Приведенные характеристики нагнетателя 235 24 1. Текст научной работы на тему «Характеристики совместимости энергоэффективных центробежных нагнетателей газа»

Казанский национально исследовательский университет им С.М. Кирова
Механический факультет
Кафедра КТУ
Дипломный проект: "Модернизация нагнетателя ЦН-235-21-1"
Казань 2013

Выпускная квалификационная работа (ВКР) представлена в виде поясни-тельной записки и графического материала. Пояснительная записка выполнена на 139 страницах текста, включает 30 рисунков, 26 таблиц, список литературы, приложение. Графическая часть выполнена на 12 листах формата А1.

Основными вопросами, рассмотренными в данной работе, являются:
Модернизация центробежного нагнетателя 235-21-1 ГПА-10-01, замена масляных торцевых уплотнений на сухие газодинамические и замена опорных вкладышей на опорные подшипники с самоустанавливающими вкладышами.

Выполнены газодинамический и прочностные расчёты. Рассмотрены вопросы экономического обоснования проекта, вопросы автоматического регулирования и защиты. Также в работе полно рассмотрены вопросы охраны труда и защиты окружающей среды.

Технические характеристики Нагнетатель НЦ235-21-1
1.Состав газа по ГОСТ 23194-83
2.Начальное давление, МПа 5,17
3.Конечное давление, МПа 7,45
4.Начальная температура, К 288
5.Конечная температура, К 318,74
6.Производительность, м /мин 248,4
7.Внутренняя мощность, кВТ 9834
8.Частота вращения, об/мин 4800

В выпускной квалификационной работе произведена модернизация центробежного нагнетателя. Были выполнены расчеты основных узлов и деталей:
1 Термогазодинамический расчет;
2 Расчет осевого усилия;
3 Расчет, критических частот ротора;
4 Расчет на прочность дисков рабочих колес;
5 Расчет торцевого уплотнения вала;
6 Расчет упорного подшипника;

Целью модернизации было, замена масляных торцевых уплотнений на сухие газодинамические и замена опорных вкладышей на опорные подшипники с самоустанавливающими колодками. Применение сухих газодинамических уплотнений позволило устранить сложную не надежную пожароопасную систему гидравлических уплотнений, существенно снизить потери мощности на трение, исключить загрязнение газа маслом, предотвратить потерю масла, которое уносилось раньше вместе с газом.
Подшипники с самоустанавливающими колодками, которые установлены вместо цилиндрических, являются виброустойчивыми и гарантируют надежную работу нагнетателя.
Проработаны разделы: экономики, автоматизации, БЖД, технологии.

Состав: Пояснительная записка. Графическая часть: ЦК 905.00.00.000 СБ – Нагнетатель НЦ 235-21-1 (А1х3); ЦК 905.12.00.000 СБ – Ротор (А2х5); ЦК 905.12.02.000 СБ – Колесо рабочее 2 ступени (А2х5); ЦК 905.10.00.000 СБ – Уплотнение торцевое (А1); ЦК 905.13.00.000 СБ – Опорный подшипник (А1) ЦК 905.12.02.000 – Мех. обработка вала для установки СГУ (А2); ЦК 905.20.00.001 – Уплотнение лабиринтное (А2); Схем: ЦК 810.00.00.000 А1 – Схема автоматизации функциональная (А1); ЦК 810.00.00.000 ТС – Технологическая схема (А1);

Софт: КОМПАС-3D v9

Предназначен для
сжатия и
транспортировки
природного газа по
магистральному
газопроводу. Работа
возможна по схеме
одного нагнетателя
или параллельно
нескольких
одинаковых
нагнетателей.

Центробежный нагнетатель Н-235-21-1

Центробежный нагнетатель Н-235-21-1

Характеристики ЦБН

В состав ЦБН входят:

Работа ЦБН.

Гидроаккумулятор

Нагнетателями природного газа принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющих специальных устройств для охлаждения газа в процессе его компримирования. Все нагнетатели природного газа условно делятся на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) и полнонапорные .

Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе на уровне 1,25-1,27 используются при, так называемой, последовательной схеме компримирования газа на компрессорной станции, когда сжатие газа на станции осуществляется последовательно в двух агрегатах; вторые – полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при параллельной работе установленных на станции агрегатах (т. е. коллекторной схеме обвязки компрессорной станции).

Геометрические размеры нагнетателя определяются его объемной подачей. Применительно к газопроводу различают объемную Q, м 3 /мин., массовую G, кг/ч. и коммерческую подачу газа Q к, млн. нм 3 /сут. Перевод одних величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z, pv = zRT. При использовании массовой подачи газа G кг также используется уравнение Клапейрона-Менделеева с использованием поправки на сжимаемость газа z, pQ = GzRT, где Q – объемная подача газа, G – массовая подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка.

Коммерческая подача газа Q к определяется по параметрам его состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям (t = 20 0 C ; p = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных» условий: р 0 v 0 = RT 0 ; Q k = G/r 0 ; r 0 = p 0 /RT 0 .

При рассмотрении особенностей конструктивного устройства двух и более ступенчатых центробежных нагнетателей различают две их существенно различных ступени: промежуточную и концевую (Рис. 7.1). Промежуточной ступенью (Рис. 7.1,а) называется сочетание рабочего колеса, диффузора и обратного направляющего аппарата, используемого только в двух или многоступенчатых нагнетателях для создания равномерности потока газа на входе в последующую ступень после выхода из предыдущей; концевой ступенью (Рис. 7.1,б) - сочетание рабочего колеса, диффузора и нагнетательной камеры или улитки. Диффузор вместе с нагнетательной камерой часто называют выходным устройством.

Рис. 7.1 Схема ступени центробежного нагнетателя

а – промежуточная ступень, б – концевая: 1 – рабочее колесо, 2 – диффузор,

3 – обратный направляющий аппарат, 4 – сборная камера.

Рабочее колесо в центробежном нагнетателе – наиболее важный элемент конструкции, где механическая работа силовой турбины ГТУ преобразуется в энергию потока природного газа с повышением его давления. В ряде случаев рабочие колеса изготовляют с лопатками, выфрезерованными из тела основного диска колеса, либо приваривают к основному диску; покрывающий диск крепят с помощью заклепок или сварки.

Диффузор – наиболее важная часть выходного устройства, где кинетическая энергия газового потока после рабочего колеса преобразуется в потенциальную энергию давления. Одновременно диффузор обеспечивает относительную равномерность потока по величине и направлению скорости, снижая в определенной степени закрутку потока после выхода его из рабочего колеса.

На газопроводах страны в настоящее время используются нагнетатели газа, изготовленные разными заводами и различными компаниями, в том числе и зарубежными: Невским машиностроительным заводом (НЗЛ), Свердловским турбомоторным заводом (ТМЗ), Сумским машиностроительным производственным объединением (МПО), Уральскими и Пермскими ОАО, зурубежными фирмами: Купер – Бессемер, Нуово – Пиньони и др.

Одним из первых нагнетателей с классической формой газа на входе был нагнетатель типа 280, разработанный заводом НЗЛ с приводом от электродвигателя типа СТД – 4000 через повышающий редуктор, от газотурбинной установки ГТ – 700 -5 мощностью 4000 кВт с номинальной частотой ротора 7950 об/мин. (Рис. 7.2). Такие нагнетатели могли работать с роторами диаметром 564, 590, 600 и 620 мм различных модификаций в зависимости от подачи и степени сжатия КС.

Нагнетатель состоит из корпуса 1, корпуса подшипников 11, ротора 111, всасывающего и нагнетательного патрубков. Корпус нагнетателя представляет собой стальную улитку, сваренную из двух половин с одним вертикальным разъемом. Ротор нагнетателя состоит из вала 2, на конец которого на шпонке насажено рабочее колесо1. На резьбовой конец вала навинчивается гайка-обтекатель 9. Корпус подшипника нагнетателя разделяется перегородкой 7 на две полости – загазованного и чистого масла. Каждая полость имеет свой патрубок для его слива. Упорный диск 4, расположенный ближе к рабочему колесу, имеет кольцевые выступы для уплотнения перегородки 7. Внутри корпуса подшипника установлено реле осевого сдвига ротора 5 для подачи импульса на остановку агрегата при аварийном сдвиге ротора. На крышке корпуса подшипника 6 установлены термометры сопротивления 3, подававшие импульсы на остановку агрегата при аварийном повышении температуры вкладышей или упорных колодок подшипника. Ротор нагнетателя усиановлен на опорный 8 и опорно-упорный 6 подшипники скальжения.

Рис. 7.2 Центробежный нагнетатель 280 – 11 – 1 (2).

Широкое распространение на газопроводах получили нагнетатели НЗЛ типов 370 и 520 с приводом соответственно от газотурбинных установок ГТ- -750- 6 мощностью 6000 кВт и ГТК-10-2 мощностью 10000 кВт уже с тангенциальным подводом газа.

Общий вид нагнетателя 520-11-1 приведен на Рис. 7.3. Корпус нагнетателя имеет вертикальный разъем, тангенциальные соосные входные и выходные патрубки.

Рис. 7.3 Неполнонапорный одноступенчатый центробежный нагнетатель 520-11-1.

Нагнетатель состоит из сварно-литого корпуса 4 бочкообразной формы. В корпусе нагнетателя установлена улитка 5 и закреплен с помощью болтового соединения диффузор 2 с цельнофрезерованными лопатками. Улитка 5 прижимается крышкой 6 корпуса нагнетателя. В верхней части корпуса нагнетателя на специальной площадке сварной конструкции установлен аккумулятор масла 1.

Нагнетатель снабжен независимой масляной системой уплотнения, позволяющей значительно снизить количество загазованного масла. Ротор нагнетателя образует единый сварочный узел, который, имея горизонтальный разъем, позволяет относительно легко проверять правильность взаимного расположения деталей.

На НЗЛ впоследствии были разработаны и полнонапорные двухступенчатые нагнетатели типов 235-21 и 650-21 для агрегатов ГТК-10 мощностью 10 мВт и ГНТ-25 мощностью 25 мВт.

Двухступенчатый нагнетатель НЗЛ типа 650-21 приведен на Рис. 7. 4.

Рис. 7.4 Двуступенчатый центробежный нагнетатель НЗЛ типа 650-21.

1-полумуфта, 2- рабочее колесо, 3-лопаточный диффузор, 4- корпус, 5-сборная

камера, 6- крышка, 7- думмис, 8- пакет ротора, 9- гребень упорного подшипника.

Нагнетатель 650-21 имеет литой корпус 4, изготовленный низколегированной стали, с тангенциальными соосно-расположенными входными и выходными патрубками. Корпус имеет один вертикальный разъем. Проточная часть нагнетателя вместе с ротором образует как бы единый сборный узел, допускающий возможность его замены в целом в условиях эксплуатации. Рабочие колеса 2 первой и второй ступеней сжатия несколько различаются между собой по ширине, в остальном их геометрия одинакова. Лопаточные диффузоры 3 и обратные направляющие аппараты – сварной конструкции. За диффузором второй ступени расположена сборная камера 5. Мощность от силовой турбины передается ротору нагнетателя с зубчатых

муфт 1 с бочкообразным зубом. Компенсация осевого усилия осуществляется думмисом 7. В сварной опорной раме располагается поплавковая камера, пусковой насос уплотнения, маслопроводы и т.п.

Первым нагнетателем Свердловского турбомоторного завода (ТМЗ) был нагнетатель Н-300-1,23 для газотурбинной установки ГТ-6-750 мощностью 6000 кВт. На базе нагнетателя Н-300-1,23 была разработана и выпущена серия нагнетателей на давления 5,5 и 7,5 МПа. Несколько модификаций линейных и дожимных нагнетателей мощностью 16 МВт было выпущено заводом для агрегата ГТН-16 на давление 7,5 МПа со степенью сжатия 1,45-1,50.

В настоящее время на газопроводах страны эксплуатируются нагнетатели различных типов, в том числе и зарубежного производства. Характеристики некоторых типов центробежных нагнетателей приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1.

Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта газов.

7.2. Характеристики центробежных нанетателей.

Каждый тип нагнетателя определяется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателя принято понимать зависимость степени сжатия e, политропического КПД (h пол.) и удельной приведенной мощности (N i /r в) пр. от приведенного объемного расхода газа Q пр. Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной R пр. , коэффициента сжимаемости z пр. , показателя политропы, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Т в в заданном диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения вала нагнетателя (n/n 0) пр.

Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на Рис. 7.5. Характеристики других типов нагнетателей имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.

В последние годы характеристики центробежных нагнетателей, представленные в форме Рис. 7.5 стали перестраивать в форме единой зависимости F (Q), Рис. 7.6. В этом случае на графике в точке пересечения координат - степень сжатия () и объемная подача газа (Q, м 3 /мин.) одновременно фиксируются численные значения приведенного политропического КПД нагнетателя (), его приведенные обороты () и приведенная внутренняя мощность на валу нагнетателя ().

Расчетные соотношения (7.1-7.4) для вычисления параметров газа по первой форме представления характеристики нагнетателя естественно справедливы и для второй формы отражения его параметров.

Пользуются характеристиками нагнетателей следующим образом. Зная фактические значения величин R, z, T B , n для данных условий, по соотношению 7.1 определяют приведенную относительную частоту вращения нагнетателя (n/n 0)пр. По известной степени сжатия с использованием характеристики нагнетателя (Рис. 7.1) находят объемный расход газа Q 0 , а по соотношению 7,2 определяется приведенный объемный расход газа Q пр. . По соответствующим кривым характеристики нагнетателя (Рис. 7.5) определяется политропический КПД h пол. и приведенная внутренняя мощность нагнетателя (N i /r B)пр. :

(7.1)

Q пр. = Q 0 (7.2)

где n 0 и n – соответственно номинальная и текущая частота вращения силового вала; Q пр. – приведенная объемная производительность нагнетателя.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется соотношением:

N i = (7.3)

В соотношениях 7.1- 7.3 индексом «0» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» – отмечены параметры газа на входе в нагнетатель. Плотность газа на входе в нагнетатель r в, кг/м 3 определяется по соотношению:

где р в, Т В – соответственно абсолютное давление газа на входе в нагнетатель (р в, МПа) и абсолютная температура газа на линии всасывания, К.

Эффективная (фактическая) мощность на муфте силовой турбины, кВт; N e = N i + N мех. , где N мех. – механические потери; для газотурбинного привода N мех. = 100 кВт.

Расчетный рабочий расход газа Q пр. для нагнетателей должен быть примерно на 10-12% больше крайних левых значений расхода на его характеристике, соответствующего условиям начала срыва потока газа по нагнетателю (зоне помпажа). На Рис. 7.5 этому режиму соответствует подача газа на уровне примерно 360 м 3 /мин.

Рис. 7.5. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1

при Т пр. = 288 К; z пр. =0,9; R пр. = 490 Дж/(кгК).

Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу определять характеристики работающих агрегатов и выбирать наилучший режим их работы в зависимости от конкретных условий.

К сожалению характеристики, представленные на Рис 7.5. и Рис. 7.6 в эксплуатационных условиях не всегда являются достаточно надежными. Характеристики одного и того же типа нагнетателя не всегда идентичны друг другу. Кроме того, в эксплуатационных условиях в силу определенного износа проточной части нагнетателя эти характеристики в той или иной степени сдвигаются одна относительно другой. В наибольшей степени, как показывает опыт эксплуатации, сдвигается характеристика зависимости КПД нагнетателя от приведенного расхода газа, что естественно вызывает и определенные неточности при проведении расчетов.

В этом случае в ряде случаев целесообразно использовать расчетные характеристики, производные от паспортных, например, для определения политропического КПД нагнетателя.

При определении этих расчетных характеристик необходимо принимать во внимание, что функции состояния природного газа, в частности, энтальпия, в отличии от идеального газа, определяются в зависимости от двух параметров, например температуры и давления: h = f (P,T).

Тогда, полный дифференциал этой функции h есть сумма частных производных, т.е.:

dh = (а)

Рассматривая выражение (а) при h = idem, необходимо знаки полных дифференциалов dP и dT заменить на знаки частных производных

(в)

откуда непосредственно следует:

(г)

(д)

где с р – истинная теплоемкость газа при постоянном давлении, определяемая как частная производная энтальпии по температуре; D h - коэффициент Джоуля-Томсона в изоэнтальпийном процессе, характеризующая изменение температуры по давлению, К/Па.

С учетом соотношения (а) интегральное значение изменения энтальпии (удельной работы сжатия) будет определяться соотношением:

Приведенная разность энтальпии газа (или реальная приведенная удельная работа нагнетателя):

(7.5а)

Приведенная удельная потенциальная работа (удельная работа обратимого процесса сжатия):

Из сопоставления уравнений (7.5) и (7.6) определяется политропический КПД нагнетателя в реальных условиях его работы:

где соответственно перепад температуры и давления газа по нагнетателю; с pm – теплоемкость природного газа; D h – коэффициент Джоуля-Томсона, К/Па.

Принимая во внимание, что основным компонентом природного газа является метан, процентное содержание которого находится на уровне в 90-94%, в инженерных расчетах определение теплоемкости газа и коэффициента Джоуля-Томсона без большой погрешности можно определять по характеристике метана (Рис. 7,7; 7.8).

Рис. 7.7 Зависимость теплоемкости (с р) метана от давления и температуры газа.

Рис. 7.8 Зависимость коэффициента Джоудя-Томсона от давления

и температуры газа.

Следует заметить, что для центробежных нагнетателей газа, как и для осевых компрессоров, присуще такое же явление, как помпаж.

Помпаж центробежного нагнетателя сопровождается теми же внешними признаками, что и помпаж осевого компрессора: хлопки, сильная вибрация нагнетателя, периодические толчки, колебания частоты вращения и температуры газов ГТУ и т.д.

Причинами возникновения помпажа в нагнетателе являются: колебания давления в газопроводе, неправильная или несвоевременная перестановка кранов в трубной обвязке нагнетателя, снижение частоты вращения нагнетателя ниже допустимой, попадание посторонних предметов на защитную решетку нагнетателя и ее обледенение и т. д.

В настоящее время существует достаточно много противопомпажных автоматических систем, позволяющих не допустить попадание нагнетателя в зону помпажа и сигнализирующих о приближении рабочей точки к границе помпажа. Наиболее распространенные системы основаны на сопоставлении величины расхода газа с создаваемым нагнетателем напором с последующим воздействием на перепускной кран. Специальный регулятор, рассчитывая расстояние рабочей точки от границы помпажа, воздействует на перепускной клапан и перепускает часть газа с выхода нагнетателя на вход, чем и осуществляется устойчивость режима работы нагнетателя .

Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения по помпажу приведена на Рис. 7.9. Данная система антимопажной защиты обеспечивает положение рабочей точки нагнетателя в правой зоне от линии границы помпажа (Рис. 7.9, линия 111). Это достигается открытием перепускного (антипомпажного) крана на величину, необходимую для поддержания минимального расхода. Точка на характеристике нагнетателя, соответствующая открытию клапана, является линией контроля помпажа (Рис. 7.9, линия 1). Расстояние между линией контроля и линией границы помпажа определяет предел безопасности или зону контроля помпажа (заштрихованная площадь). Открытие перепускного клапана увеличивается по мере перехода рабочей точки в зону контроля помпажа. Зона контроля помпажа имеет две области регулирования: область регулирования между линиями 1 и 11 соответствует малым возмущениям потока газа; область регулирования между линиями 11 и 111 соответствует большим возмущениям потока газа.

Рис. 7.9 Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения

по помажу.

Q – Объемный расход газа; относительный напор; 1 – нормальный режим работы нагнетателя; 1 1 - режим работы нагнетателя после открытия перепускного клапана; 1 11 - режим полного открытия перепускного крана; 1 111 – режим работы нагнетателя с малыми возмущениями;

1 – линия контроля помпажа; 11 – линия ограничения больших возмущений; 111 – линия границы помпажа; 1U – линия ограничения числа хлопков.

7.3. Политропический КПД нагнетателя.

При рассмотрении основ термодинамического расчета циклов ГТУ и определение характера изменения их КПД и удельной работы в функции соотношения давлений сжатия по осевому компрессору () нельзя считать, строго говоря, принятые для расчета относительные значения КПД осевого компрессора и газовой турбины вполне реальными для широкого диапазона значений (), так как в действительности значения () также изменяются в зависимости от (). Так, в случае осевого компрессора, КПД его проточной части получается ниже КПД его отдельной ступени, а КПД многоступенчатой турбины – выше КПД одной ступени.

Увеличенный перепад температуры в ступени компрессора (по сравнению с адиабатическим перепадом) вызывает в следующей ступени при неизменной степени повышения давления более значительное повышение температуры, чем то, которое потребовалось бы для осуществления всего процесса сжатия с КПД, равным КПД отдельной ступени; и, наоборот, если во второй ступени имеет место такое же повышение температуры, как в первой ступени, то общая степень повышения давления будет ниже того значения, которое можно было бы получить в одной ступени с таким же КПД. В ступени турбины, напротив, возвращенное тепло может быть использовано в следующей ступени, так что сумма изоэнтропийных теплоперепадов превышает общий изоэнтропийный теплоперепад. Поэтому общий изоэнтропийный КПД проточной части турбины выше КПД отдельной ступени.

Влияние возвращенного тепла возрастает с увеличением числа ступеней компрессора или турбины и проявляется в расхождении изобар в диаграмме T - S.

Если с другой стороны, считать в компрессоре неизменной общую степень повышения давления и определять КПД по полной степени повышения давления от входного до выходного фланцев, то в этом случае уменьшение числа ступеней будет вызывать снижение КПД из-за увеличения относительного влияния потерь в патрубках.

По литропический КПД можно рассматривать как КПД бесконечно малой ступени сжатия или расширения; следовательно, общий КПД, основанный на этом представлении, не зависит от числа ступеней действительной машины, а зависит только соотношения давлений сжатия (). Поэтому политропический КПД часто используется для оценки совершенства процесса сжатия в центробежных нагнетателях.

Диаграммы Рис. 7. 10 а и б поясняют определение политропического КПД, (). Бесконечно малому изменению давления (dp) соответствует адиабатическое (dT 1) и действительное (dT) изменение температуры.

Связь между политропическим и общим адиабатическим КПД процесса вытекает из сопоставления уравнений (7.15) и (7.16).

Для политропического процесса в соответствии с уравнением (7.16) имеем:

(7.17)

В случае адиабатического процесса сжатия, имеем.

Нагнетатель СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31 предназначен для сжатия природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Степен сжатия - 1,45.сНагнетательсвсразрезесприведенсвсрисункес1.8. Нагнетатель состоит из цилиндра (корпуса) и пакета нагнетателя. Цилиндр нагнетателя выполнен из литой стали, не имеет горизонтального разъема, входной и выходной патрубки выполнены за одно целое с цилиндром и имеют приварныесфланцысДус680сдлясприсоединениясксгазопроводу. Пакет нагнетателя выполнен по схеме «пакет на крышке» состоит из ротора, диафрагмы всасывающей, средней части, нагнетательной части, лабиринтных уплотнений, торцевых уплотнений, и опорных подшипников, упорного вкладыша, вкладыша и винтового насоса. Нагнетательная часть выполнена из кованой стали и имеет упругую диафрагму для компенсации осевых температурных деформаций и создания усилий, сжимающих части пакета. Нагнетательная част является одновременномискрышкойсцилиндра. Средняя часть представляет собой стальной сварно-литой элемент, не имеющийсгоризонтальногосразъема. Центровка частей пакета производится при помощьи выступающих поясков на крайних частях пакета, выполненных с высокой точностью. Части пакета по вертикал ным разъемам связаны крепежными элементами. Все элементы, входящие в пакет, кроме подшипников не имеют горизонтальных разъемов, что дает возможность повысит точность изготовления посадочных поверхностей и снизить перетечки газа при работе нагнетателя. Утечкам газа препятствуют лабиринтные уплотнения. состоящие из обойм с начеканенными в них латунными гребнями. В нагнетателе применена система концевых уплотнений вала типовой конструкции, состоящая из торцевых уплотнений и опорных подшипников полного давления Осевые усилия, действующие на ротор нагнетателя, воспринимаются опорным подшипником с выравнивающим устройством для равномерного нагружения колодок подшипника. Ротор нагнетателя соединяется ссприводом нагнетателя посредством эластичной муфты, не требующей смазки. Во избежание попадания масла в полост, в которой вращается муфта, и для охлаждения последней, в кожух муфты подается воздух из системы обдува привода трансмиссии. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой(рисунок 1.9), которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимат Зависимость степени сжатия, политропического КПД () и мощности N от объемного расхода газа Q. Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной R З, показателя адиабаты k, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель T н в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения.

Рисунок 1.8 - Нагнетатель СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

1 - ротор; 2 - подшипники; 3 - торцевые уплотнения; 4 - лабиринтные уплотнения; 5 - диффузоры; 6 - обратный направляющий аппарат

Рисунок 1.9 - Газодинамические характеристики нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

Q-производительность объёмная; ?-отношение давлений; з-политропный КПД;

N-потребляемая мощность.

Начальные условия: Т н = 288° К; Р к = 7,45 МПа; R з = 454,6 Дж/кг·К; k=1,312;

Частота вращения ротора n, мин: 1-5565; 2-5300; 3-5000; 4-4600; 5-4200; 6-3700

Основные параметры нагнетателя 235-21-1 приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Основные параметры нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31