Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I. Системы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, их состояние и надежность 9
Катстории злсктроприемников и обеспечение надежности электроснабжения... 15
Состояния и события, характеритующие надежность систем электроснабжения компрессорных станций 19
1.5. Потрсбитсли электрической тнертии и объемы злектропотребления на КС 24
1.6. Электростанции собственных нужд (ЭСН) 31
1.7. Экенлушациониой надежности электроснабжения компрессорных станций 37
1.8. Оценка энергетическою и экономического ущерба о т срывов подачи электрической энер! ии на компрессорные станции 47
ГЛАВА II. Методика сопоставления и выбора схемы электроснабжения компрессорных станций 63
2.1. Альтернативньте вариант схем электроснабжения компрессорных станций и общие соображения по выбору энергопривода электростанции собственных нужд, единичной мощное т и и числа электроа!регатов .61
2.2. Критерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции и строительстве КС 67
2.3. Алгоритм экономически обоснованною выбора схемы электроснабжения компрессорных станций 79
2.3.1. Порядок расчета в случае, если исходная схема реконструируемой КС - первая 81
2.3.2.Порядок расчета в случае, если исходная схема реконструируемой КС- вторая 86
2.3.3.Порядок расчета и выбора схемы тлектроснабжения строящихся КС МГ. 88
2.4. Учет характеристик надежности при оценке технико-экономической схем электроснабжения КС. з
ГЛАВА III. Апробация схем электроснабжения компрессорных станций ООО «Мострансгаз» 96
Программа выбора оптимальной схемы электроснабжения 96
Апробация программы по выбору оптимальной схемы электроснабжения на примере КС ООО «Мострансгаз» 105
Оценка объемов поставок электроэнергии от централи гованных исючников 143
Выводы 150
Литература
- Состояния и события, характеритующие надежность систем электроснабжения компрессорных станций
- Экенлушациониой надежности электроснабжения компрессорных станций
- Критерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции и строительстве КС
- Апробация программы по выбору оптимальной схемы электроснабжения на примере КС ООО «Мострансгаз»
Введение к работе
з
Актуальность работы.
На сегодняшний день в энергетике России отчетливо просматривается четкая тенденция снижения надежности централизованного электроснабжения и роста цен на электрическую энергию. Это связано, с одной стороны, со значительным старением электрогенерирующих предприятий, линий электропередач (ЛЭП) и, соответственно, ростом числа отключений из-за аварий на линии, с другой стороны, с дороговизной нового сетевого строительства и сложными климатическими условиями в районах вновь осваиваемых газовых месторождений.
Подразделения РАО «ЕЭС России» не несут ответственности за низкую степень электроснабжения и, могут обеспечить электроснабжение объектов отрасли, в том числе и компрессорных станций (КС), только по третьей категории.
Кроме того, наблюдается тенденция существенного роста тарифа на электроэнергию, особенно той части тарифов, которая оплачивает заявленную мощность. Стоимость электроэнергии (относительно стоимости газа в соответствующем эквиваленте) возросла в несколько раз.
Дорожают также такие энергоносители, как каменный уголь и мазут, которые в топливном балансе электростанций общего пользования занимают большой удельный вес.
Перечисленные выше обстоятельства обусловили рост интереса к проблеме строительства собственных источников электроэнергии у предприятий газовой промышленности.
Повышенному интересу к проблеме строительства автономных электростанций у газотранспортных предприятий также способствует ряд факторов, характерных для газовой промышленности:
обширность территории, на которой расположены компрессорные станции магистральных газопроводов (МГ), требует строительства линий
4 электропередач большой протяженности, что является, например, для проектов Западной Сибири и Крайнего Севера, как правило, экономически невыгодным (строительство, обслуживание и потери при передаче на значительные расстояния);
повышенные требования к надежности и безопасности электроснабжения промышленных объектов добычи, транспорта и переработки газа, что предопределило отнесение основного технологического оборудования, в т.ч. КС, к электроприемникам первой или высшей категории;
значительный объем предстоящих в ближайшие годы работ по реконструкции КС МГ и других объектов газовой отрасли.
В связи с вышеизложенным целью диссертационной работы является разработка методики по выбору рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов.
Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:
проанализировать энергетической устойчивости объектов транспорта газа, оценить объем поставок электроэнергии от централизованных источников, проанализировать потребителей компрессорной станции их объемы электропотребления и категорийность;
оценить альтернативные схемы электроснабжения, сформулировать критерии выбора этих схем, предложены этапы перехода с существующих на более рациональные, позволяющие осуществлять бесперебойное и более эффективное электроснабжение, как при реконструкции и так и строительстве новых компрессорных станций;
разработать методику обоснованного выбора схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, с учетом экономической эффективности реализации той или иной схемы электроснабжения на основании динамического метода оценки инвестиционных проектов;
произведен учет характеристик надежности при оценке технико-экономической эффективности схем электроснабжения КС МГ;
для практической реализации методики по выбору рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций разработать программный комплекс для ПК.
Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что автором впервые:
предложены схемы поэтапного перехода от централизованных поставок электрической энергии на автономное электроснабжения КС;
разработана система критериев, определяющих экономически обоснованный переход от одной схемы энергоснабжения КС к другой;
разработана методика оптимизации выбора типа, единичной мощности и числа электроагрегатов, устанавливаемых на электростанции собственных нужд (ЭСН).
Практическая ценность и внедрение результатов работы. Методика и программный комплекс выбора рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов предложены для использования в ОАО «Газпром». Их применение позволяет своевременно определить порядок программы реконструкции схем электроснабжения и, в зависимости от потребности объемов электропотребления КС, позволяет подобрать наиболее оптимально электроагрегаты для оснащения ЭСН. Результаты работы реализованы на КС «Давыдовская», «Первомайская», «Донская», «Долгое», «Курск» ООО «Мострансгаз».
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку:
на 4-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001 г.;
на 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003 г.;
на XXIV-ом тематическом семинаре «Диагностика оборудования трубопроводов КС», г. Геленджик, 2005 г.;
на заседании кафедры «Термодинамика и тепловые двигатели» (март 2004 г., июнь 2006 г., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина).
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в т.ч. 1 работа в реферируемом журнале ВАКа.
Структура работы.
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав с выводами, основных выводов, 25 таблиц, 49 рисунков и списка литературы из 88 наименований общим объемом 161 страниц.
Состояния и события, характеритующие надежность систем электроснабжения компрессорных станций
При этом выделяются два уровня классификации состояний, характеризующие способность выполнять заданные функции работоспособные - неработоспособные и характеризующие выполнение заданных функций рабочие - нерабочие.
Отметим, что понятие работоспособности относится и к нефункциони-рующим в какой-то момент времени объектам. Так, неработоспособным может оказаться находящийся в резерве генератор газотурбиной КС - в нужный момент он не будет способен выполнять заданные функции.
Рабочее и нерабочее состояния связаны с функционированием и, соответственно, с отказом функционирования системы электроснабжения.
Связывая функционирование технологического объекта, а именно компрессорной станции с функционированием её системы электроснабжения, будем понимать под полностью рабочим состоянием, т.е. рабочим режимом СЭС КС такое состояние, когда работает всё электрооборудование компрессорных цехов и вспомогательных установок станции.
Нсли работают все ГПА компрессорного цеха, но отключено электрооборудование вспомогательных установок, например, АВО газа, то такой режим СЭС будет классифицироваться как утяжеленное состояние.
Аварийное состояние СЭС связано с нарушением электроснабжения электроприемников ГПА, приводящим к вынужденной или аварийной остановке хотя бы одного газоперекачивающего агрегата. Глубина аварийного состояния электроснабжения может быть оценена числом ГПА, выведенных из работы.
С переходом СЭС в нерабочий аварийный режим (простой или ремонт) связана вынужденная остановка всех ГПА КС. Нужно отметить, что нарушения в работе технологических агрегатов КС могут быть связаны не только с пребыванием в течении какого-то времени системы электроснабжения (или её части) в полностью или частично нерабочем состоянии, но и с фактом, процессом перехода в это состояние и даже с переходом в другое рабочее состояние. Например, если при переходе с одной подсистемы СЭС на другую агрегаты выводились на холостой ход.
Классификация событий, приводящих к переходу системы электроснабжения или её объектов в нерабочее или неработоспособные состояния, представлена на рис. 1.3 [44].
Под отказом работоспособности будем понимать событие, заключающееся в переходе объекта с одного уровня работоспособности на другой, более низкий; под отказом функционирования - событие, заключающееся в переходе объекта с одного относительного уровня функционирования на
Классификация событий, характеризующих надёжность объектов систем электроснабжения КС другой, более низкий. Как отказ работоспособности, так и отказ функционирования объектов и систем электроснабжения КС в целом могут быть полными или частичными. Полный отказ работоспособности приводит к переходу объекта из исходного в неработоспособное состояние. Аналогично полный отказ функционирования приводит к переходу объекта в нерабочее состояние. Отказы элементов систем злектроснабжения могут быть постепенными и внезапными. Постепенные отказы связаны с изменением параметров элементов во времени и чаще всего обусловлены старением компонентов электроустановок. Внезапные отказы, как правило, обусловлены случайными внешними воздействиями сторонних лиц, природо-климатическими факторами.
Независимые отказы не связаны друг с другом, зависимые - связаны. Причем, зависимость отказов может иметь различный характер. Выделим взаимообусловленные отказы - отказ одного элемента обусловлен отказами других, например, отказ резервного трансформатора вследствие перегрузки, возникшей из-за отказа рабочего трансформатора, и взаимосвязанные отказы - отказ одного элемента связан с отказами других через какую-то внешнюю причину, например, отказы цепей двухцепной ЛЭП, или отказы двух одно-цепных ЛЭП вследствие превышения ветровой нагрузочной расчетной величины.
Наконец, отказы могут быть устойчивыми и неустойчивыми. При анализе надежности систем электроснабжения электроприводных КС должны учитываться и устойчивые и неустойчивые (самоустраняющиеся) отказы элементов систем. Для анализа надежности систем электроснабжения газотурбинных КС, как правило, достаточно ограничиться учетом устойчивых отказов элементов СЭС. Неустойчивые отказы при выполнении соответст 24 вующих требований при проектировании СЭС не должны оказывать заметного влияния на работу ГПА КС.
Предварительный анализ причин низкой надежности СЭС КС с газотурбинным приводом показал, что они связаны с отказами основного силового оборудования, а также с отказами релейной защиты и автоматики СЭС. Кроме того, одним из основных путей повышения надежности системы является резервирование. Детальный анализ указанных факторов является основным направлением исследования и повышения надежности систем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов [2,4,44,46].
Компрессорная станция является комплексной по структуре и функциональным связям системой. Работа основного технолої ического оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов (центробежных нагнетателей) обеспечивается их приводом, системами масло-снабжения, вентиляции, охлаждения, газовых коммуникаций, общестанционными системами электроснабжения и контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА). Взаимодействие подсистем обусловливает общий уровень надежности компрессорной станции. Как видно из рис. 1.4 надежность работы практически всех систем КС зависит от надежности их электрооборудования и надежности электроснабжения последнего [6,28,44].
Перерыв в электроснабжении электроприводов маслонасосов уплотнения, маслонасосов смазки, циркуляционных насосов, агрегатов воздушного охлаждения (АВО) масла турбин, АВО воды может повлечь за собой расстройство сложного технологического процесса КС, сокращение ресурса нагнетателей и, как следствие, нанести значительный ущерб.
Недопустим и перерыв в электроснабжении электрооборудования пожарных насосов, аварийной вентиляции, электроприемников устройств связи, освещения основных цехов, поскольку связан с повышением опасности для жизни людей. В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) перечисленные электроприемники отнесены к I категории в отношении обеспечения надежности их электроснабжения.
Экенлушациониой надежности электроснабжения компрессорных станций
При параллельной работе ГПА, с учетом затрат внутренней (индикаторной) мощности на сжатие газа в каждом нагнетателе N, при их параллельной работе в схеме компримирования, определение среднего политропического коэффициента полезного действия системы компримирования можно вести по следующему соотношению: где цп011 - нолитропические к.п.д. / - го центробежного нагнетателя ГПА; п - число ГПА, работающих при параллельной схеме; Nz - суммарная внутренняя мощность, затрачиваемая на сжатие природного газа в цехе или на КС.
Политропический к.п.д. центробежных нагнетателей и внутренняя мощность, идущая на сжатие природного газа в нагнетателях, определяется с помощью приведенных характеристик нагнетателей с учетом изменения их технического состояния и действительного режима эксплуатации.
Температура природного газа после компримирования на компрессорной станции определяется по следующему соотношению fp2\\ ,k J z2 k-\ (1.25) Мощность, затраченная в системе охлаждения первой КС, может быть принята равной суммарной мощности привода включенных вентиляторов s, Nm, = b,-Nle, (1.26) где N/ft - мощность электропривода одного вентилятора, кВт. Число включенных вентиляторов в АВО системы охлаждения КС при работе системы в режиме, когда часть АВО п, эксплуатируется при свободной конвекции, а другая часть ml работает с одним включенным вентилятором, определяется по соотношению Si=mi = Qo,i-nrQice (1 27) Ун,, где Qlcfl, Q1Ir - единичная тепловая мощность АВО, работающих при свободной конвекции, и при одном включенном вентиляторе. В случае, если система охлаждения КС работает в режиме, когда часть АВО т, эксплуатируется с одним включенным вентилятором, а другая часть г, работает с двумя включенными вентиляторами, число включенных вентиляторов в системе охлаждения КС определяется по соотношению s, = V,+r,, (1.28) где V\ - число АВО в системе охлаждения КС; n = Qoxi-VrQu.. (129) Que Que Ql2( - единичная тепловая мощность АВО, работающих при двух включенных вентиляторах; Qox, - тепловой мощности системы охлаждения КС.
Единичная тепловая мощность АВО, составляющих систему охлаждения природного газа, при свободной конвекции Q,ce, при одном Q]lh и двух Ql2b работающих вентиляторах определяется в зависимости от значения максимальной разности температур между природным газом и атмосферным воздухом Atmax на входе в систему охлаждения КС [30]. Термобарические характеристики природного газа перед КС-2 после отключения КС-1 определяются при тех же значениях температуры и давления природного газа на выходе из КС-0 (//ЛУ/,Р/Л /) по методике, приведенной выше, при условии, что длина линейного участка между этими КС составляет Ln = L1V_1+LJIV_2 (рис. 1.9).
Экономический ущерб при отключении КС-1 из-за срывов подачи электрической энергии на КС МГ определяется по соотношению ьс = (Се2+с;,х2)-(се1+се2+сох1+сох2), (1.зо) где Се1, Се2 - энергетические затраты в денежном выражении, идущие на сжатие природного газа на рассматриваемой КС-1 и последующей станции (КС-2) до отключения (КС-1); Сох1, Ст2 - энергетические затраты в денежном выражении на привод вентиляторов в системах охлаждения рассматриваемой КС-1 и последующей станции (КС-2) до отключения (КС-1); С[2, С ох2 - энергетические затраты в денежном выражении, идущие на сжатие природного газа и привод вентиляторов в системе охлаждения на следующей за отключенной станцией (КС-2).
Энергетические затраты в денежном выражении на сжатие природного газа в час на КС при параллельной работе в схеме компримирования х ГГПА и у ЭГПА, могут быть определены по соотношению 16-и N У N C,=cu-N.=y -Z її + ,„ f—, (1.31) swi/7 i-l \е гт\ і Iwexi J-l \nj \pec)j где ch( - средняя стоимость единицы энергии, идущей на сжатие природного газа в нагнетателях на КС, руб./кВг-час; Ne -действительная мощное і ь, расходуемая на сжатие природного газа в системе компримирования, кВт; Nu - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателе / - го работающего ГГПА, включенного в систему компримирования; N - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателе j - го работающего ЭГПА; Q - низшая теплота сгорания топливного газа, кДж/м ; цтг - цена топливного газа, руб./ЮОО м ; i/„ - цена электрической энергии на рассматриваемой КС, руб./кВт-час; х\е - эффективный к.п.д. і - и работающей ГТУ; r\wxl - механический к.п.д. / - го ГГПА, учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю; rj - к.п.д. электродвигателя j - го работающего ЭГПА; Цри)) - к.п.д. редуктора j - го работающего ЭГПА.
Критерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции и строительстве КС
Разность чистых дисконтированных доходов при реализации схем электроснабжения от ЭСН и с централизованными источниками электроснабжения строящейся КС МГ за расчетный период эксплуатации систем с учетом соотношений (2.7-2.10) и (2.14) составит АЭа=-К„ + К,а -І(И,»И-ИІІЯН\ + Е) = ір збоом (2J6) -2 п Q,P где К)СН, Кпп - капитальные затраты на сооружение электростанции собственных нужд и линии электропередач; Я, ,с„ и И, ,)п - эксплуатационные издержки в год /, определяемые платой за электрическую энергию при централизованной схеме и платой за топливный газ, используемый в энергоприводе ЭСН. Если разность чистых дисконтированных доходов при реализации схем электроснабжения от ЭСН и с централизованными источниками электроснабжения строящейся КС МГ за расчетный период эксплуатации систем больше нуля АЭ,=Э -Э,г,п 0, (2.17) то строительство электростанции собственных нужд при заданной мощности энергопотребления КС N)m, данном уровне цен на строительство ЭСН и ЛЭП, существующих ценах на централизованную поставку электрической энергии и топливный газ на собственные нужды КС является экономически оправданным.
В случае если разность чистых дисконтированных доходов при реализации схем электроснабжения от ЭСН и с централизованными источниками электроснабжения строящейся КС МГ за расчетный период эксплуатации систем меньше нуля A =3(l,-31)IM 0, (2.18) то строительство ЭСН на КС МГ экономически нецелесообразно и следует вести строительство ЛЭП.
Если же разность чистых дисконтированных доходов равна нулю, то предпочтение с учетом динамики роста цен на электрическую энергию следует отдать автономному электроснабжению.
Целью разработки алгоритма и программы является технико-экономическое сопоставление различных схем электроснабжения реконструируемых и строящихся КС МГ.
Для реконструируемых КС в программе проводится технико-экономическое сопоставление существующей на КС схемы электроснабжения с тремя вариантами схем, включающих в себя электростанцию собственных нужд (ЭСН).
Для строящихся КС в программе проводится технико-экономическое сопоставление схемы электроснабжения КС с подачей электроэнергии от централизованных источников со схемой электроснабжения с обеспечением электроэнергией от электростанции собственных нужд.
Оценка экономической эффективности использования той или иной схемы электроснабжения ведется по разности чистых дисконтированных потоков при реализации альтернативных схем.
Расчет чистых дисконтированных потоков при сопоставлении альтернативных схем электроснабжения для реконструируемых КС проводится за максимальный нормативный срок окупаемости токн = 6 лет, а при сопоставлении альтернативных схем электроснабжения строящихся КС проводится за расчетный период эксплуатации систем электроснабжения Тр = 20 лет.
Следует отметить, что в программе при расчете чистых дисконтированных потоков при реализации сопоставляемых схем электроснабжения реконструируемых и строящихся КС, по величине которых оценивается экономическая обоснованность реализации каждой из альтернативных схем, включены только капитальные и эксплуатационные затраты, являющимися не постоянными для сопоставляемых схем.
Алгоритм и программа выбора схемы электроснабжения КС МГ состоят из трех блоков. После запуска программы пользователь выбирает, какой из вариантов расчета ему следует провести в данный момент: 1. технико-экономический расчет и выбор оптимальной схемы электроснабжения реконструируемой КС; 2. технико-экономический расчет и выбор оптимальной схемы электроснабжения строящейся КС. В случае если расчет будет проводиться для реконструируемой КС, пользователь указывает исходную схему электроснабжения: первую (2 независимых централизованных источника) или вторую (основной независимый источник - ЛЭП, второй независимый источник - ЭСН).
Апробация программы по выбору оптимальной схемы электроснабжения на примере КС ООО «Мострансгаз»
Для практической реализации предложенной методики разработана программа расчета на ПК основных технико-экономических показателей эффективности различных схем электроснабжения строящихся и реконструируемых КС. Имея выходную информацию по комплексу технико-экономических показателей эффективности (результаты расчета по программе), можно осуществить выбор наиболее предпочтительного варианта из рассматриваемых схем энергоснабжения. Профамма реализована на языке DELPHI. Профамма решает задачу, имеющую несколько последовательных шагов. Здесь представлены описание архитектуры и технологии применения профаммы.
Интерфейс профаммы состоит из 10 окон, с помощью которых осуществляется ввод исходных данных и вывод результатов расчетов (рис. 3.1-3.10). Первое окно представляет заставку профаммы. Работая со вторым окном пользователь может выбрать расчет технико-экономических показателей эффективности различных схем электроснабжения либо для строящихся КС, либо для реконструируемых КС. Второе окно содержит два раздела: «Вариант расчета» и «Исходная схема». Раздел «Вариант расчета» предназначен для выбора цели расчетов. Если требуется расчет показателей экономической эффективности схем электроснабжения строящихся КС, то в «Варианте расчета» левой кнопкой «мыши» необходимо выбрать пункт меню «Строящаяся КС».
Если требуется расчет показателей экономической эффективности схем электроснабжения реконструируемых КС, то в «Варианте расчета» левой кнопкой «мыши» необходимо выбрать пункт меню «Реконструируемая КС». Раздел «Исходная схема» предназначен для выбора базовой действующей схемы электроснабжения реконструируемой КС, с которой сравниваются схемы, подвергаемые анализу. Выбор левой кнопкой «мыши» пункта меню «Первая схема» означает, что базовой схемой служит вариант, при котором в качестве двух независимых источников энергоснабжения используются централизованные источники(ЛЭП).
Выбор пункта меню «Вторая схема» означает, что базовой схемой служит вариант, при котором в качестве первого основного независимого источника энергоснабжения используется централизованный источник (ЛЭП), а в качестве второго резервного - автономный источник (ЭСН).
После выбора базовой схемы электроснабжения для реконструируемой КС осуществляется переход к третьему окну интерфейса (рис. 3.1). окно интерфейса - окно ввода исходных данных для расчета и характеристики электроагрегатов Третье окно предназначено для ввода исходной информации и получения промежуточных результатов расчета для третьей (анализируемой) схемы энергоснабжения. В третьей схеме в качестве основного независимого источника энергоснабжения используется автономный источник (ЭСН), а в качестве второго резервного источника - (ЛЭП). Исходная информация по электроагрегатам выбирается автоматически из базы данных и помещается в нижний раздел окна - «Третья схема» (рис. 3.1). В этом разделе помещены технические характеристики оборудования различного типа, которое может быть использовано для реализации третьей схемы.
Для проведения расчетов необходимо в верхний раздел окна вручную ввести значения требуемых программой исходных данных, соблюдая указанную размерность этих параметров: средняя отпускная цена 1 кВт.час электроэнергии в данном регионе; стоимость природного газа, расходуемого на собственные нужды КС; максимальная мощность электропотребления КС; низшая теплота сгорания транспортируемого природного газа.
Необходимо отметить, что введенные исходные данные хранятся в файле Default.kc. Чтобы сохранить внесенные в исходные данные изменения, необходимо выбрать пункт «Сохранить» в меню «Файл». При включенном флажке «Использовать данные по умолчанию» данные из файла Default.kc. загружаются в автоматическом режиме.
Для изменения информации, касающейся параметров двигателей (представленных по умолчанию), следует выбрать пункт «Двигатели» в меню «Настройки». С помощью пункта меню «Далее» (над нижним разделом третьего окна) осуществляется расчет выходных параметров. Результаты расчета появляются в полях нижнего раздела четвертого окна (рис. 3.2).
