Применение компрессоров в промышленности

Нижний предел взрываемости газа-3,4%, верхний предел-12,5%.

8.4 Классификация помещений по степени взрываемости и электроопасности

Классификация производств по степени пожароопасности (взрывоопасности) установлена строительными нормами и правилами, согласно которых существуют следующие категории: А, Б, В, Г, Д, Е.(табл.13.9 стр.711-712-Справочник по технике безопасности. П.А. Далин-М.,”Энергоиздат”-1985.)

Данная установка относится к категории А(взрыво-пожароопасное), то есть производство, связанное с использованием горючих газов с нижним концентрационным пределом взрываемости 10% и менее объема воздуха, что соответствует СНиП 11-90-81 (Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования-М.,”Стройиздат”-1982г.-16стр.).

К электрооборудованию и электроосвещению применяется классификация, согласно “Правил устройства электроустановок (ПУЭ) Министерства электростанций”-гл.VII - 3, VII - 4.По этой классификации взрывоопасные помещения и установки подразделяются на следующие классы: В-I, В-Iа, В-Iб,

В-Iг, В-II, В-IIа.

Данная установка согласно классификации относится к классу В-Iг. К этому классу относятся наружные установки, содержащие горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости, у которых образование взрывоопасных смесей возможно только в результате аварий или неисправности. Данная установка расположена на открытом воздухе, герметична и в процессе работы взрывоопасные смеси в ней не образуются.

8.5 Основные правила ведения технологического режима

8.5.1Общие требования

К обслуживанию эжекторной установки (ЭУ) допускаются лица не моложе 18лет,имеющие I квалификационную группу по “Правилам технической эксплуатации электроустановок”, прошедшие специальное обучение.

Опасными и вредными производственными факторами при эксплуатации эжекторной установки являются:

подвижные части электродвигателя и насоса;

повышенная температура поверхностей насоса, технологических емкостей, газопровода, водовода;

повышенное значение напряжения в электроцепи, замыкание, которой может произойти через тело человека;

эжектор: повышенный уровень статического электричества от движения газа по трубопроводам;

повышенная загазованность воздуха рабочей зоны при авариях.

Электропривод насоса, сигнальная аппаратура, кнопки управления применяется только во взрывозащищенном исполнении.

Оборудование эжекторной установки должно быть герметично, пропуски газа не допустимы.

Трубопроводы и коллекторы должны допускать возможность температурных деформаций.

Движение от электродвигателя к насосу должно передаваться через муфту.

Технологические емкости должны быть защищены от превышения давления нагнетания предохранительными клапанами, которые ежесменно проверяются обслуживающим персоналом. Предохранительный клапан пломбируется и навешивается табличка о сроках испытания: число ППК и их размеры должны быть рассчитаны так, чтобы пропускная способность их была не менее производительности эжекторной установки.

В эжекторных установках, предназначенных для компримирования газа, содержащего сероводород, газ из ППК в атмосферу сбрасывать запрещается.

На нагнетательном газопроводе эжекторной установки и водоводе насоса перед задвижками должен быть установлен обратный клапан, на корпусе которого стрелкой должно быть указано направление потока газа. Эжекторная установка должна быть заземлена.

Перед отсоединением какой-либо детали, разъединением стыка газоводяной системы, необходимо убедится в отсутствии избыточного давления. Ремонтному персоналу запрещается доступ к оборудованию установки без предварительной оценки ее состояния по показаниям манометров на ремонтируемом оборудовании.

8.5.2 Требования техники безопасности перед началом работы

Проверить целостность спецодежды, выдаваемой предприятием, проверить исправность промышленного фильтрующего противогаза с коробкой марки “КД”.

Произвести наружный осмотр эжекторной установки, убрать посторонние предметы, обтереть оборудование.

Убедится в исправности КИП, сигнализации, запорной арматуры, заземления, ограждающих устройств и кожухов.

Для пуска насоса:

проверить уровень масла щупом;

проверить вращения вала, проворачивая вручную за муфту при помощи рукоятки;

заполнить насос жидкостью, открыв задвижку на приемной линии;

проверить поступление воды на сальники.

Набрать в технологическую емкость рабочую жидкость (воду) до отрегулированного уровня.

Включить электродвигатель нажатием на кнопку “пуск”. После набора давления по манометру открыть задвижку на нагнетательной линии.

После достижения давления в технологической емкости выше, чем в газопроводе на 0,1ч0,5 кг/см² открыть задвижку .

При открывая задвижку на нагнетательной линии, обеспечить приток холодной воды; приоткрывая задвижку на трубопроводе поступления воды, отрегулировать отток горячей воды.

8.5.3 Требования безопасности во время работы

Во время работы эжекторной установки запрещается:

чистить и смазывать двигающиеся части механизма;

подтягивать сальники задвижек;

снимать ограждения движущихся частей;

производить любые виды ремонтных работ;

вести огневые и газоопасные работы.

При работе эжекторной установки показания приборов КИП должны быть в пределах:

давление всасывания воды - 0ч3 кг/см²

давление нагнетания воды - 20ч25 кг/см²

температура газоводяной смеси - 10ч50⁰С

давление всасывания газа - 0ч0,2 кг/см²

давление нагнетания газа - 2ч2,5 кг/см²

температура газа на нагнетании - не более 70⁰С

температура подшипников насоса - не более 70⁰С.

Содержать рабочее место в чистоте и порядке.

8.5.4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

Эжекторная установка должна быть остановлена аварийно:

при пропуске в соединениях газа и газоводяной смеси, воды;

при резком повышении или понижении давления газа и газоводяной смеси, воды;

при низком или высоком уровне рабочей жидкости в технологической емкости;

при вибрации, перегреве электродвигателя, насоса;

при загорании на эжекторной установке и вблизи нее.

При возникновении аварии:

отключить электродвигатель;

сообщить руководителю объекта или инженеру-технолдогу цеха о неисправностях.

При аварийной ситуации все работы должны проводится согласно плана ликвидаций аварий.Пострадавшим при аварийных ситуациях обслуживающий персонал обязан вызвать скорую медицинскую помощь и до приезда ее, оказать первую доврачебную помощь и поставить в известность руководителя объекта и цеха.

8.5.5Требования безопасности по окончании работ

Прекратить прием газа на установку, закрыть задвижку на линии приема и задвижку на линии нагнетания, открыть задвижку на факел.

Остановить электродвигатель насоса нажатием на кнопку “Стоп”.

Закрыть задвижку на трубопроводе поступления воды, закрыть задвижку на нагнетательной линии.

При остановке на длительное время слить всю жидкость из насоса и технологической емкости для предупреждения коррозии.

8.6 Электроосвещение установки

Согласно СНиП II-4-79 «Естественное и искусственное освещение» (Светотехника-1979г. № 10 стр.10-29) на установке используется естественное и искусственное освещение, при чем искусственное освещение подразделяется на:

рабочее (освещение участков, предназначенных для работы);

дежурное (освещение в нерабочее время);

аварийное (при отключении рабочего освещения);

Для общего освещения на данной установке используют прожектора с лампами 500 Вт, укрепленных на специальных мачтах высотой 12-18 м. Необходимое число прожекторов находим по формуле:

где S - освещаемая площадь - 400 м²

E_ср- средняя норма освещенности - 50лк

k - коэффициент запаса - 1,5

F - световой поток лампы - 8200мм

n- коэффициент использования светового потока прожектора - 0,7

m- коэффициент рассеяности - 1,15

Данные взяты из таблицы № 15 - Лозовский

Принимаем окончательное число светильников, при разбросанности оборудования прожектора могут быть на отдельных мачтах.

Во взрывоопасных помещениях освещение производится специальными взрывобезопасными светильниками типа ВЗГ-200. Эти светильники из прочного небьющегося стекла, способного выдержать давление, значительно превышающее то, которое могло бы возникнуть в них при внутреннем взрыве. Электропроводка к таким светильникам делается взрывобезопасного исполнения ( например, в стальных трубах). Выключатели в целях полной безопасности разремещаются снаружи у входа в помещение. В качестве переносных электрических светильников применяются взрывобезопасные аккумуляторные лампы типа ЛАУ или ЛАТ.

8.7 Молниезащита и защита от статического электричества

В соответствии с инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН 305-77 (М.,»Стройиздат»-1978) эжекторная установка относится к категории II с зоной защиты Б (при ожидаемом количестве поражений молний в год зданий или сооружений N ? 1). К этой категории относятся наружные технологические установки и открытые склады, относимые по ПУЭ к классу В-Iг.

Для защиты эжекторной установки используют молниеотвод одиночный стержневой, с высотой h?15м.(табл.13.23 стр.735-Справочник по технике безопасности.П.А.Долин-М.,”Энергоиздат”-1985.)

таблица 8.7.1

Габариты зоны защиты	Уравнение габаритов
высота молниеотвода	h =15
высота зоны защиты hх над землей, м	hх=0,92; h=13,8
радиус зоны защиты r0 над уровнем земли,м	r0=1,5; h=22,5
радиус зоны защиты rх на высоте hх над уровнем земли,м	rх=1,5·[( h- hх)/0,92]=1,956

Зона защиты типа Б обладает степенью надежности 95 % и выше.

Большую опасность представляют заряды статического эдектричества, накопление которых может вызвать искровой разряд и взрыв во взрывоопасном помещении. Для борьбы с зарядами статического электричества проводятся мероприятия по надежному заземлению аппаратов и трубопроводов. Во взрывоопасных производствах, где могут накапливаться разряды статического электричества, технологическое и транспортное оборудование (аппараты, емкости, машины, коммуникации) рекомендуется изготавлять из материалов, имеющих удельное объемное электрическое сопротивление не выше 10⁵ Ом ·м.

8.8 Охрана недр и окружающей среды

Наибольший ущерб окружающей среде может наноситься неполным использованием извлекаемых из недр ресурсов нефтяного газа, особенно при наличии в нем сероводорода. Неиспользуемую часть его ресурсов могут сжигать на факелах или сбрасывать в атмосферу, загрязняя её при этом углеводородами, сероводородом или продуктами их сгорания.

Эти продукты, взаимодействуя с атмосферной влагой, образуют аэрозоли различных кислот, которые дополнительно загрязняют не только воздушную среду, но и почву. Поэтому сокращение и ликвидация потерь нефтяного газа, обеспечение наиболее полного использования его ресурсов -важная задача не только для повышения экономической эффективности нефтяной промышленности, но и для охраны окружающей среды.

Потери нефтяного газа возможны также в результате утечек его через неплотности, некачественной сепарации, при продувках конденсатосборников на газопроводах, ликвидации гидратных жидкостных пробок, срабатывании предохранительных устройств, при устранении неисправностей, требующих снижения давления с выпуском газа из аппаратов и трубопроводов, а также при авариях.

При обслуживании и ремонте объектов сбора, подготовки и транспорта нефтяного газа используются различные материалы и химические вещества - метанол, гликоли, амины, одоранты, ртуть, кислоты, щелочи, масла, топливо и другие, потери которых (утечки, испарения, розлив) могут нанести заметный ущерб окружающей природе, санитарному состоянию среды.

При строительстве и эксплуатации объектов добычи нефтяного газа возможны и другие, характерные для нефтяной промышленности в целом нежелательные воздействия на окружающую среду.

Указанные факторы определяют меры по охране окружающей среды при сборе, подготовке и транспорте нефтяного газа. К числу основных мер относятся следующие.

Вовлечение в использование всего количества извлекаемого из недр нефтяного газа с начала разработки нефтяных месторождений, за счет своевременного строительства необходимых для этого объектов.

Повсеместное применение герметизированных систем сбор.

Обеспечение качественной сепарации нефти и газа за счет применения более совершенных сепараторов (в том числе с предварительным отбором газа), контроля за эффективность работы пылеуловителей, использования для легких нефтей методов горячей, вакуумной сепарации и стабилизации и тщательного соблюдения установленных технологических режимов.

Качественная подготовка газа на промыслах, в том числе: очистка от механических примесей с целью предотвращения эрозионного воздействия на оборудования и газопроводы, недопущения нарушения в связи с этим их герметичности и потерь газа. Очистка от сероводорода с получением элементарной серы с целью предотвращения коррозионного воздействия на оборудование и газопроводы и исключения сброса сероводорода в атмосферу. Осушка и отбензинивание с целью предупреждения образования гидратных, ледяных и жидкостных пробок и исключения или уменьшения количества работ, связанных с их ликвидацией и сопровождающихся выпуском газа и конденсата в окружающую среду. Тщательное соблюдение технологических режимов, максимальное сокращение случаев аварийного срабатывания предохранительных устройств.

Тщательное соблюдение технологических режимов, максимальное

Сокращение случаев аварийного срабатывания предохранительных устройств.

Постоянный контроль за герметичностью аппаратуры и приборов, сальников, фланцевых и других соединений, незамедлительное устранение выявленных утечек.

Своевременное и качественное проведение ремонтов оборудования и коммуникаций.

Содержание в исправном состоянии антикоррозионных покрытий газопроводов и устройств защиты их от почвенной коррозии.

Обеспечение транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы без вывода конденсата из газопроводов или с выводом его в конденсатопроводы, нефтепроводы или в герметизированные ёмкости с последующей доставкой на сборные пункты и ГПЗ.

Передвижение транспортных средств, строительной и ремонтной техники, перемещение оборудования и труб только по дорогам и маршрутам.

Тщательное соблюдение правил и инструкций по технике безопасности, производственной санитарии и противопожарных мероприятий, а также норм расхода материалов и реагентов.

9 Экономическая часть

9.1 Анализ ранее внедренных мероприятий

В связи с снижением добычи нефти, а также переводом многих пунктов сепарации в самотечный режим транспорта газа загруженность газокомпрессорных станций, в последние годы, существенно снизилось. Объем перекачиваемого газа во многих компрессорных станциях составляет 3-10 тыс.м³/сут. (2-10м³/мин). Применяемые до сих пор винтовые компрессоры типа 7 ВКГ с производительностью 17-72 тыс. м³/сут. (12-50 м³/мин) не догружены и подпитываются недостающим объемом газа из выкидной линии, что приводит к большому перерасходу электроэнергии на компрессорных станциях. 3 Условное обозначение установки ГВ-4/6У2, где

Г - газовая; В - винтовая:

4 - объёмная производительность, м³/мин;

У-2 - климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69, при этом нижнее значение окружающего воздуха минус 33°С, верхнее плюс 27°С.

Сжимаемый газ - попутный нефтяной.

Относительная влажность газа 100%. Наличие капельной жидкости на входе в компрессор не более 140 мг/м³.

Рис. 4 Диаграмма обьема газа и затрат эл. энергии

9.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капиталовложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- Снижение затрат на производство единицы продукции;

- Повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- Рост производительности труда.

- Улучшение условий труда;

Дополнительные капиталовложения, направленные на повышение совершенства техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство.

На основании данных методических указаний разработаны "Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности" - РД-39-01/06-0001 - 89.

Применяющаяся в настоящее время единая система показателей для определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий включает:

- себестоимость продукции;

- прирост производительности труда;

- экономия;

- приведенные затраты;

- сроки окупаемости;

- экономический эффект;

Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники и технологии используются вспомогательные натуральные показатели - удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д.

Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.).

Экономический эффект от внедрения новой техники показывает целесообразность внедрения и определяется за условный год, то есть со дня внедрения и на весь следующий год, если в последствии увеличивается объем внедрения или внедрения переносятся на ряд родственных предприятий, то данная методика разрешает произвести перерасчет по вновь достигнутому объему и соответственно получить новый экономический эффект представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов, (живого труда, общего труда, капитальных вложений) которую получит народное хозяйство в результате производства и использования новой техники, которая в конечном счете выражается в увеличении национального дохода.

Экономический эффект от мероприятий за условный год определяется по формуле:

Э_Т=Р_Т-З_Т, (9.1)

где Э_т - экономический эффект за расчётный период;

Р_т - выручка от реализации (производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке;

З_т - стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятий за условный период.

Основной показатель эффективности внедрения новой техники -годовой экономический эффект, определение которого основывается на сопоставлении приведённых затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.

Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативные прибыли:

З = С + Е_н * К, (9.2)

где З - приведенные затраты в рублях;

С - себестоимость единицы продукции в рублях;

Е_н = 0,15 - нормативный коэффициент капитальных вложений;

К - удельные капитальные вложения

Понятие "капиталовложения" подразумевают все единовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственных фондов предприятия. Величину капиталовложений можно определить среднегодовой стоимостью производственных фондов, которыми располагает предприятие.

Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию производственных ресурсов (живой труд, материалы, капиталовложения), которую получает народное хозяйство. В результате производства и использования новой, более качественной техники, которая в

конечном счёте выражается в увеличении национального дохода. Таким образом, в том показателе отражается народнохозяйственная эффективность.

Расчёт годового экономического эффекта производится по различным формулам в зависимости от видов внедряемой новой техники и продукции. Если при осуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объём выпускаемой продукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуется изменением (снижением) себестоимости продукции. Годовой экономический эффект от внедрения новой техники при этом:

Э_Г=(C₀-C_T)xQ_T±ДH_T, (9.3)

где Co,Cт - изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без и с реализацией мероприятия НТП;

Qt - годовой объём продукции (работы);

ДНт - изменение суммы налогов и выплат из балансовой прибыли (дохода) в результате осуществления мероприятия НТП.

Срок окупаемости:

Т_0К= Д К / ДС, (9.4)

где ДК - дополнительные капиталовложения, в тыс. руб.

ДС - экономия эксплуатационных затрат, в тыс. руб.;

9.3 Расчет годового экономического эффекта от внедрения блочных компрессорных установок производительностью 4мЗ/мин.для компрессирования и транспорта нефтяного газа

Эффективность предлагаемой техники обеспечивается снижением текущих эксплуатационных затрат.

Исходные данные Таблица 9.1

	Наименование	Ед.изм.	Блочная компр. установка	Компрессор 7ВКГ-30/7
1	Кап.вложения на закупку и монтаж	тыс. руб	2500	2000
	Срок амортизации	лет	15	15
	% аморт.отчислений	%	6,7	6,7
	Амортизационные отчисления	тыс. руб	100,5	134,0
2	Масло	Т	0,6912	2,0736
	уд.норма	кг/моточас	0,08	0,24
	цена 1 т	Руб	15000	15000
	сумма	тыс. руб	10,4	31,1
3	Заработная плата(с премией 100%) с отчи	тыс. руб	235	235
	годовой фонд рабочего времени	час.	1996	1996
	Машинист 4 разр.	чел	5	5
	тариф	руб	14.0	14.0
	сумма (с ночн.вечерн.20%)	руб	89832	89832
	Слесарь ремонтник 5 разр.	чел.	1	1
	тариф	руб	8,472	8,472
	сумма	руб	16910	16910
4	Электроэнергия	тыс. руб	276	709
	Мощность	КВТ	35	90
	Количество	квт-ч	287280	738720
	цена 1 квт/час	руб	0.96	0.96
5	Текущий ремонт	тыс. руб	22,3	23,6
6	Капитальный ремонт	тыс. руб	12,6	36

? К = 2500 - 2000 = 500 тыс. руб. - капитальные вложения.

Вычислим экономический эффект от внедрения нового комплекса оборудования.

Определим выгоду от экономии электроэнергии. Затраты электроэнергии при эксплуатации старого оборудования-709 тыс. руб., при новой блочной установки-276 тыс. руб.

С_{эл. эн.} = 709-276 = 433 тыс. руб.

Таким образом экономический эффект за один год а без учёта НДС составит:

Э₁ = С_эл.эн. - Е_н • ?К = 433 - 0,15•500 = 358тыс. руб.

С учётом НДС:

Э_общ. = Э₁ - 24% = 272,08 тыс. руб.

Снижение себестоимости перекачки газа на 1 тыс. м3 составит:

Э_пер. = Э_общ./Q_пер. = 272080 / 6000000 = 6,5руб.

Производительность труда находим по следующей формуле:

 м3./чел.

Чппп - численность ППП.

Себестоимость на перекачку после внедрения:

С₂ = С₁ - Э_пер. = 470 - 6,5 = 463,5 руб.

С₁ = 470 руб. - себестоимость до внедрения;

Вычисляем прибыль до внедрения:

= 6000•(500 - 470) = 180000 руб.

Т_перек - средний тариф на перекачку 1 тыс.м3. газа.

Вычисляем прибыль после внедрения:

= 6000•(500 -463,5) = 219000 руб.

Срок окупаемости:

ДТ = = = 1,8 лет.

ДК - капиталовложения.

Определим чистую прибыль до внедрения

П ₁ = - 24%= 180000-24%= 136800 руб.

Определим чистую прибыль после внедрения

П ₂ = - 24%= 219000-24%= 166440 руб.

11. Расчетная часть

11.1 Термогазодинамический расчет

Расчет произведен по следующей литературе:

Пластинина П.И. Компрессоростроение (учебное пособие) М.: Изд-во МВТУ1987, 42с.

Исходные данные:

сжимаемый газ - газообразная двуокись углерода до 80%;

нефтяной газ до 20%.

Состав газа на входе в компрессор (% мол) расчетный:

Таблица 11.1

Наименование	Формула	1-ый состав % мол	2-ой состав % мол
1	Метан	СН4	17,2	4,93
2	Этан	С2Н6	14,73	4,24
3	Пропан	С3Н8	17,92	5,97
4	Бутан	С4Н10	6,06	2,67
5	Пентан	С5Н12	1,52	0,75
6	Гексан	С6Н14	0,25	0,09
7	Азот	N2	16,57	4,88
8	Двуокись углерода	СО2	24,44	76,18
9	Сероводород	Н2S	0,76	0,22
10	Водяной пар	Н2О	2 г/м3	0,07

Плотность газа при °С и 760 мм. рт. ст. (расчетная) - 1,75 кг/м³ Относительная влажность газа при нормальных условиях до 100%.

Производительность, приведенная

к начальным условиям, м³/с (м³/мин) 0,066 _-0,003 (4 _{+ 0,03})

Давление начальное, номинальное, МПа (кгс/см²) 0,098-0117(1,00-1,2)

Давление конечное, номинальное,

МПа (кгс/см²) 0,588 (6,0)

Температура газа начальная,°С от+5 до +15

Температура газа конечная

°С, не более 110

Мощность, потребляемая компрессором,

кВт 24^+1,2

Частота вращения ведущего ротора,

об/мин 5446

По техническому заданию за основу принят выпускаемый серийно Читинским машиностроительным заводом компрессор ГВ 4/6 У2 с частичными доработками:

использован асимметричный профиль;

межцентровое расстояние выбирается с учетом серийных литых корпусных деталей.

Теплофизические показатели смеси рассчитаны по разработанным в СКБК программам А 001 и BFRG

Параметры компрессора рассчитаны для 2-го состава газа (больший % С0₂), температуры всасывания 288 К (15°С).

Газовая постоянная смеси

R = 200,74

Давление газа у патрубка всасывания компрессора

P_вс=P₀-?P_вс= 0,1 - 0,00196 = 0,09804 МПа

где:

- принятые потери давления на тракте всасывания.

Давление газа на нагнетании у патрубка компрессора

= 0,6 ± 0,03922 = 0,63922 МПа

где:

?Р_Н = 0,03922 МПа -потери давления на тракте нагнетания.

Степень повышения давления:

Теоретическая производительность компрессора

где:

Wo = 848*10^-6 м3 - полезный объем парной полости

n₁ = 90,7 1/с (5446 об/мин) - частота вращения ведущего ротор

z₁ = 5 - число зубьез ведущего ротора.

Объемная производительность на всасывании:

,где

з_V = 0,845 - коэффициент подачи, принят по результатам испытаний ГВ 4/6

Изотермическая мощность компрессора

Мощность , необходимая на сжатие газа в компрессоре

где з_из = 0,5 - изотермический к.п.д., принят по результатам испытаний ГВ 4/6.

Удельный вес газа на всасывании

Весовой расход газа

Удельный вес газа на нагнетании

где Т_НК =363 К (90°С) - температура нагнетания, принятая по предварительным расчетам.

Объемный расход газа на нагнетании

11.2 Расчет количества масла, необходимого для охлаждения сжимаемого газа

Для охлаждения газа в процессе сжатия впрыскивается масло КП-8с по ТУ 33-401512-85

Весовой расход масла определяем из уравнения теплового баланса:

где G_M - весовой расход масла;

C_PM - теплоемкость масла при средней температуре;

?t - разность температур масла на входе в компрессор и на выходе из компрессора;

С_РГ - теплоемкость газа;

?t_Г - разность температур газа на всасывании и нагнетании.

Расчет ведем для различных температур масла на входе от
50°С до 80°С

?t_М =t_M - t_MBC = 90-50 = 40°С.

при

?t_Г = t_H - t_BC =90-15=75^oC



Расход масла на охлаждение газа в зависимости от температуры масла на входе для компрессора ГВ 4/6

Рис.5

Весовой расход масла

Объёмный расход масла

сла

tM o C	?t o C	tCP	гM CP кг/м3
50	40	70	852	2,039 (0,487)	0,539 (32,3)	0,625 (37,5)
60	30	75	848	2,0578 (0,4915)	0,712 (42,7)	0,839 (50,4)
70	20	80	845	2,0766 (0,496)	1,058 (63,5)	1,252 (75,1)
80	10	85	842	2,0955 (0,5)	2,097 (125,8)	2,49 (149,4)

Расход масла на охлаждение газа компрессора в зависимости от температуры масла (см.рис. 5)

11.3 Динамический расчет

Расчет произведен по следующей литературе:

1. Чернавский С.А., Ицкович Г.М. и др. Курсовое проектирование деталей машин. М.: Машиностроение, 1979. 351 с.

2. Пластинина П.И., Автономова И.В. Динамический расчет компрессора (учебное пособие). М.: Изд-во МВТУ, 1980. 46 с.

На опоры компрессора действуют осевые и радиальные силы, крутящие и изгибающие моменты, силы от зацепления шестерен мультипликатора.

Радиальные силы возникают вследствие различного давления на отдельные участки поверхности, они являются основными силами, определяющими реакции на опорных подшипниках, радиальные силы направлены перпендикулярно осям винтов.

К определению газовых сил

Для расчета газовых сил необходимо определить изменение давления в компрессоре в зависимости от угла поворота ведущего ротора.

Давление в полости

где P_BCK =0,1 МПа (1 кгс/см² ) - давление на всасывании в компрессор

е_Г = 5

- среднее значение показателя «политропы» т₂

Таблица 11.2

Значение изменения давления по полостям в зависимости от угла поворота ведущего ротора (см. рис.6).

еГ	ц1сж (град)	Pi (МПа)
1,2	109	0,123
1,3	129	0,135
1,4	143	0,147
1,5	156	0,159
1,7	177	0,183
1,9	192	0,208
2,2	211	0,246
2,5	225	0,284
2,9	240	0,337
3,7	258	0,444
4,5	270	0,555
5	276	0,626

Рис. 6 График изменения давления по полостям винтов в зависимости от угла поворота ведущего ротора

К определению реакций на опорах

Момент, передаваемый редуктором:

Окружное усилие на шестерне редуктора

Радиальное усилие на шестерне редуктора

Угол наклона зубьев на. делительной окружности

Угол зацепления в нормальном сечении колеса

Рис.7 Силы, действующие на колесе

Осевое усилие

Силы в зацеплении редуктора, действующие на ведущий ротор компрессора по плоскостям.

Пл. XOZ

Пл. YOZ

Рис.8 Ведущий ротор: проекция на пл. XOZ

=389,4 Н



Рис. 9 Ведущий ротор: п роекция на пл. YOZ

суммарная газовая сила, действующая на ведущий винт

Угол между действием силы Q₁ и вертикальной пл. YOZ

Результирующая реакция на опорном подшипнике стороны:

Всасывания

нагнетания

Угол между направлением реакции и вертикалью на опорном подшипнике стороны всасывания

Нагнетания

11.4 Расчет торцового уплотнения

Расчет произведен по следующей литературе:

1. Максимов B.A. и др. Расчет опорных подшипников с самоустанавливающимися подушками высокоскоростных, турбомашин. -энергомашиностроение, 1979, №2,с. 15-19.

2. СТЛ 0502-238-64. Уплотнения торцовые. Типы основные параметры и размеры. Стандарт предприятия.

В качестве концевого уплотнения применено торцовое уплотнение аналогичное уплотнению типоразмера УТГ-57 в соответствии с СТО 0302-238-84, Отличие заключается в том, что вместо расходного кольца в данной конструкции установлена манжета.

Расчет уплотнения сводится к подбору диаметра жиклера на входе и определению расхода масла через уплотнение.

Рис. 10 Расчетная схема

данные:

Р_ВС=4*10⁵ Па - давление уплотняемого газа

(сторона всасывания)

Р_М=19,5*10⁵ Па - давление подачи масла

P_a =1,033*10⁵ Па - давление атмосферы

n =3000 об/мин - частота вращения ротора

t_n = 80^оС - температура подачи масла

Марка масла: Тп-22С; БЗ-В

Порядок расчета:

Расчет ведем для масла Тп-22С.

1. Примем перепад давления масла на манжете равным

?Р_м = 1*10³ Па, тогда:

Р'_м= Р_вс+?Р'_м = 4*10⁵+1*10⁵= 5*10⁵Па -давление масла в камере уплотнения (после жиклера)

2.Потери мощности на трение для уплотнения типа УТГ-57, согласно [2] , при n ⁼ 3000 об/мин не превышает I кВт.

С учетом рекомендаций [1] по удельному расходу смазки для отвода тепла минимальное количество масла составляет:

Примем Q - 2 л/мин

3. Определим геометрические размеры жиклера d₀ и D₀

(cм.рис.2), где D - диаметр подводящего трубопровода

Диаметр жиклера:

где:

С_d=0,6 - коэффициент расхода диафрагмы

?Р_ж = Р_м - Р'_м - перепад давлений на жиклере

?Р_ж =(I9,5- 5) *10⁵ = 14,5*10⁵ Па

с= 851 кг/м³ - плотность масла при температуре t_п

Принимаем d_о= 1,5 мм и определим пропускную способность
жиклера

11.5 Расчет подшипников на долговечность

Расчет произведен по следующей литературе:

1. Максимов B.A. и др. Расчет опорных подшипников с самоустанавливающимися подушками высокоскоростных, турбомашин. -энергомашиностроение, 1979, №2,с. 15-19.

2. Чернавский С.А., Ицкович Г.М. и др. Курсовое проектирование деталей машин. М.: Машиностроение, 1979. 351 с.

Расчет долговечности подшипников проведем по выбранной схеме
компрессора

Рис. 11 Схема компрессора

Для разгрузки осевой, силы на ведущем роторе установлен разгрузочный механизм

Долговечность подшипника в часах определяется по формуле:

где: n - частота вращения подшипника, об/мин;

С - динамическая грузоподъемность, Н;

Р - эквивалентная динамическая нагрузка, Н;

r - степенной показатель, для шариковых подшипников

r = 3, для роликовых r = 10/3

где: F₂ и F_a - соответственно радиальные и осевые нагрузки;

V - коэффициент вращения колец относительно вектора нагрузки и равен 1,0;

k_T - коэффициент учитывающий слияние температуры, принимаем равным 1,0;

k_б - динамический коэффициент, в нашем случае принимаем равным 1,0;

X и Y - соответственно коэффициенты радиальной и осевой нагрузок.

Для роликовых подшипников при угле контакта б= 0°,F_a =0 и X = 1.

Для упорных шарикоподшипников 46307 принимаем У = 0,87, a X = 0, так как подшипник воспринимает только осевую нагрузку.

Динамическая грузоподъемность подшипников равна:
для 32508 С = 5610 кгс=55 кН

для 46307 С= 4260 кгс=42 кН

Реакции и силы, действующие на подшипники приведены в табл.11.5.1

Таблица 11.5.1

Режим	Обозначение подшипника на схеме
	1	2	3	4	5*	6
4/18	491	250	261	469	189	240
4/20	521	287	281	520	150	280

*Сила с учетом разгрузки.

Расчетные ресурсы в часах приведены в табл. 11.5.2

Таблица 11.5.2

Режим	Обозначение подшипника по схеме
	1	2	3	4	5	6
4/18	10280	97427	118160	16738	53211	36386
4/20	8429	61556	87030	11874	148881	22913

Выводы

По результатам расчета наименьший расчетный ресурс при постоянной работе на исходных режимах у роликоподшипника № I. Решение о его замене при среднем ремонте, после 10000 часов работы, можно принять после анализа его состояния.

Выводы и предложения

Спроектированная установка винтового компрессора ГВ 4/6 выдала следующие преимущества перед другими решениями:

Уменьшение затрат на перекачку газа.

Регулируемый электропривод (число оборотов в зависимости от количества газа на приеме).

Уменьшение затрат на ремонт и обслуживание.

Практически вдвое увеличился срок службы подшипников.

Компрессор устанавливается на маслоотделителе. Делая установку в целом мобильной и легко транспортируемой.

Не требуется массивный фундамент.

Наличие мультипликатора, позволяет уменьшить диаметры цилиндров, что приводит к снижению металлоемкости.

Таким образом, данную установку целесообразно применят в производстве с малыми объемами перекачиваемого газа.