Применение компрессоров в промышленности

1. Введение
Компрессораминазываются машины, предназначенные для сжатия (компримирования) и перемещениягазов. Потребление газов вообще, а сжатых в особенности, в настоящее времядостаточно велико.
Особоезначение компримирование газов играет в технологических процессахнефтеперерабатывающих и химических заводов.
Втехнологиях современных химических заводов и предприятий нефтехимии внедряетсявсе больше и больше технологических процессов, в которых участвуют всевозможныегазы, сжатые до значительных давлений.
Остепени использования сжатых газов на этих заводах свидетельствует тот факт,что на их компримирование расходуется около 40% мощностей в общем балансезаводских энергозатрат.
Кнаиболее емким по потреблению сжатых газов можно отнести предприятияорганического синтеза — производства синтетических спирта, каучука и аммиака, атакже производства полимеров.
Сырьемподобных производств служат газы, которые в процессе их технологическихпревращений необходимо сжимать до значительных давлений: 3—4 МН/м2при получении синтетического спирта и до 300 МН/м2 при полученииполиэтилена. До широкого внедрения в процессе добычи нефти метода погружныхнасосов основным методом извлечения ее из недр являлся компрессорный способ.
Открытиеприродных месторождений газа, необходимость доставки его в населенные пункты ипромышленные предприятия способствовали созданию очень протяженной иразветвленной сети газопроводов, транспорт газа по которым немыслим безприменения компрессоров высокого давления, развивающих большие подачи.Достаточно отметить, что через каждые 100—150 км газопроводов необходимоустанавливать компрессорные станции, перекачивающие до нескольких миллионовкубометров газа в сутки.
Применениекомпрессоров в промышленности идет в направлении достижения различных целей.
1.Сжатый газ является аккумулятором энергии, которая может расходоваться дляпривода в движение различных машин и механизмов. Таково применение сжатого газа(воздуха) в пневматических молотах, для привода пневматических инструментов вгорном и строительном деле, для привода в движение механических пневматическихтормозов.
Вовзрывоопасных цехах химических и нефтехимических производств сжатый воздухиспользуется для привода в движение грузоподъемных средств (кранов, тельферов),а также для работы приборов и автоматизации производственных процессов. В этихслучаях работа компрессоров связана с получением энергоносителя. Примеромиспользования сжатых газов как энергоносителя является применение его вэжекторах для перемещения различных жидкостей, а также для создания разреженияв технологических аппаратах. Компрессоры, предназначенные для этой цели, должныподдерживать давление в воздухораспределительной сети на определенном заданномуровне.
2.       Компрессорныемашины используются для перемещения газов по трубопроводам. Обычно применениекомпрессорных машин, создающих небольшие давления (вентиляторы и газодувки),связано с необходимостью только перемещения газа.
Компрессоры,используемые для транспортировки газов, должны удовлетворять условиям, обеспечивающимнеобходимую подачу.
3.       Втехнологических производствах, связанных с процессами, протекающими в газовыхсредах, компрессоры должны создавать необходимое давление в системах иразвивать подачу определенного количества газа, являющегося сырьем.
Компрессоры,служащие для отсасывания и нагнетания паров хладагентов— так называемыехолодильные компрессоры, — выделяются в отдельную группу. У них в связи сособенностью выполняемых ими функций изменена конструкция некоторых узлов идеталей: цилиндров, рабочих клапанов, поршня и др.
Внастоящее время в промышленности используется большое число компрессорных машиндля компримирования газов с самыми разнообразными физическими свойствами. Вэтом случае их конструкции имеют некоторые особенности.
Однакообщие принципиальные схемы устройства и некоторые признаки позволяют классифицироватькомпрессорные машины следующим образом.

2. Анализ существующихконструкций
2.1 Поршневыекомпрессоры
Поршневыекомпрессоры относятся к разряду компрессоров объемного действия, в которыхпроцесс сжатия и перемещения газа происходят в замкнутом пространстве за счетизменения его объема.
Впоршневых компрессорах таким пространством является рабочий цилиндр, а органом,воздействующим на газ с целью изменения его объема, — поршень.
На рис.1приведена принципиальная схема поршневого компрессора. Основными узламикомпрессора, как видно из схемы, являются рабочий цилиндр 1, поршень 2,приемный рабочий клапан 3, являющийся распределительным органом напоступлении газа в компрессор, нагнетательный рабочий клапан 4, являющийсяраспределительным органом на выходе сжатого газа из цилиндра в напорныйтрубопровод. Кривошипно-шатунная система, состоящая из штока 5, крейцкопфа 6,шатуна 7, кривошипа 8, служит для преобразования вращательногодвижения привода в возвратно-поступательное движение поршня.
Расстояниемежду двумя крайними положениями поршня (плоскости А—А и В—В),в которых его скорость wn~ 0,называется ходом поршня S.
Работапоршневого компрессора сводится к следующему.
Придвижении поршня 2 вправо (см. рис. 2.1) происходит заполнение увеличивающегосяобъема рабочего цилиндра газом, поступающим через открытый приемный клапан 3из приемного трубопровода. Этот процесс называется процессом всасывания. Подостижении поршнем плоскости В—В всасывающий клапан 3 закрывается.Начало движения поршня влево совпадает с началом процесса сжатия, которыйзаканчивается в момент, когда рабочие параметры газа достигнут значений,соответствующих условиям нагнетания. Процесс сжатия заканчивается придостижении поршнем плоскости С—С. В этом положении открывается нагнетательныйклапан 4, происходит процесс нагнетания, т. е. вытеснение газа поршнем внапорный трубопровод.
/>
Рис.1Схема поршневого компрессора простого действия
Сначалом движения вправо нагнетательный клапан закрывается, параметры газаизменяются до значений, соответствующих условиям всасывания, после чего опятьначинается процесс всасывания. Комплекс процессов всасывания, сжатия инагнетания составляет цикл работы поршневого компрессора.
2.2 Центробежныекомпрессоры
Центробежныекомпрессоры составляют значительную часть (до 70%) компрессорных машин, занятыхна предприятиях нефтехимической и газовой промышленности.
Разновидностьюцентробежных компрессоров являются газодувки и вентиляторы, различающиесярабочими параметрами.
Центробежныекомпрессоры характеризуются отношением давлений е = 2,5÷3,0 и развиваютдавление от 1,2 до 3,0 МН/ма. Газодувки характеризуются отношениемдавлений е >1,1, а центробежные вентиляторы отношением давлений е
/>
Рис.2Схема промежуточной и концевой ступеней центробежного диффузор 2, затем вобратный  компрессора. направляющий аппарат 3, откуда забирается рабочимколесом 5 последующей ступени и через диффузор 4 попадает в нагнетательнуюкамеру (улитку). Комплекс рабочее колесо — диффузор — обратный направляющийаппарат и является ступенью центробежного компрессора.
Сжатыйгаз из промежуточной ступени поступает в следующую ступень без предварительногоохлаждения.
Ступени,из которых газ поступает в промежуточный или в конечный охладитель передподачей в напорную систему, называются концевыми. На рис.2 представлена схемапромежуточной и концевой ступеней центробежного компрессора.
Газ израбочего колеса 1 промежуточной ступени поступает в
Вцентробежных компрессорах создание напора и перемещение газов производятся привоздействии лопаток вращающегося колеса на частицы газа находящиеся в корпусемашины. В процессе вращения колеса и перемещений газа от центра к периферии(улитке) колеса проходит процесс сжатия, т. е. процесс непрерывного изменениятермодинамических параметров состояния р и Т.
Центробежныекомпрессоры, являясь вообще машинами для сжатия газов, подчиняются общимзакономерностям. Для них справедливы зависимости, касающиеся основныхпоказателей их работы: развиваемого напора, производительности, потребляемоймощности и к. п. д. Однако процесс компримирования газа в центробежномкомпрессоре имеет свои специфические отличия.
2.3 Винтовыекомпрессоры
На рис.3представлен винтовой компрессор типа «Лисхолм». Работа компрессораосуществляется следующим образом. В корпусе компрессора 3 вращаются дваротора: ведущий 1 и ведомый 2. Поверхности роторов выполнены ввиде винтов и находятся в зацеплении таким образом, что выступы ведомого валавходят во впадины ведущего. При всасывании газа из зоны а газ попадаетво впадины ведущего ротора, которые выполняют роль цилиндров. Роль поршнявыполняют выступы ведомого вала, которые, заполняя последовательно всю длинуканала, образованного впадинами, постепенно осуществляют сжатие газа. В момент,когда сечение впадин оказывается перед нагнетательным отверстием, газ, сжатыйдо конечного давления, поступает в систему нагнетания (зона б). Процесс сжатиягаза осуществляется и во впадинах ведущего ротора при заполнении их выступамиведомого ротора. Таким образом, винтовые компрессоры являются типичнымипредставителями компрессоров объемного типа.
Винтовыекомпрессоры могут развивать производительность от 0,06 до 0,4 м3/спри конечном давлении 0,3 МН/м2 (для одноступенчатого компрессора) идо 10 МН/м2 (для двухступенчатого компрессора). Частота вращенияротора 50— 200 об/с.
Винтовыекомпрессоры, так же как и двухроторные, должны быть выполнены с небольшимизазорами (0,1—0,5 мм), в связи с чем поверхности роторов и корпуса требуетсятщательно обрабатывать.

/>/>
3.Обоснование выбора темы
В связис снижением добычи нефти, а также переводом многих пунктов сепарации всамотечный режим транспорта газа загруженность газокомпрессорных станций, впоследние годы, существенно снизилось. Объем перекачиваемого газа во многихкомпрессорных станциях составляет 3-10 тыс.м3/сут. (2-10м3/мин).Применяемые до сих пор винтовые компрессоры типа 7 ВКГ с производительностью17-72 тыс. м3/сут.(12-50 м3/мин) не догруженыи подпитываются недостающим объемом газа из выкидной линии, что приводит кбольшому перерасходу электроэнергии на компрессорных станциях. По договору сОАО «Татнефть» в АО «НИИ турбокомпрессор», г. Казани была разработана иизготовлены компрессорные установки с регулируемой производительностью ГВ 4/6 сэлектродвигателем на 30 кВт.
Перспектива данногоустройства очевидна. По подсчетам, представленным в экономической частидипломного проекта, его применение в сравнении с применяемой сегоднятехнологией в управлении “Татнефтегазпереработка”, экономит до 442,32 тыс.рублей.

4.Краткое описание компрессорной установки ГВ 4/6
4.1Назначение установки
Установка предназначены для утилизациинефтяного газана нефтепромыслах.
Собственно компрессорная установка с датчиками системыавтоматизации и показывающими приборами «по месту», предназначены для эксплуатациипод навесом, во взрывоопасной зоне класса В-1Г по ПУЭ, категорией пожарнойопасности — А по НПБ 105-95 и категорией взрывоопасности технологического блока- III по «Общим правилам взрывобезопасностидля взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающихпроизводств».
Условноеобозначение 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.
Сжимаемыйгаз — попутный нефтяной. Состав сжимаемого газа, расчетный (по объёмувпроцентах):
Таблица4.1
N2 50
С1 27.5
С2 7.7
С3 0.7
JC4 0.7
NC4 0.8
JC5 0.4
NC5 0.2
EC6 0.2
H2S 2.6
CO2 2.1
Относительная влажностьгаза 100%. Наличие капельной жидкости на входе в компрессор не более 140 мг/м3.
4.2 Техническиехарактеристики
Основныепараметры и размеры приведены в таблице 4.2
Таблица 4.2 Значение Наименование параметра
ГВ-4/6У2
1.260.076
1. Объемная производительность, приведённая к начальным условиям, м /с (м7мии)
0,066-0,003 (4-0,03)
2. Давление газа начальное, номинальное МПа (кгс/см2) 0,098-0,1 17(1,00-1,2)
3. Давление газа конечное, номинальное, MПa (кгс/см2) 0,588(6,0)
4. Температура газаначальная, расчётная, °С от +5 до +15
5. Температура газа конечная, «С,
не более 110 6. Масса установки в объёме поставки, кг 1500
7. Габаритные размеры установки, мм: длина
ширина
высота 2000 1000 1500 8. Мощность потребляемая, кВт
24+1,2
9. Мощность, потребляемая вентиляторомблока охлаждения масла, кВт 0,08
10. Мощность, потребляемаямаслонасосом, кВт 0,84
11. Давление масла в коллекторе, номинальное, MПa (кгс/см2):
на впрыск в компрессор
на подшипники
0,588(6)
0,588 (6)
12. Количество масла, заливаемогов маслосистему, м 60
13. Расход масла наунос, кг/с, не более
5,6*106
14. Электродвигательпривода компрессора:
 напряжение, В
номинальная мощность, кВт
частота вращения, об/мин
380
30
3000
15. Электродвигатель привода вентилятора блока охлаждения масла:
напряжение, В
мощность номинальная, кВт
частота вращения, об/мин
380
0.25
1410
16. Электродвигатель привода маслонасоса:
напряжение, В
мощность номинальная, кВт
частота вращения, об/мин
380
1,5
1500
Для смазки подшипников и подачи масла в рабочую полость
компрессора применяется масло: Кп-8С по ТУ 38.101.1296-90, Тп-30 по
ГОСТ 9972-74. Тп-22С по ТУ38.101821-83. В случае вспенивания масла впроцессе эксплуатации добавить антипенную присадку ПМС-200 А ОСТ 6-02-20-79 вколичестве 0,005% массовых.
Установка должна обеспечивать выполнение следующих требованийк надежности:
средняянаработка на отказ, ч                                                6000
среднийресурс до капитального ремонта, ч                         60000
среднеевремя восстановления, ч                                            24
среднийсрок сохраняемости, мес.                                          18
4.3 Составустановки
Установкапредставляет собой компрессорный агрегат, включающий в себя: компрессор сприводом от электродвигателя, муфту упругую, маслоотделитель, блок охлаждениямасла, фильтр масла грубой очистки, фильтр масла тонкой очистки, установкумаслонасоса.
4.4Устройствои работа установки
Установкапредставляет собой законченный, испытанный и готовый к эксплуатации блок. Всесоставные части установки объединены между собой соединительнымитрубопроводами.
Установкаработаетпо следующей схеме
Рабочийгаз по всасывающему трубопроводу через фильтр газовый Ф1 поступает в винтовоймаслозаполненный компрессор КМ1, куда одновременно подается масло. После сжатияв компрессоре КМ1 до заданных параметров газо-масляная смесь поступает вмаслоотделитель МО1, где происходит отделение масла от газа. Очищенный газчерез клапан КС1 поступает к потребителю.
Масло,участвующее в сжатии иидущее на смазку, циркулирует следующимобразом:из маслоотделителя МО1 через фильтр грубой очистки Ф2 оно поступает в блокохлаждения масла AT1, часть охлажденного масла черезобратный клапан КО2 подается на впрыск в компрессор КМ1, где участвуетвпроцессесжатия, понижая температуру сжимаемого газа и уплотняя зазорымежду роторами и корпусом. Другая часть масла через фильтр тонкой очистки ФЗподается на смазку подшипников, шестерен мультипликатора компрессора КМ1, атакже в уплотнение.
Частьмасла, отделившаяся в фильтрующем барабане маслоотделителя МО1. черездроссельные шайбы (ДР1; ДР2; ДРЗ) отводится в полость компрессора.
Дляоблегчения запуска компрессора при минусовых температурах окружающей среды,когда в блоке охлаждения AT1имеется загустевшее масло и поэтому сопротивление холодильника велико, наобводной линии установлен масляный насос H1, который прокачивает масло через охладитель масла AT1 и фильтр тонкой очистки ФЗ. Дляпредотвращения повышения давления после маслонасоса и маслоохладителяустановлен перепускной клапан КР1.
Стечение времени масло в холодильнике разогревается и сопротивление в маслоохладителеи фильтреуменьшается.
Перед запускомкомпрессора КМ1 производится прокачка маслосистемы покороткомукольцу, минуя компрессор КМ1, при этом масло после маслонасоса Н1 черезперепускной клапан КР1сливается обратно в маслоотделитель МО,вентиль ВН5закрыт.
Вентиль BН1 предназначен для заправкиустановки маслом.
ВентильВН2 предназначен для слива масла из маслоотделителяМО1.
Подача азотапа продувку производитсячерез вентиль, устанавливаемый заказчиком, асброс газа на факел происходитчерез задвижку (ЗД2).
Длябезопасной работы установки предусмотрен предохранительный клапан КП 1.
4.5Устройство и работасоставных частей установки
КомпрессорКМ1
Компрессорпредставляет собой одноступенчатуювинтовую машину маслозаполненноготипа, предназначеннуюдля сжатия нефтяногогаза.
Рабочимиорганами компрессора являются винты с зубьями специального профиля, нарезанныена средних утолщенных частях роторов. Ведущий ротор имеет пять зубьев, ведомый ротор- семь зубьев. Вращение ведущему ротору передается с помощью зубчатой передачии приводного вала через муфту с вала электродвигателя. Число оборотов вала электродвигателяна установке ГВ-4/6 равно 3000 об/мин, число оборотов ведущего ротора равно5446 об/мин. Роторы размещены в корпусе компрессора и устанавливаются в опорныхцилиндрических роликоподшипниках. Осевые нагрузки воспринимаются сдвоеннымирадиально-упорными шарикоподшипниками.
Приводнойвал также размещен в корпусе компрессора и устанавливается со стороны всасыванияв цилиндрический роликоподшипник, а со стороны нагнетания в шарикоподшипник 6,выходной конец приводного вала уплотняется торцовым уплотнениеммаслозаполненного типа.
Вверхней части корпуса компрессора расположен фильтр газовый.
Компрессорработает по принципу объемного сжатия.
Газ,всасываемый компрессором, через входной патрубок блока цилиндров и встроенныйгазовый фильтр проходит к всасывающему окну специального профиля, котороесообщается со впадинами обоих роторов. При вращении роторов поступающий черезокно газ постепенно заполняет по всей длине те впадины ротора, которые в этовремя соединены со всасывающим окном. При дальнейшем вращении роторов объемыгазов, заполнившего впадины винтов, отсекаются от всасывающего окна. Процессвсасывания заканчивается.
Объемыгаза, заполнившего впадины роторов, изолированы друг от друга и ограниченыповерхностями роторов и корпусом. Процесс сжатия происходит путем уменьшения объемовполостей (зуб ведущего ротора при вращении входит во впадину ведомого).
В ходесжатия в рабочую полость компрессора через отверстие в блоке цилиндров масловпрыскивается в полость винтов. Образующаяся маслогазовая смесь отводит частьтепла, выделяющего при сжатии, уплотняя зазоры между роторами и корпусом,смазывая винтовые поверхности, а также уменьшает уровень шума.
Процесссжатия заканчивается в тот момент, когда парная полость винтов подойдет ккромке окна нагнетания и далее происходит процесс выталкивания маслогазовойсмеси в нагнетательный патрубок. Этот процесс повторяется при каждом обороте ведущегоротора в каждой из пяти его впадин.
Смазкаподшипников, создание затвора в разгрузочном поршне и в концевом уплотненииосуществляется маслом. Места подвода масла указаны на рисунке 4.
Корпус компрессора состоит из крышки, блока цилиндров,камеры, выполненных из чугуна СЧ 25.
Герметичностькорпуса создается с помощью резиновых уплотнительных колец. Крышка, блокцилиндров, камера нагнетания между собой фиксируются установочными штырями.
Блок цилиндров представляет собой рабочуюполость, выполненную в виде параллельных цилиндрических расточек,пересекающихся между собой, в которых помещаются винтовые части роторов и золотник.Блок цилиндров имеет специально спрофилированное окно всасывания, окно нагнетания.Взаимное расположение окон диагональное. Окно всасывания расположено сверху,окно нагнетания — внизу. Кроме этого, в блоке цилиндров имеются расточки дляустановки цилиндрических роликоподшипников. В верхней части блока цилиндров предусмотреноместо для установки фильтра газового.
Камера нагнетанияимеет расточки для установки опорных цилиндрических роликоподшипников,радиально-упорных шарикоподшипников, уплотнения.
Корпусныедетали для строповки приподъёме и транспортировании имеют резьбовые отверстия под рым-болты.
Роторы представляют собой многозаходныевинты с зубьями специального профиля, выполненные из стали. Роторы в корпусевращаются с определенными зазорами (по диаметру и торцам), обеспечивающимибезопасную работу в температурном режиме до 100оС.
Подшипникикачения.
Длявосприятия радиальных нагрузок, действующих на роторах, предусмотреныцилиндрические роликоподшипники.
Сдвоенныерадиально-упорные шарикоподшипники предназначены для восприятия осевыхнагрузок, действующих на роторы в обоих направлениях и для осевой фиксациироторов относительно корпус компрессора. Подшипники установлены по наружнойобойме с радиальным зазором и не воспринимают радиальных сил.
Уплотнение.
Уплотнениемаслозаполненного типа предусмотрено для предотвращения утечек газа изкомпрессора, установлено на выходном конце приводного вала.
Кольцоупорное и втулка находятся в контакте под действием давления масла усилийпружин, расположенных равномерно по окружности. Кольцо упорное вращается вместес валом, втулка — неподвижна. Корпус уплотнения постоянно заполнен маслом, какво время работы, так и при стоянке.
Во времяработы компрессора в корпус уплотнения подается масло через штуцер в камеренагнетания. Расход определяется диаметром отверстия жиклера. Масло, прошедшеепод кольцом и стояночной манжетой через отверстия во втулке и через сверления вкамере нагнетания, сливается в отсечную полость роторов. Предотвращение утечкимаслогазовой смеси по валу осуществляется за счет контакта графитовых колецкольца упорного и втулки. По мере износа графитовых колец втулка под действиемпружин перемещается в осевом направлении, не нарушая торцового контактаграфитовых колец.
Во времястоянки компрессора масло сохраняется в уплотнении и не сливается в компрессорза счет того, что отверстие для подвода масла в камере нагнетания находится вверхней части, и за счет наличия стояночной манжеты.
Просочившеесяпри работе компрессора по валу масло отводится в дренаж через штуцер.Допускается утечка масла в атмосферу в количестве не более 60 грамм в сутки.
Мультипликатор.
Мультипликаторпредназначен для увеличения числа оборотов ведущего ротора. Мультипликаторсостоит из зубчатого колеса с валом приводным и шестерни, сидящей на концеведущего ротора. Приводной вал устанавливается в расточках блока цилиндров. Состороны всасывания он расположен на цилиндрическом роликоподшипнике, а состороны нагнетания для воспринятая осевых нагрузок установлен шарикоподшипник.Для подачи масла на зубчатое зацепление предусмотрен трубопровод, которыйкрепится к внутренней стенке блока цилиндров.
Блокохлаждения масла.
Блокохлаждения масла предназначен для охлаждения масла, идущего на смазку и впрысккомпрессора, и состоит из маслоохладителя и вентилятора, установленных на общейраме.
Маслоохладительпредставляет собой теплообменный аппарат неразборной конструкции. Теплообменнаяповерхность маслоохладителя выполнена из плоских многоканальных алюминиевыхтеплообменных элементов с наружным и внутренним оребрением, соединенных сдосками трубными при помощи сварки. Перегородки, вваренные в коллекторымаслоохладителя, обеспечивают шесть ходов по маслу.
Лопастивентилятора имеют латунные накладки, исключающие искрообразование в случаекасания их о стенки кожуха вентилятора и обеспечивая тем самым взрывобезопасноеисполнение.
Маслоотделитель.
Маслоотделительпредназначен дляотделения масла от газа на линии нагнетания компрессора. Маслоотделитель представляетсобой горизонтальный сосуд, выполняющий также роль рамы-маслобака.
Отделениемасла от сжатого газапроисходит в две ступени. В первой ступени отделение масла осуществляется засчет изменения направления и уменьшения скорости потока. Во второй ступенипроисходит более тонкая очистка газа от масла.
Первая ступеньвключает в себя входной трубопровод, через который маслогазовая смесь поступаетв маслоотделитель. Отделившееся масло по стенкам корпуса стекает вниз, а газ направляетсяво вторую ступень сепарации.
Вторая ступень представляет собой фильтрующийбарабан, встроенный в корпус маслоотделителя. Барабан представляет собой сварнойцилиндрический каркас, сверху которого наматывается войлок, маты изстекловолокна и сверху покрывается стеклотканью.
Для подогревамасла при запуске компрессора в холодное время года в корпус маслоотделителявстроен змеевик, в который подается горячая жидкость или пар.
Фильтры масла грубой и гонкой очистки.
Установкаимеет два фильтра очистки масла:
- фильтр грубой очистки;
- фильтр тонкойочистки.
Фильтрымасла предназначеныдляочистки масла от механических частиц. Фильтр грубой очистки отличается отфильтра тонкой очистки размерами ячеек фильтрующих сеток, а также размерамивходных и выходных патрубков.
Фильтрысостоят из корпуса ифильтрующего элемента.
Основныехарактеристики фильтров:
— пропускнаяспособность 100 л/мин;
-  тонкостьфильтрации:
 фильтргрубой очистки масла, мкм                   90
 фильтргонкой очистка масла, мкм                    25
-перепаддавления на фильтрующем элементе, МПа (ктс/см2):
 номинальный                                                       0.05(0.5)
 предельно-допустимый 0.1(1.0)
4.6 Составустановки маслонасоса
Установкамаслонасоса состоит из насоса шестеренного, электродвигателя, которыесмонтированы на подставке и соединены упругой муфтой.
Насосшестеренный.
Припринципу действия шестеренный насос — объёмный. Насос состоит из следующихсоставных сборочных единиц и деталей: шестерен, корпуса, крышки и торцовогоуплотнения, устанавливаемого на выходном конце ведущей шестерни. Шестерниустанавливаются на подшипниках скольжения в специальных расточках корпуса. Сторцов корпус закрывается крышками. К расточкам корпуса примыкают всасывающая инагнетательные полости, которые заканчиваются штуцерами. Уплотнение состоит изсальника с графитовым кольцом, пружин, втулки, уплотнительных колец. Втулка навалу фиксируется штифтом. При вращении шестерен на стороне всасывания создаетсяразряжение, в результате чего жидкость заполняет межзубовые впадины и в нихперемещается в полость нагнетания с некоторым избыточным давлением. Полостьперед торцом ведущей шестерни со стороны глухой крышки соединяется через штуцерсо всасывающей полостью для частичной разгрузки ведущей шестерни. При работекомпрессора линия разгрузки должна быть постоянно открыта. Регулированиеторцового зазора производится за счёт прокладок.

5. Анализусовершенствования
Установка предназначены для утилизациинефтяного газана нефтепромыслах.
Собственно компрессорная установка с датчиками системыавтоматизации и показывающими приборами «по месту», предназначены для эксплуатациипод навесом, во взрывоопасной зоне класса В-1Г по ПУЭ, категорией пожарнойопасности — А по НПБ 105-95 и категорией взрывоопасности технологического блока- III по «Общим правиламвзрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических инефтеперерабатывающих производств».
Условноеобозначение 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.
Сжимаемыйгаз — попутный нефтяной. Относительная влажность газа 100%. Наличие капельнойжидкости на входе в компрессор не более 140 мг/м3.
Спроектированнаяустановка винтового компрессора ГВ 4/6 обеспечивает
1.        Уменьшение затратна перекачку газа.
2.        Регулируемыйэлектропривод (число оборотов в зависимости от количества газа на приеме).
3.        Уменьшение затратна ремонт и обслуживание.
4.        Компрессорустанавливается на маслоотделителе. Делая установку в целом мобильной и легкотранспортируемой.
5.        Не требуетсямассивный фундамент.
6.        Наличиемультипликатора, позволяет уменьшить диаметры цилиндров, что приводит к снижениюметаллоемкости.
Основные параметрыкомпрессорной установки
Таблица 5.1 Наименование параметра ГВ-4/6У2
1. Объемная производительность, приведённая к начальным условиям, м /с (м7мии)
0,066-0,003 (4-0,03)
2. Давление газа начальное, номинальное МПа (кгс/см2) 0,098-0,1 17(1,00-0,2)
3. Давление газа конечное, номинальное, MПa (кгс/см2) 0,588(6,0)
4. Температура газаначальная, расчётная, °С от +5 до +15
5. Температура газа конечная, „С,
не более 110
7. Габаритные размеры установки, мм: длина
ширина
высота 2000 1000 1500 8. Мощность потребляемая, кВт
24+1,2
9. Мощность, потребляемая вентиляторомблока охлаждения масла, кВт 0,08
10. Мощность, потребляемаямаслонасосом, кВт 0,84
11. Давление масла в коллекторе, номинальное, MПa (кгс/см2):
на впрыск в компрессор
на подшипники
0,588(6)
0,588 (6)
12. Количество масла, заливаемогов маслосистему, м 60

6 Монтаж, эксплуатацияи ремонт оборудования
6.1 Эксплуатационныеограничения
 
При монтаже, пуске и эксплуатации установки необходиморуководствоваться технической документацией, поставляемой с установкой и эксплуатационнойдокументацией на комплектующие изделия, поставляемой с установкой.
К эксплуатации установки допускается обслуживающий персонал,прошедший специальную подготовку по изучению устройства и правил эксплуатации иимеющий удостоверение на право обслуживания компрессорных установок.
Учет наработки произведенных регламентных работ, осмотров и ремонтов,а также данных по эксплуатации установки вести в сменном журнале и формуляреустановки.
Эксплуатация установки при параметрах, имеющих отклонение
от значений, указанных в данном руководстве и формуляре, запрещается.
6.2Подготовка установки к использованию
Указаниемер безопасности.
Персонал,допущенный к обслуживанию компрессорной установке, должен тщательно изучить:
- инструкцию потехнике безопасности, действующую на предприятии, где эксплуатируетсяустановка:
- «Правилаустройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;
- настоящееруководство по эксплуатации и инструкции, поставляемые с установкой:
- схему и местаустановки контрольно-измерительных приборов;
— мероприятияпо предупреждению аварии и меры по устранению
возможных неисправностей.
Припроведении регламентных работ необходимо:
— применятьинструмент из материала со специальным покрытием, не
дающим искрообразования;
— не использовать переносные лампы напряжением выше 36 вольт;
-  не освещатьустановку лампами, не заключенными в специальную
взрывобезопасную арматуру;
-  не проводить работыпод деталями и составными частями установки,
подвешенными на грузоподъёмных механизмах;
-  передотсоединением какой-либо детали разъединением стыка газо-масляной системыубедиться в отсутствии избыточного давления в системах. При необходимости,избыточное давление ставить предварительно закрыв задвижки и вентили,соединяющие системы установки с внешними коммуникациями.
Не производить, запуск установки при наличии течи масла или
разлитого масла на площадке обслуживания.
При проведении регламентных или ремонтных работ на установкепринять все необходимые меры для блокирования возможности запуска компрессора.На пульте управления вывесить табличку «Не включать. Работают люди».
После автоматического отключения компрессора по срабатываниюсистемы защиты запрещается включать его в работу до тех пор, пока не будетобнаружена и не устранена неисправность.
Необходимо помнить, что винтовой компрессор является машинойобъёмного сжатая и поэтому попадание в полость сжатия компрессора жидкостичерез всасывающий трубопровод недопустимо.
Обтирочныематериалы, инструмент и т.п. хранить в закрытом ящике и специальном месте.Горючесмазочные вещества хранить в специально отведённом месте.
6.3Монтаж
Установкапоставляется в блочномисполнении.
Установкамонтируется у заказчикапод навесом. Специальный фундамент не требуется.
Установку смонтировать горизонтально. Допускаемое отклонение горизонтального положения,как в продольном, так и в поперечном направлении не более 10 мм на длине 1000 мм.
Подсоединить трубопроводы внешней коммуникации, при этомследить за тем, чтобы не создавать натяг и перекос на фланцах. Внутренниеповерхности присоединительных трубопроводов должны быть очищены от окалины,ржавчины, металлических брызг и грязи и должны быть опрессованы рабочимдавлением.
Проверить надёжность крепления компрессора и электродвигателяк раме-маслобаку.
Снять кожух упругой муфты и проверить центровку валовэлектродвигателя — мультипликатора компрессора приспособлением:
- допуск соосностивалов 0,05 мм;
- допускпересечения осей валов 0,1 мм на длине 1000 мм.
Данные центровки занести в формуляр.
Подключитьустановку к внешней электросети и заземляющему контуру, при этом все должнобыть выполнено в строгом соответствии с действующими правилами устройстваэлектроустановок (ПУЭ).
6.4Подготовка к работе
Произвести наружный осмотр установки, убрать посторонние предметы, обтеретьоборудование.
Проверить пломбирование установки и убедиться в сохранности пломб.
Пускустановки при сорванной пломбе запрещается.
Проверить масло па соответствие сертификату, заправить установку маслом через вентильВK1 до верхней отметки указателя уровня. При этом масло фильтровать,пропуская его через дополнительный фильтр.
Перед запуском установки произвести прокачку маслосистемывключением маслонасоса.
Вхолодное время для подогрева масла в змеевик маслоотделителя (рама-маслобак)подать горячую жидкость или пар.
Продуть газовый тракт пятикратным объёмом инертного газа (азотом). На времяпродувки задвижка ЗД2 должна быть открыта.
Проверить правильность направления вращения двигателякомпрессора кратковременным включением. Проверку желательно производить приотсоединенной муфте компрессора.
Вращениедолжно быть по часовой стрелке,если смотреть со стороны компрессора.
Кратковременным включением проверить работу вентилятора блокаохлаждения масла.
6.5 Порядокработы
Провернутьроторы компрессора вручную на 3-5 оборотов в направлении, указанном стрелкой накорпусе компрессора, при этом вращение должно быть плавным и лёгким.Проворачивание осуществляется воротком через отверстие в полумуфте, насаженнойна вал электродвигателя.
Запусккомпрессорной установки.
Запускустановки производитсянажатием кнопки «Пуск», при этом:
- перепад давленияна фильтре тонкой очистки должно быть меньше
1,0-0,2 кгс*см2 (отсутствие сигнала на аварию ипредаварию по давлению на фильтре тонкой очистки);
- температура маслав маслоотделителе должна быть более 5°С;
- должен бытьотключен электродвигатель маслонасоса. если последний не включен;
- включаетсясистема регулирования производительности компрессора по давлению всасывания взаданных значениях путем регулирования числа оборотов привода компрессора;
- включаетсясистема регулирования температуры нагнетания.

7. Гражданская оборона
7.1 Нормативно-правовоеобеспечение
Всоответствии с Федеральным Законом «О гражданской обороне», который был принятГосударственной Думой 26 декабря 1997 года и одобрен Советом Федерации 28января 1998 года, гражданская оборона — это система мероприятий по подготовке кзащите и по защите населения, материальных и культурных ценностей на территорииРоссийской Федерации от опасностей, возникающих при ведении военных действийили вследствие этих действий, а также при возникновении чрезвычайных ситуацийприродного и техногенного характера. Территория, отнесенная к группе погражданской обороне, — территория, на которой расположен город или инойнаселенный пункт, имеющий важное оборонное, и экономическое значение, снаходящимися в нем объектами, представляющий высокую степень опасностивозникновения чрезвычайных ситуаций в военное и мирное время
ФЗ«О борьбе с терроризмом» был принят Государственной Думой 3 июля 1998 года и одобренСоветом Федерации 9 июля 1998 года. В соответствии с данным ФЗ «О борьбе стерроризмом», правовую основу борьбы с терроризмом составляют КонституцияРоссийской Федерации, Уголовный кодекс Российской Федерации, настоящий Федеральныйзакон, другие федеральные законы, общепризнанные принципы и нормымеждународного права, международные договоры Российской Федерации, указы ираспоряжения Президента Российской Федерации, постановления и распоряженияПравительства Российской Федерации, а также принимаемые в соответствии с нимииные нормативные правовые акты федеральных органов государственной власти.
Борьба стерроризмом в Российской Федерации осуществляется в целях:
1) защитыличности, общества и государства от терроризма;
2)предупреждения, выявления, пресечения террористической деятельности иминимизации ее последствий;
3) выявленияи устранения причин и условий, способствующих осуществлению террористическойдеятельности.
ФЗ «Опожарной безопасности» был принят Государственной Думой 18 ноября 1994. Всоответствии с данным ФЗ «О пожарной безопасности», система обеспеченияпожарной безопасности – это совокупность сил и средств, а также мер правового,организационного, экономического, социального и научно — технического характера,направленных на борьбу с пожарами.
Основнымиэлементами системы обеспечения пожарной безопасности являются органыгосударственной власти, органы местного самоуправления, предприятия, граждане,принимающие участие в обеспечении пожарной безопасности в соответствии сзаконодательством Российской Федерации.
К действиямпо предупреждению, ликвидации социально — политических, межнациональныхконфликтов и массовых беспорядков пожарная охрана не привлекается.
ФЗ «О защите населения итерриторий от черезвычайых ситуаций природного и техногенного характера» былпринят Государственной Думой 14 ноября 1994 года. В соответствии с этим ФЗ,чрезвычайная ситуация — это обстановка на определенной территории, сложившаясяв результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного илииного бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческиежертвы, ущерб здоровью людей или окружающей природной среде, значительныематериальные потери и нарушение условий жизнедеятельности людей.
Предупреждениечрезвычайных ситуаций — это комплекс мероприятий, проводимых заблаговременно и направленныхна максимально возможное уменьшение риска возникновения чрезвычайных ситуаций, атакже на сохранение здоровья людей, снижение размеров ущерба окружающей природнойсреде и материальных потерь в случае их возникновения.
7.2      Действиянаселения при подготовке к рассредоточению и эвакуации
 
Вывоз населения за пределы крупных городов в сельские районы позволяет резко снизить возможные потери в случае применения оружиямассового поражения по этим городам.
Эвакуации (рассредоточению) предшествует оповещение населения.
Порядок оповещения зависит от того, где находятся оповещаемые (на работе или дома), наличия средств связи и ряда других факторов.
Так, рабочие и служащие, находящиеся на работе, о проведении эвакуации (рассредоточения) могут быть оповещены по объектовой радиосети или устно по цехам, отделам, лабораториям и т.д. Эти же рабочие и служащие в нерабочее время могут быть оповещены по телефону или посыльными. Неработающее население оповещается через ЖЭК и домоуправления.
Способ оповещения в каждом конкретном случае зависит от местных условий и предусматривает использование всех имеющихся средств связи.
Получив распоряжение на рассредоточение (эвакуацию), рабочие и служащие должны подготовить все самое необходимое, что следует взять с собой. Каждый рассредоточиваемый и эвакуируемый должен взять:
— личные документы (паспорт, военный билет, диплом об образовании, свидетельства о рождении детей), деньги;
— индивидуальные средства защиты органов дыхания, медицинскую аптечку и противохимические пакеты;
— продукты питания на 2-3 суток;
— крайне необходимые предметы одежды, обуви, белья и туалетных принадлежностей.
Из продуктов питания, в зависимости от индивидуальных потребностей членов семьи, в том числе и детей, лучше всего брать с собой консервы, концентраты, копченые изделия, сыр, сухари, печенье, сахар и другие не скоропортящиеся продукты, флягу (бутылку) с водой.
Желательно также иметь перочинный нож, спички, карманный фонарь.
Особо вдумчиво необходимо подойти к подбору предметов одежды, обуви и белья. При определении их следует исходить из способа эвакуации, географического местоположения, времени года.
При эвакуации (рассредоточении) транспортом общий вес взятых с собой вещей не должен превышать 50 кг на человека.
При эвакуации пешим порядком каждый эвакуируемый должен взять такое количество вещей и продуктов, которое он сможет нести на себе.
При подготовке к эвакуации пешим порядком особо серьезное внимание следует уделить подбору обуви. Необходимо надеть такую обувь, которая при совершении марша не натирала бы ноги и соответствовала сезону.
При эвакуации (рассредоточении) транспортом подготовленные вещи и продукты можно укладывать в чемоданы, сумки или рюкзаки, а при эвакуации пешим порядком их для удобства переноски целесообразно уложить в рюкзак или в вещевой мешок.
Поскольку время на подготовку к рассредоточению (эвакуации) может быть весьма ограничено, в каждой семье желательно заранее определить и составить список вещей и продуктов, которые нужно взять с собой в то или иное время года.
 
7.3              Правила поведения и действия населения при эвакуации и рассредоточении
 
Получив распоряжение на эвакуацию или рассредоточение, граждане должны быстро подготовить и уложить (если они не были собраны и уложены заранее) вещи, продукты питания, медикаменты. К чемоданам (рюкзакам, вещевым мешкам) прикрепить бирки с указанием владельца (фамилия, имя, отчество, адреса постоянного местожительства и места эвакуации).
Взять положенные личные документы, деньги и в установленное время прибыть с вещами на указанный для них СЭП.
Перед уходом из квартиры проверить и отключить газ, электричество, завернуть водопроводные краны, закрыть окна и двери.
Прибыв на СЭП, пройти регистрацию, разместиться в отведенном месте и в дальнейшем действовать по указанию руководства СЭП.
Находясь на эвакопункте, следует внимательно слушать распоряжения и безоговорочно выполнять их, особенно распоряжения о комплектовании колонн, распределении по эшелонам, вагонам, судам и машинам.
При следовании на транспорте строго соблюдать установленные правила, поддерживать дисциплину и порядок, выполнять указания представителей органов ГО, старшего по вагону, судну или автомашине и без их разрешения не покидать транспортные средства.
В том случае, когда эвакуация будет осуществляться пешим порядком, формируются колонны, скорость движения которых зависит от климатических условий, времени года, состояния дорог, рельефа местности и других местных условий.
Непосредственно перед маршем следует принять горячую пищу, ибо возможность ее приготовления и принятия в пути следования маловероятна.
При совершении марша необходимо соблюдать установленный порядок.
Нельзя покидать колонну без разрешения ее начальника. При плохом самочувствии нужно обратиться к медицинскому работнику, сопровождающему колонну. Не разрешается пить воду из источников, не проверенных медицинской службой.
При присоединении к колонне посторонних лиц — сообщить об этом начальнику колонны.
При движении ночью нужно предупреждать сзади идущих о препятствиях на пути, особенно при движении по тропам и колонным путям, следить за тем, чтобы соседи по колонне не отставали, а на привалах не засыпали.
При совершении марша в жаркое время, во избежание тепловых и солнечных ударов, идти в колонне необходимо разомкнуто по фронту и в глубину, не снимать головных уборов, строго соблюдать питьевой режим, на привалах располагаться по возможности в тенистых местах.
При совершении марша зимой в холодную и ветреную погоду нужно взаимно следить за тем, чтобы своевременно обнаружить признаки обморожения. На привалах ложиться на снег запрещается.
Прибыв в загородную зону на приемный эвакопункт пройти регистрацию и по распоряжению представителей эвакоприемных органов занять место на транспорте или организованно пешим порядком следовать до конечного пункта размещения на местожительство.

8.Охрана труда иокружающей среды
8.1 Опасные свойстванефтяного газа
Нефтяной газ тяжелеевоздуха (плотность 1,33 кг/м³), бесцветен, имеет слабый запах бензина,взрывоопасен. При содержании газа в воздухе от1 до 18% образуется взрывоопаснаясмесь, которая взрывается от любого источника огня. При содержании газа выше18% по объему образуется пожароопасная смесь, которая горит при свободномдоступе воздуха.
Попутный газ,выделяющийся при сепарации сернистых нефтей верхних горизонтов, содержитсероводород. Сероводород-бесцветный газ, тяжелее воздуха (плотность 1,54кг/м³), имеет запах тухлых яиц, горит синеватым пламенем. При определеннойконцентрации в воздухе образуется взрывоопасная смесь (пределы взрываемости:нижний –4,3%, верхний –45,5%). При увеличении концентрации сероводорода ввоздухе запах становится менее сильным и неприятным. Порог обонятельноговосприятия (нижний) находится в пределах 0,012-0,03 м²/м³. Придлительном пребываниии человека в сероводородной среде происходит привыкание кзапаху поэтому может произойти отравление.
Нефтяной газ действует наорганизм человека удушающе. Газ тяжелее воздуха, поэтому скапливается в низких местах(колодцах, ямах, траншеях).
Признаками удушьяявляются:
-учащение пульса;
-увеличение объемадыхания;
-ослабление внимания;
-сонливость;
-потеря сознания исмерть.
Нефтяной газ сернистыхнефтей действует на организм человека отравляюще. При концентрации сероводородав воздухе 100 м²/м³ и выше, может развиться острое, почти мгновенноеотравление, так как начинаются судороги и потеря сознания от остановки дыханияи быстрая смерть.
Индивидуальнымисредствами защиты от нефтяного газа и с примесями сероводорода являютсяфильтрующие промышленные противогазы ПШ-1,2, коробки марки КД и ВМ, В илиизолирующие дыхательные аппараты.
На объектах, связанных свозможным выделением газа при проведении технологических процессов и выполненииработ, установлен систематический контроль за содержанием газа в воздушнойсреде. Периодичность проведения анализов воздушной среды и количества точекотбора проб определяется комиссией в составе: начальника цеха, инженера попромышленной безопасности и охране труда, представителей местных органовгосгортехнадзора, санитарного и пожарного надзора. Проведение отбора проб наоткрытом воздухе — не реже 1 раза в сутки.
Результаты анализов, атакже показания регистрирующих приборов записываются в журнал контролявоздушной среды. О всех случаях обнаружения опасных концентраций немедленноизвещается руководитель объекта и принимаются меры по устранению причин,вызывающих увеличения опасных концентраций нефтяного газа. Отбор проб и замерконцентрации нефтяного газа производится переносными газоанализаторами- ПГФ,ЭТХ, Анкат(для Н2S).
8.2 Предельнодопустимые концентрации в рабочей зоне
Предельно допустимыеконцентрации попутного нефтяного газа в воздухе производственных помещений недолжны превышать 300 мг/м³.
Для нефтяного газа ссодержанием сероводорода, предельно допустимая концентрация не должна превышать10 мг/м³, в смеси с углеводородами – до 3 мг/м³ ( в населеннойместности – 0,008 мг/м³).

8.3 Расчет пределавзрываемости нефтяного газа
Большое влияние на величины пределоввзрываемости оказывает содержанием газовоздушных смесях балласта-углекислоты,азота и водяных паров. Чем больше балласта в газе, тем при прочих равныхусловиях будет более узкой область взрываемости данного газа.
Пределы взрываемостисложных газов, состаящих из смеси нескольких горючих газов, зависят от пределоввзрываемости составных частей смеси. При небольших количествах балласта пределывзрываемости (нижний или верхний) сложного газа определяются по формулеЛе-Шателье:
/>

где П-нижний или верхнийпределы взрываемости горючей смеси;
A,B,C,D-значения соответственно верхних илинижних пределов взрываемости отдельных составных частей горючей смеси;
а,b,c,d-содержаниегорючих компонентов в сумме горючих частей газа, об.%.
таблица 8.3.1
Пределы взрываемостигорючих газов в смеси с воздухомГаз Содержание газа,% Пределы взрываемости нижний верхний
СН4 22,5 5,35 14,0
С2Н6 15,2 3,2 12,5
С3Н8 23,06 2,3 9,5
iС4Н10 4,05 1,8 8,4
nС4Н10 9,8 1,9 8,5 iС5Н12 2,56 1,38 7,7
nС5Н12 2,94 1,4 7,8
С6Н14 1,42 1,25 6,0
Н2S 1,27 3,2 13,6
СО2 1,52 - -
N2 15,36 - -
 /> />
Если горючие газы содержатзначительные количества балластовых примесей, пределы взрываемости таких газовПб определяются по формуле:
где П-нижний или верхний пределвзрываемости горючей части газовой смеси с воздухом, подсчитанный по формуле (8.3.1);
б-содержание балласта вгазе, доли ед.
Подставляя значения вформулу (8.3.1) определяем нижний Пн и верхний Пв пределывзрываемости горючей части газовой смеси.
/>
/>
/>
Находим, подставляязначения в формулу (8.3.2), пределы взрываемости нижний Пбн иверхний Пбв газа :
Нижний пределвзрываемости газа-3,4%, верхний предел-12,5%.
/>

8.4 Классификацияпомещений по степени взрываемости и электроопасности
Классификация производств по степенипожароопасности (взрывоопасности) установлена строительными нормами иправилами, согласно которых существуют следующие категории: А, Б, В, Г, Д, Е.(табл.13.9стр.711-712-Справочник по технике безопасности. П.А. Далин-М.,”Энергоиздат”-1985.)
Данная установка относится ккатегории А(взрыво-пожароопасное), то есть производство, связанное с использованиемгорючих газов с нижним концентрационным пределом взрываемости 10% и менееобъема воздуха, что соответствует СНиП 11-90-81 (Производственные зданияпромышленных предприятий. Нормы проектирования-М.,”Стройиздат”-1982г.-16стр.).
К электрооборудованию иэлектроосвещению применяется классификация, согласно “Правил устройстваэлектроустановок (ПУЭ) Министерства электростанций”-гл.VII – 3, VII –4.По этой классификации взрывоопасные помещения и установки подразделяются наследующие классы: В-I, В-Iа, В-Iб,
В-Iг, В-II, В-IIа.
Данная установка согласноклассификации относится к классу В-Iг. К этому классу относятся наружные установки, содержащие горючие газы илегковоспламеняющиеся жидкости, у которых образование взрывоопасных смесейвозможно только в результате аварий или неисправности. Данная установкарасположена на открытом воздухе, герметична и в процессе работы взрывоопасныесмеси в ней не образуются.
8.5 Основные правилаведения технологического режима
 
8.5.1Общие требования
К обслуживанию эжекторной установки(ЭУ) допускаются лица не моложе 18лет, имеющие I квалификационную группу по “Правилам техническойэксплуатации электроустановок”, прошедшие специальное обучение.
Опасными и вредными производственнымифакторами при эксплуатации эжекторной установки являются:
-          подвижные частиэлектродвигателя и насоса;
-          повышеннаятемпература поверхностей насоса, технологических емкостей, газопровода,водовода;
-          повышенноезначение напряжения в электроцепи, замыкание, которой может произойти черезтело человека;
-          эжектор:повышенный уровень статического электричества от движения газа потрубопроводам;
-          повышеннаязагазованность воздуха рабочей зоны при авариях.
Электропривод насоса, сигнальнаяаппаратура, кнопки управления применяется только во взрывозащищенномисполнении.
Оборудование эжекторной установкидолжно быть герметично, пропуски газа не допустимы.
Трубопроводы и коллекторы должныдопускать возможность температурных деформаций.
Движение от электродвигателя к насосудолжно передаваться через муфту.
Технологические емкости должны бытьзащищены от превышения давления нагнетания предохранительными клапанами,которые ежесменно проверяются обслуживающим персоналом. Предохранительныйклапан пломбируется и навешивается табличка о сроках испытания: число ППК и ихразмеры должны быть рассчитаны так, чтобы пропускная способность их была неменее производительности эжекторной установки.
В эжекторных установках,предназначенных для компримирования газа, содержащего сероводород, газ из ППК ватмосферу сбрасывать запрещается.
 На нагнетательном газопроводеэжекторной установки и водоводе насоса перед задвижками должен быть установленобратный клапан, на корпусе которого стрелкой должно быть указано направлениепотока газа. Эжекторная установка должна быть заземлена.
Перед отсоединением какой-либодетали, разъединением стыка газоводяной системы, необходимо убедится вотсутствии избыточного давления. Ремонтному персоналу запрещается доступ коборудованию установки без предварительной оценки ее состояния по показаниям манометровна ремонтируемом оборудовании.
8.5.2 Требования техники безопасностиперед началом работы
Проверить целостность спецодежды,выдаваемой предприятием, проверить исправность промышленного фильтрующегопротивогаза с коробкой марки “КД”.
Произвести наружный осмотр эжекторнойустановки, убрать посторонние предметы, обтереть оборудование.
Убедится в исправности КИП,сигнализации, запорной арматуры, заземления, ограждающих устройств и кожухов.
Для пуска насоса:
-          проверитьуровень масла щупом;
-          проверитьвращения вала, проворачивая вручную за муфту при помощи рукоятки;
-          заполнить насосжидкостью, открыв задвижку на приемной линии;
-          проверитьпоступление воды на сальники.
Набрать в технологическую емкостьрабочую жидкость (воду) до отрегулированного уровня.
Включить электродвигатель нажатием накнопку “пуск”. После набора давления по манометру открыть задвижку нанагнетательной линии.
После достижения давления втехнологической емкости выше, чем в газопроводе на 0,1÷0,5 кг/см2открыть задвижку .
При открывая задвижку нанагнетательной линии, обеспечить приток холодной воды; приоткрывая задвижку натрубопроводе поступления воды, отрегулировать отток горячей воды.
8.5.3 Требования безопасности вовремя работы
Во время работы эжекторной установкизапрещается:
-          чистить исмазывать двигающиеся части механизма;
-          подтягиватьсальники задвижек;
-          сниматьограждения движущихся частей;
-          производить любыевиды ремонтных работ;
-          вести огневые игазоопасные работы.
При работе эжекторной установкипоказания приборов КИП должны быть в пределах:
-          давлениевсасывания воды – 0÷3 кг/см2
-          давлениенагнетания воды — 20÷25 кг/см2
-          температурагазоводяной смеси — 10÷500С
-          давлениевсасывания газа — 0÷0,2 кг/см2
-          давлениенагнетания газа — 2÷2,5 кг/см2
-          температура газана нагнетании – не более 700С
-          температураподшипников насоса — не более 700С.
Содержать рабочее место в чистоте ипорядке.
8.5.4 Требования безопасности ваварийных ситуациях
Эжекторная установка должна бытьостановлена аварийно:
-          при пропуске всоединениях газа и газоводяной смеси, воды;
-          при резкомповышении или понижении давления газа и газоводяной смеси, воды;
-          при низком иливысоком уровне рабочей жидкости в технологической емкости;
-          при вибрации,перегреве электродвигателя, насоса;
-          при загорании наэжекторной установке и вблизи нее.
При возникновении аварии:
-          отключитьэлектродвигатель;
-          сообщитьруководителю объекта или инженеру-технолдогу цеха о неисправностях.
При аварийной ситуации все работыдолжны проводится согласно плана ликвидаций аварий.Пострадавшим при аварийныхситуациях обслуживающий персонал обязан вызвать скорую медицинскую помощь и доприезда ее, оказать первую доврачебную помощь и поставить в известностьруководителя объекта и цеха.
8.5.5Требования безопасности поокончании работ
Прекратить прием газа на установку,закрыть задвижку на линии приема и задвижку на линии нагнетания, открытьзадвижку на факел.
Остановить электродвигатель насосанажатием на кнопку “Стоп”.
Закрыть задвижку на трубопроводе поступленияводы, закрыть задвижку на нагнетательной линии.
При остановке на длительное времяслить всю жидкость из насоса и технологической емкости для предупреждениякоррозии.
 
8.6 ЭлектроосвещениеустановкиСогласно СНиП II-4-79 «Естественное и искусственноеосвещение» (Светотехника-1979г. № 10 стр.10-29) на установке используетсяестественное и искусственное освещение, при чем искусственное освещениеподразделяется на:
-          рабочее(освещение участков, предназначенных для работы);
-          дежурное(освещение в нерабочее время);
-          аварийное (приотключении рабочего освещения);
Для общего освещения наданной установке используют прожектора с лампами 500 Вт, укрепленных наспециальных мачтах высотой 12-18 м. Необходимое число прожекторов находим поформуле:
/>
где S – освещаемаяплощадь – 400 м2
Eср — средняянорма освещенности – 50лк
k — коэффициент запаса –1,5
F – световой поток лампы– 8200мм
n- коэффициентиспользования светового потока прожектора – 0,7
m- коэффициентрассеяности – 1,15
Данные взяты из таблицы №15 – Лозовский
/>
Принимаем окончательное числосветильников, при разбросанности оборудования прожектора могут быть наотдельных мачтах.
Во взрывоопасныхпомещениях освещение производится специальными взрывобезопасными светильникамитипа ВЗГ-200. Эти светильники из прочного небьющегося стекла, способноговыдержать давление, значительно превышающее то, которое могло бы возникнуть вних при внутреннем взрыве. Электропроводка к таким светильникам делаетсявзрывобезопасного исполнения ( например, в стальных трубах). Выключатели вцелях полной безопасности разремещаются снаружи у входа в помещение. В качествепереносных электрических светильников применяются взрывобезопасныеаккумуляторные лампы типа ЛАУ или ЛАТ.
8.7 Молниезащита изащита от статического электричества
В соответствии с инструкциейпо проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН 305-77(М.,»Стройиздат»-1978) эжекторная установка относится к категории II с зонойзащиты Б (при ожидаемом количестве поражений молний в год зданий или сооруженийN ≤ 1). К этой категории относятся наружные технологические установки иоткрытые склады, относимые по ПУЭ к классу В-Iг.
Для защиты эжекторной установкииспользуют молниеотвод одиночный стержневой, с высотой h≤15м.(табл.13.23стр.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 r0над 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 степеньюнадежности 95 % и выше.
Большую опасность представляют зарядыстатического эдектричества, накопление которых может вызвать искровой разряд ивзрыв во взрывоопасном помещении. Для борьбы с зарядами статическогоэлектричества проводятся мероприятия по надежному заземлению аппаратов итрубопроводов. Во взрывоопасных производствах, где могут накапливаться разрядыстатического электричества, технологическое и транспортное оборудование(аппараты, емкости, машины, коммуникации) рекомендуется изготавлять изматериалов, имеющих удельное объемное электрическое сопротивление не выше 105Ом ·м.
8.8 Охрана недр иокружающей среды
Наибольший ущерб окружающей средеможет наноситься неполным использованием извлекаемых из недр ресурсов нефтяногогаза, особенно при наличии в нем сероводорода. Неиспользуемую часть егоресурсов могут сжигать на факелах или сбрасывать в атмосферу, загрязняя её приэтом углеводородами, сероводородом или продуктами их сгорания.
Эти продукты, взаимодействуя сатмосферной влагой, образуют аэрозоли различных кислот, которые дополнительнозагрязняют не только воздушную среду, но и почву. Поэтому сокращение иликвидация потерь нефтяного газа, обеспечение наиболее полного использованияего ресурсов –важная задача не только для повышения экономической эффективностинефтяной промышленности, но и для охраны окружающей среды.
Потери нефтяного газа возможны такжев результате утечек его через неплотности, некачественной сепарации, припродувках конденсатосборников на газопроводах, ликвидации гидратных жидкостныхпробок, срабатывании предохранительных устройств, при устранениинеисправностей, требующих снижения давления с выпуском газа из аппаратов итрубопроводов, а также при авариях.
При обслуживании и ремонте объектовсбора, подготовки и транспорта нефтяного газа используются различные материалыи 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 эксплуатацииобъектов добычи нефтяного газа возможны и другие, характерные для нефтянойпромышленности в целом нежелательные воздействия на окружающую среду.
Указанные факторы определяют меры поохране окружающей среды при сборе, подготовке и транспорте нефтяного газа. Кчислу основных мер относятся следующие.
1.        Вовлечение виспользование всего количества извлекаемого из недр нефтяного газа с началаразработки нефтяных месторождений, за счет своевременного строительстванеобходимых для этого объектов.
2.        Повсеместноеприменение герметизированных систем сбор.
3.        Обеспечениекачественной сепарации нефти и газа за счет применения более совершенныхсепараторов (в том числе с предварительным отбором газа), контроля заэффективность работы пылеуловителей, использования для легких нефтей методовгорячей, вакуумной сепарации и стабилизации и тщательного соблюденияустановленных технологических режимов.
4.        Качественнаяподготовка газа на промыслах, в том числе: очистка от механических примесей сцелью предотвращения эрозионного воздействия на оборудования и газопроводы,недопущения нарушения в связи с этим их герметичности и потерь газа. Очистка отсероводорода с получением элементарной серы с целью предотвращениякоррозионного воздействия на оборудование и газопроводы и исключения сбросасероводорода в атмосферу. Осушка и отбензинивание с целью предупрежденияобразования гидратных, ледяных и жидкостных пробок и исключения или уменьшенияколичества работ, связанных с их ликвидацией и сопровождающихся выпуском газа иконденсата в окружающую среду. Тщательное соблюдение технологических режимов,максимальное сокращение случаев аварийного срабатывания предохранительныхустройств.
5.        Тщательноесоблюдение технологических режимов, максимальное
6.        Сокращениеслучаев аварийного срабатывания предохранительных устройств.
7.        Постоянныйконтроль за герметичностью аппаратуры и приборов, сальников, фланцевых и другихсоединений, незамедлительное устранение выявленных утечек.
8.        Своевременное икачественное проведение ремонтов оборудования и коммуникаций.
9.        Содержание висправном состоянии антикоррозионных покрытий газопроводов и устройств защитыих от почвенной коррозии.
10.      Обеспечениетранспортировки газа на газоперерабатывающие заводы без вывода конденсата изгазопроводов или с выводом его в конденсатопроводы, нефтепроводы или вгерметизированные ёмкости с последующей доставкой на сборные пункты и ГПЗ.
11.      Передвижениетранспортных средств, строительной и ремонтной техники, перемещениеоборудования и труб только по дорогам и маршрутам.
12.      Тщательноесоблюдение правил и инструкций по технике безопасности, производственнойсанитарии и противопожарных мероприятий, а также норм расхода материалов иреагентов.

9 Экономическая часть
9.1 Анализ ранеевнедренных мероприятий
В связис снижением добычи нефти, а также переводом многих пунктов сепарации всамотечный режим транспорта газа загруженность газокомпрессорных станций, впоследние годы, существенно снизилось. Объем перекачиваемого газа во многихкомпрессорных станциях составляет 3-10 тыс.м3/сут. (2-10м3/мин).Применяемые до сих пор винтовые компрессоры типа 7 ВКГ с производительностью17-72 тыс. м3/сут.(12-50 м3/мин) не догруженыи подпитываются недостающим объемом газа из выкидной линии, что приводит кбольшому перерасходу электроэнергии на компрессорных станциях. 3 Условноеобозначение 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.
Сжимаемыйгаз — попутный нефтяной.
Относительная влажностьгаза 100%. Наличие капельной жидкости на входе в компрессор не более 140 мг/м3.
/>
Рис. 4 Диаграмма обьемагаза и затрат эл. энергии
9.2 Методика расчета экономической эффективности от внедренияновой техники и технологии
Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождаетсязначительными дополнительными капиталовложениями.
Внедрение в производство новой техники и технологии оправданотолько тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:
— Снижение затрат на производство единицы продукции;
— Повышение качества изделий (экономия у потребителей);
— Рост производительности труда.
— Улучшение условийтруда;
Дополнительные капиталовложения, направленные на повышениесовершенства техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат напроизводство.
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 показателейдля определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологийвключает:
— себестоимостьпродукции;
— приростпроизводительности труда;
— экономия;
— приведенные затраты;
— сроки окупаемости;
— экономический эффект;
Помимо основных показателей при выборе экономически наиболееэффективных вариантов внедрения новой техники и технологии используютсявспомогательные натуральные показатели — удельный расход топлива, энергии,сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использованияоборудования и т.д.
Кроме того,рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники(улучшение условий труда и т.д.).
Экономический эффект отвнедрения новой техники показывает целесообразность внедрения и определяется заусловный год, то есть со дня внедрения и на весь следующий год, если впоследствии увеличивается объем внедрения или внедрения переносятся на рядродственных предприятий, то данная методика разрешает произвести перерасчет повновь достигнутому объему и соответственно получить новый экономический эффектпредставляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов, (живоготруда, общего труда, капитальных вложений) которую получит народное хозяйство врезультате производства и использования новой техники, которая в конечном счетевыражается в увеличении национального дохода.
Экономический эффект от мероприятий за условный годопределяется по формуле:
ЭТ=РТ-ЗТ, (9.1)
где Эт — экономический эффект за расчётный период;
Рт — выручка от реализации(производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам,установленным в централизованном или договорном порядке;
Зт — стоимостная оценка затрат на осуществлениемероприятий за условный период.
Основной показатель эффективности внедрения новой техники-годовой экономический эффект, определение которого основывается насопоставлении приведённых затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.
Приведенные затратыпредставляют собой сумму себестоимости и нормативные прибыли:
З = С + Ен *К, (9.2)
где З – приведенныезатраты в рублях;
С – себестоимость единицыпродукции в рублях;
Ен = 0,15 — нормативный коэффициент капитальных вложений;
К — удельные капитальные вложения
Понятие «капиталовложения» подразумевают всеединовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственныхфондов предприятия. Величину капиталовложений можно определить среднегодовойстоимостью производственных фондов, которыми располагает предприятие.
Годовойэкономический эффект представляет собой суммарную экономию производственныхресурсов (живой труд, материалы, капиталовложения), которую получает народноехозяйство. В результате производства и использования новой, более качественнойтехники, которая в
конечномсчёте выражается в увеличении национального дохода. Таким образом, в томпоказателе отражается народнохозяйственная эффективность.
Расчётгодового экономического эффекта производится по различным формулам взависимости от видов внедряемой новой техники и продукции. Если приосуществлении мероприятия НТП не изменяется во времени цена и объём выпускаемойпродукции (работы), эффективность осуществления мероприятия характеризуетсяизменением (снижением) себестоимости продукции. Годовой экономический эффект отвнедрения новой техники при этом:
ЭГ=(C0-CT)xQT±ΔHT, (9.3)
где Co,Cт — изменяющаяся часть себестоимости продукции (работы) без ис реализацией мероприятия НТП;
Qt — годовой объём продукции (работы);
ΔНт- изменение суммы налогов и выплат из балансовой прибыли (дохода) в результатеосуществления мероприятия НТП.
Срококупаемости:
Т0К=Δ К / ΔС, (9.4)
гдеΔК — дополнительные капиталовложения, в тыс. руб.
ΔС- экономия эксплуатационных затрат, в тыс. руб.;
/>9.3 Расчет годового экономическогоэффекта от внедрения блочных компрессорных установок производительностью4мЗ/мин.для компрессирования и транспорта нефтяного газа
Эффективностьпредлагаемой техники обеспечивается снижением текущих эксплуатационных затрат.
Исходныеданные 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. – капитальныевложения.
Вычислим экономический эффект от внедрения нового комплексаоборудования.
Определим выгоду от экономии электроэнергии. Затратыэлектроэнергии при эксплуатации старого оборудования-709 тыс. руб., при новойблочной установки-276 тыс. руб.
Сэл. эн. = 709-276 = 433 тыс. руб.
Таким образом экономический эффект за один год а без учётаНДС составит:
Э1 = Сэл.эн. – Ен ∙ ∆К= 433 – 0,15∙500 = 358тыс. руб.
С учётом НДС:
Эобщ. = Э1 – 24% = 272,08 тыс. руб.
Снижение себестоимости перекачки газа на 1 тыс. м3 составит:
Эпер. = Эобщ./Qпер. = 272080 / 6000000 = 6,5руб.
Производительность труда находим последующей формуле:

/> м3./чел.
Чппп — численность ППП.
Себестоимость на перекачку после внедрения:
С2 = С1 — Эпер. = 470 – 6,5= 463,5 руб.
С1 = 470 руб. — себестоимость до внедрения;
Вычисляем прибыль до внедрения:
/> = 6000∙(500 – 470) = 180000руб.
Тперек– средний тариф на перекачку 1 тыс.м3. газа.
Вычисляем прибыль после внедрения:
/> = 6000∙(500 –463,5) = 219000руб.
Срококупаемости:
ΔТ = /> = /> = 1,8 лет.
ΔК –капиталовложения.
Определимчистую прибыль до внедрения
П1= />-24%= 180000-24%= 136800 руб.
Определимчистую прибыль после внедрения
П2= />-24%= 219000-24%= 166440 руб.

11. Расчетная часть
 
11.1Термогазодинамический расчет
Расчетпроизведен по следующей литературе:
ПластининаП.И. Компрессоростроение(учебное пособие) М.:Изд-во МВТУ1987, 42с.
Исходныеданные:
сжимаемыйгаз — газообразная двуокись углерода до 80%;
нефтянойгаз до 20%.
Составгаза на входе в компрессор (%мол) расчетный:
Таблица11.1Наименование 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
Плотностьгаза при °С и 760 мм. рт. ст. (расчетная) — 1,75 кг/м3 Относительнаявлажность газа при нормальных условиях до 100%.
Производительность,приведенная
к начальнымусловиям, м3/с (м3/мин)             0,066 -0,003(4 + 0,03)
Давлениеначальное, номинальное, МПа (кгс/см2) 0,098-0117(1,00-1,2)
Давлениеконечное, номинальное,
МПа(кгс/см2)                              0,588 (6,0)
Температурагаза начальная,°С от+5 до +15
Температурагаза конечная
°С, неболее                                                                            110
Мощность,потребляемая компрессором,
кВт 24+1,2
Частотавращения ведущего ротора,
об/мин                                                                                    5446
Потехническому заданию за основу принят выпускаемый серийно Читинскиммашиностроительным заводом компрессор ГВ 4/6 У2 с частичными доработками:
использованасимметричный профиль;
межцентровоерасстояние выбирается с учетом серийных литых корпусных деталей.
Теплофизическиепоказатели смеси рассчитаны по разработанным в СКБК программам А 001 и BFRG
Параметрыкомпрессора рассчитаны для 2-го состава газа (больший % С02),температуры всасывания 288 К (15°С).
Газоваяпостоянная смеси
 
R= 200,74 />
Давлениегаза у патрубка всасывания компрессора
 
Pвс=P-∆Pвс= 0,1 — 0,00196 = 0,09804 МПа
где:
/> - принятые потери давления натракте всасывания.
Давление газа нанагнетании у патрубка компрессора

/>= 0,6 ± 0,03922 = 0,63922 МПа
где:
∆РН =0,03922 МПа -потери давления на тракте нагнетания.
Степень повышениядавления:
/>
Теоретическаяпроизводительность компрессора
/>
где:
Wo = 848*10-6 м3- полезный объем парной полости
n1 = 90,7 1/с (5446 об/мин) — частота вращения ведущегоротор
z1 = 5 — число зубьез ведущего ротора.
Объемнаяпроизводительность на всасывании:
/>, где
ηV= 0,845 — коэффициент подачи, принятпо результатам испытаний ГВ 4/6
Изотермическаямощность компрессора
/>

Мощность, необходимая на сжатие газа в компрессоре
/>
где ηиз= 0,5 — изотермический к.п.д., принят по результатам испытаний ГВ 4/6.
Удельныйвес газа на всасывании
/>
Весовой расходгаза
/>
Удельныйвес газа на нагнетании
/>
где ТНК=363 К (90°С) — температура нагнетания, принятая по предварительнымрасчетам.
Объемныйрасход газа на нагнетании
/>
11.2Расчет количества масла, необходимого для охлаждения сжимаемого газа
Для охлаждения газа в процессе сжатия впрыскиваетсямасло КП-8с по ТУ 33-401512-85
Весовойрасход маслаопределяем из уравнения теплового баланса:
/>
где GM — весовой расход масла;
CPM— теплоемкостьмасла при среднейтемпературе;
∆t— разность температур масла на входе в компрессор и навыходе из компрессора;
СРГ — теплоемкость газа;
∆tГ— разность температур газа на всасывании и нагнетании.
Расчетведем для различных температур масла на входе от
50°С до 80°С                                                                                                
∆tМ =tM- tMBC= 90-50 = 40°С.
/>
при /> />
/> ∆tГ= tH — tBC =90-15=75oC
/>

/>
Расход масла на охлаждениегаза в зависимости от температуры масла на входе для компрессора ГВ 4/6
Рис.5
Весовой расход масла
/>
Объёмныйрасход масла
/>сла
tM
o C
∆t
o C
tCP
γM 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)
Расходмасла на охлаждение газа компрессора в зависимости от температуры масла(см.рис. 5)
11.3Динамический расчет
Расчетпроизведен 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 расчеткомпрессора (учебное пособие). М.: Изд-во МВТУ, 1980. 46 с.
На опорыкомпрессора действуют осевые и радиальные силы, крутящие и изгибающие моменты,силы от зацепления шестерен мультипликатора.
Радиальныесилы возникают вследствие различного давления на отдельные участки поверхности,они являются основными силами, определяющими реакции на опорных подшипниках,радиальные силы направлены перпендикулярно осям винтов.
Копределению газовых сил
Длярасчета газовых сил необходимо определить изменение давления в компрессоре взависимости от угла поворота ведущего ротора.
Давлениев полости
/>
где PBCK =0,1 МПа (1 кгс/см2 ) — давление на всасывании в компрессор
 εГ= 5
/>
— среднее значение показателя «политропы» т2
Таблица11.2
Значениеизменения давленияпо полостям в зависимости от угла поворота ведущегоротора (см. рис.6).
εГ
φ1сж (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 изменениядавления по полостям винтов в зависимости от угла поворота ведущего ротора
Копределению реакций на опорах
Момент,передаваемый редуктором:
/>

Окружноеусилие на шестерне редуктора
/>
Радиальноеусилие на шестерне редуктора
/>
Угол наклоназубьевна. делительной окружности
/>
Уголзацепления в нормальном сечении колеса />
/>
Рис.7 Силы, действующиена колесе
Осевоеусилие
 
/>

Силы взацеплении редуктора, действующие на ведущий ротор компрессора по плоскостям.
Пл. XOZ
/>
/>
Пл. YOZ
/>
/>
/>
Рис.8 Ведущийротор: проекция на пл. XOZ
/> />
/> />
/>
/>
=389,4 Н
/>

/>
Рис. 9 Ведущийротор: п роекция на пл. YOZ
/> /> 
/> />
 />
 />
/>
/>
суммарнаягазовая сила, действующая на ведущий винт
/>
Уголмежду действием силы Q1 ивертикальной пл. YOZ
/>
Результирующаяреакция на опорном подшипнике стороны:
Всасывания
/>
нагнетания
/>
Уголмежду направлением реакции и вертикалью на опорном подшипнике сторонывсасывания
/>
Нагнетания
/>
11.4Расчет торцового уплотнения
Расчетпроизведен по следующей литературе:
1.Максимов B.A. и др. Расчет опорных подшипников с самоустанавливающимисяподушками высокоскоростных, турбомашин. -энергомашиностроение, 1979, №2, с. 15-19.
2. СТЛ 0502-238-64. Уплотнения торцовые.Типы основные параметры и размеры. Стандарт предприятия.
Вкачестве концевого уплотнения применено торцовое уплотнение аналогичноеуплотнению типоразмера УТГ-57 в соответствии с СТО 0302-238-84, Отличие заключаетсяв том, что вместо расходного кольца вданной конструкции установленаманжета.
Расчетуплотнения сводится к подбору диаметра жиклера на входе и определению расходамасла через уплотнение.
/>
Рис. 10 Расчетная схема
данные:
РВС=4*105Па — давление уплотняемого газа
(сторонавсасывания)
РМ=19,5*105Па — давление подачи масла
Pa=1,033*105 Па — давление атмосферы
n =3000 об/мин — частота вращения ротора
tn=80оС     — температура подачи масла
Маркамасла: Тп-22С; БЗ-В
Порядокрасчета:
Расчетведем для масла Тп-22С.
1.        Примем перепаддавления масла на манжете равным
∆Рм= 1*103 Па, тогда:
Р'м=Рвс+∆Р'м = 4*105+1*105= 5*105Па-давление масла в камере уплотнения (после жиклера)
2.Потеримощности на трение для уплотнения типа УТГ-57, согласно [2], при n = 3000 об/мин не превышает I кВт.
С учетомрекомендаций [1] по удельному расходу смазки для отвода тепла минимальноеколичество масла составляет:
/>
Примем Q— 2 л/мин
3.        Определимгеометрические размеры жиклера d0и D
(cм.рис.2), где D — диаметр подводящего трубопровода
Диаметр жиклера:
/> 
где:
Сd=0,6 — коэффициент расхода диафрагмы
∆Рж= Рм — Р'м — перепад давлений на жиклере
∆Рж=(I9,5- 5) *105 = 14,5*105Па
ρ=851 кг/м3 — плотность масла при температуре tп
/>
Принимаемdо= 1,5 мм и определим пропускную способность
жиклера
/>
11.5Расчет подшипников на долговечность
Расчетпроизведен по следующей литературе:
1.Максимов B.A. и др. Расчет опорных подшипников с самоустанавливающимисяподушками 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 долговечностиподшипников проведем по выбранной схеме
компрессора
/>
Рис. 11 Схема компрессора
Дляразгрузки осевой, силы на ведущем роторе установлен разгрузочный механизм
Долговечностьподшипника в часах определяется по формуле:
/>
где: n – частота вращения подшипника,об/мин;
С –динамическая грузоподъемность, Н;
Р –эквивалентная динамическая нагрузка, Н;
r – степеннойпоказатель, для шариковых подшипников
r = 3, дляроликовых r =10/3
/>
где: F2 и Fa– соответственно радиальные и осевыенагрузки;
V – коэффициентвращения колец относительно вектора нагрузки и равен 1,0;
kT–коэффициент учитывающий слияние температуры, принимаем равным 1,0;
kб – динамический коэффициент, в нашемслучае принимаем равным 1,0;
X и Y – соответственно коэффициентырадиальной и осевой нагрузок.
Дляроликовых подшипников при угле контакта α= 0°,Fa =0 и X = 1.
Дляупорных шарикоподшипников 46307 принимаем У = 0,87, a X = 0, так как подшипник воспринимает только осевую нагрузку.
Динамическаягрузоподъемность подшипников равна:
для 32508                         С = 5610 кгс=55 кН
для46307               С= 4260 кгс=42 кН
Реакциии силы, действующие на подшипники приведены в табл.11.5.1
Таблица11.5.1 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 сучетом разгрузки.
Расчетныересурсы в часах приведены в табл. 11.5.2
Таблица11.5.2Режим 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
Порезультатам расчета наименьший расчетный ресурс при постоянной работе наисходных режимах у роликоподшипника № I. Решение о его замене при среднем ремонте, после 10000 часов работы,можно принять после анализа его состояния.

Выводы и предложения
 
Спроектированнаяустановка винтового компрессора ГВ 4/6 выдала следующие преимущества переддругими решениями:
Уменьшениезатрат на перекачку газа.
Регулируемыйэлектропривод (число оборотов в зависимости от количества газа на приеме).
Уменьшениезатрат на ремонт и обслуживание.
Практическивдвое увеличился срок службы подшипников.
Компрессорустанавливается на маслоотделителе. Делая установку в целом мобильной и легкотранспортируемой.
Нетребуется массивный фундамент.
Наличиемультипликатора, позволяет уменьшить диаметры цилиндров, что приводит кснижению металлоемкости.
Таким образом, даннуюустановку целесообразно применят в производстве с малыми объемамиперекачиваемого газа.