(gg),

где р – давление насоса;

g - плотность жидкости, кг/м3;

g – 9,81 м/с2.

Полезная мощность Рп , передаваемая машиной потоку жидкости,

Рп = Mg Нg = ggНQ, кВт.

Мощность на валу насоса,

Р = Рп/(1000h), кВт

где h – к. п.д. машины. Для центробежных насосов к. п.д., как правило, составляет 0,6 – 0,92.

Пользуясь законами подобия, можно по известным характеристикам для номинальной частоты вращения построить характеристики для скоростей отличной от номинальной. Законы подобия для центробежных насосов при изменении их частоты вращения выражаются следующими соотношениями

Q1/Q2 = n1/ n2 ,

H1/H2 = (n1/ n2)2 ,

P1/P2 = (n1/ n2)3 .

Приведенные выше выражения позволяют по известной характеристике машины при номинальном числе оборотов с достаточной точностью рассчитать характеристики при произвольных числах оборотов, но при этом должны быть выполнены условия автомодельности, которые сводятся к следующим предположениям:

·  число Рейнольдса в рассматриваемой области изменения частоты вращения насоса изменяется не более, чем в (3-5) раз;

·  перекачиваемая жидкость несжимаема;

·  характеристика сети имеет параболическую форму и выходит из начала координат.

2.2.3. Анализ методов и средств регулирования производительности насосного оборудования.