Pressure margins. For applications

Pressure margins. For applications where the pressure ratio can be defined fairly precisely, a 10% margin should be applied to capacity. For applications where the pressure ratio is heavily dependent on flow (for instance, with
a recycle duty) a 5% margin should be applied to both capacity and head. Higher margins than these can only be justified if the operation and capital cost increase is acceptable. In some cases, extra margins are included in the anticipation of future debottlenecking. This may be economic where variable-speed drives are employed. Performance. The characteristic (performance) curve of a centrifugal compressor is a plot of the head against the flow (capacity). For reliable operation, the head-capacity characteristic curve should rise continuously from the certified operating point to the actual surge point (usually 5–10% increase is specified). For compressors operating in parallel, the head is at the same specific flowrate needed within certain limits (most often 2%) at any flowrate on the compressor curve. At flows greater than the design flow, the characteristic is limited by a rapid fall of head. This is due to the high losses, particularly in the frontal stages of the compressor, caused by the high gas velocities and incidence angles at the entry into the impellers.
Compressor drives Historically, the most popular drive for the centrifugal compressor has been the steam turbine. A steam turbine can readily be speed matched to
the compressor. Figure 4 shows an example of a steam turbine driver. Electric motor drivers require, with some exceptions, that a step-up gear is used for speed match. Because fossil fuel can be more efficiently converted to electricity in large combined-cycle power plants (currently with efficiency more than 60%), the costs of electrical energy for electric motors become sufficiently low to displace the more convenient steam turbine drivers. Large electric motor drivers (currently up to 70 MW) using variable frequency conversion to provide for variable-speed, are very popular. Gas-turbine drivers are common in some CPI applications, such as very large compressor units, remote areas, where cheap fuel is readily available or similar situations. The operating speed range of a gas turbine is standard for a given model. Sometimes the output speed of the gas turbine can be considered to design an efficient centrifugal compressor. Usually it is not possible, however, and so an intermediate gear unit is needed. As an indication, gas turbine drivers are employed in 5–140-MW drive power range for various CPI compressor applications. Figures 5 and 6 show examples of gas turbine drivers. n

Results (Spanish) 2:

Márgenes de presión. Para aplicaciones en las que la relación de presión se puede definir con bastante precisión, un margen de 10% se debe aplicar a la capacidad. Para aplicaciones en las que la relación de presión depende en gran medida de flujo (por ejemplo, con
el deber de reciclaje) un margen del 5% debe aplicarse tanto a la capacidad y la cabeza. Mayores márgenes que éstas sólo pueden justificarse si el aumento operación y costo de capital es aceptable. En algunos casos, los márgenes adicionales se incluyen en la anticipación del futuro debottlenecking. Esto puede ser económica cuando se emplean accionamientos de velocidad variable. Rendimiento. La característica (rendimiento) curva de un compresor centrífugo es un gráfico de la cabeza contra el flujo (capacidad). Para un funcionamiento confiable, la curva característica de la capacidad de la cabeza debería aumentar de forma continua desde el punto de operación certificada hasta el punto de aumento real (no se especifica normalmente 5-10% de aumento). Para los compresores que funcionan en paralelo, la cabeza es al mismo caudal específica necesaria dentro de ciertos límites (lo más a menudo 2%) a cualquier velocidad de flujo en la curva de compresor. En flujos mayores que el flujo de diseño, la característica está limitada por una rápida caída de la cabeza. Esto es debido a las elevadas pérdidas, especialmente en las etapas frontales del compresor, causada por las altas velocidades de gas y los ángulos de incidencia en la entrada en los impulsores.
Compresor impulsa Históricamente, la unidad más popular para el compresor centrífugo ha sido la turbina de vapor . Una turbina de vapor puede ser fácilmente adaptado a la velocidad
del compresor. La Figura 4 muestra un ejemplo de un controlador de turbina de vapor. Controladores de motores eléctricos requieren, con algunas excepciones, que un engranaje elevador se utiliza para el partido de velocidad. Debido a que los combustibles fósiles se puede convertir de manera más eficiente a la electricidad en plantas de energía de ciclo combinado grandes (actualmente con una eficiencia más de 60%), los costes de la energía eléctrica para motores eléctricos se vuelven lo suficientemente baja para desplazar los controladores de turbinas de vapor más convenientes. Conductores eléctricos grandes motores (actualmente hasta 70 MW) usando la conversión de frecuencia variable para prever de velocidad variable, son muy populares. Conductores de turbinas de gas son comunes en algunas aplicaciones del IPC, como compresores de gran tamaño, las zonas remotas, donde el combustible barato está fácilmente disponible o situaciones similares. El rango de velocidad de funcionamiento de una turbina de gas es estándar para un modelo dado. A veces la velocidad de salida de la turbina de gas se puede considerar el diseño de un compresor centrífugo eficiente. Por lo general no es posible, sin embargo, y lo que se necesita una unidad de engranaje intermedio. A título indicativo, los conductores de la turbina de gas se emplean en 5-140-MW en coche rango de potencia para diversas aplicaciones de compresores IPC. Las figuras 5 y 6 muestran ejemplos de los conductores de turbina de gas. n

Results (Spanish) 3:

Márgenes de presión.Para aplicaciones donde la relación de presión puede ser definido con bastante precisión, un 10% de margen debe ser aplicada a la capacidad.Para aplicaciones donde la relación de presión depende en gran medida de flujo (por ejemplo, con
a reciclar deber) un margen del 5% debe aplicarse tanto a la capacidad y la cabeza.Márgenes mayores que estos sólo puede justificarse si la operación y el costo de capital aumento es aceptable.En algunos casos, margenes adicionales se incluyen en la anticipación del futuro aumento de capacidad.Esto puede ser economico en variadores de velocidad están ocupadas.El rendimiento.La característica (Performance) curva de un compresor centrífugo es una parcela de la cabeza contra el flujo (de capacidad).Para la operación confiable, la curva característica de la cabeza de capacidad debería aumentar continuamente desde el punto de funcionamiento de la actual oleada certificada de punto (generalmente 5 - 10% de aumento es especificado).Para compresores funcionando en paralelo, la cabeza es en el mismo caudal especifico necesario dentro de ciertos límites (la mayoria de las veces el 2%) en la curva de caudal en el compresor.A un flujo mayor que el caudal de diseño,La característica es limitado por una rápida caída de cabeza.Esto es debido a las elevadas pérdidas, especialmente en el frontal etapas del compresor, causado por las altas velocidades del gas y ángulos de incidencia en la entrada en los impulsores.
compresor conduce históricamente, el disco mas popular para el compresor centrífugo ha sido la turbina de vapor.La velocidad de una turbina de vapor puede ser facilmente adaptado a
El compresor.La figura 4 muestra un ejemplo de una turbina de vapor conductor.Motor electrico conductores exigen, con algunas excepciones, que un multiplicador de velocidad es utilizado para la velocidad Match.Porque puede ser mas eficiente de combustible fósil para producir electricidad en grandes centrales de ciclo combinado (actualmente con eficiencia de más del 60%),Los costos de energía eléctrica para motores electricos convertido en lo suficientemente baja como para desplazar a la turbina de vapor de los conductores más conveniente.Gran motor electrico conductores (actualmente hasta 70 MW) con la conversión de frecuencia variable para proporcionar la velocidad variable, son muy populares.Los conductores de turbina de gas son comunes en algunas aplicaciones del IPC, como gran compresor unidades, áreas remotas,Donde el combustible barato es facilmente disponible o situaciones similares.El rango de velocidad de una turbina de gas es estándar para un modelo determinado.A veces la velocidad de salida de la turbina de gas pueden ser considerados para el diseño de una eficiente compresor centrífugo.Normalmente no es posible, sin embargo, y por lo tanto un engranaje intermedio es necesaria.Como indicación,Turbina de gas los conductores son ocupadas en 5 - 140-mw Drive rango de potencia para distintas aplicaciones de compresores del IPC.Las figuras 5 y 6 se muestran ejemplos de turbina de gas de conductores.N