Наведені характеристики нагнітача 235 24 1. Текст наукової роботи на тему «Характеристики сумісності енергоефективних відцентрових нагнітачів газу»

Казанський національно дослідний університет ім С.М. Кірова
механічний факультет
Кафедра КТУ
Дипломний проект: "Модернізація нагнітача ЦН-235-21-1"
Казань 2013

Випускна кваліфікаційна робота (ВКР) представлена ​​у вигляді поясни-котельної записки і графічного матеріалу. Пояснювальна записка виконана на 139 сторінках тексту, включає 30 малюнків, 26 таблиць, список літератури, додаток. Графічна частина виконана на 12 аркушах формату А1.

Основними питаннями, розглянутими в даній роботі, є:
Модернізація відцентрового нагнітача 235-21-1 ГПА-10-01, заміна масляних торцевих ущільнень на сухі газодинамічні і заміна опорних вкладишів на опорні підшипники з Самоустановлювальні вкладишами.

Виконано газодинамический і розрахунки на міцність. Розглянуто питання економічного обгрунтування проекту, питання автоматичного регулювання та захисту. Також в роботі повно розглянуті питання охорони праці і захисту навколишнього середовища.

Технічні характеристики Нагнетатель НЦ235-21-1
1.Состав газу по ГОСТ 23194-83
2.Начальное тиск, МПа 5,17
3.Конечное тиск, МПа 7,45
4.Начальная температура, К 288
5.Конечная температура, К 318,74
6.Проізводітельность, м / хв 248,4
7.Внутренняя потужність, кВТ 9834
8.Частота обертання, об / хв 4800

У випускний кваліфікаційної роботі проведена модернізація відцентрового нагнітача. Були виконані розрахунки основних вузлів і деталей:
1 термогазодинамічних розрахунок;
2 Розрахунок осьового зусилля;
3 Розрахунок, критичних частот ротора;
4 Розрахунок на міцність дисків робочих коліс;
5 Розрахунок торцевого ущільнення валу;
6 Розрахунок наполегливої ​​підшипника;

Метою модернізації було, заміна масляних торцевих ущільнень на сухі газодинамічні і заміна опорних вкладишів на опорні підшипники з Самоустановлювальні колодками. Застосування сухих газодинамічних ущільнень дозволило усунути складну ненадійний пожежонебезпечну систему гідравлічних ущільнень, істотно знизити втрати потужності на тертя, виключити забруднення газу маслом, запобігти втраті масла, яке неслося раніше разом з газом.
Підшипники з Самоустановлювальні колодками, які встановлені замість циліндричних, є вібростійкі і гарантують надійну роботу нагнітача.
Опрацьовані розділи: економіки, автоматизації, БЖД, технології.

склад:Пояснювальна записка. Графічна частина: 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 робоче 2 ступені (А2х5); ЦК 905.10.00.000 СБ - Ущільнення торцеве (А1); ЦК 905.13.00.000 СБ - Опорний підшипник (А1) ЦК 905.12.02.000 - Мех. обробка вала для установки СГУ (А2); ЦК 905.20.00.001 - Ущільнення лабіринтове (А2); Схем: ЦК 810.00.00.000 А1 - Схема автоматизації функціональна (А1); ЦК 810.00.00.000 ТС - Технологічна схема (А1);

Софт:КОМПАС-3D v9

Призначений для
стиснення і
транспортування
природного газу по
магістральному
газопроводу. Робота
можлива за схемою
одного нагнітача
або паралельно
декількох
однакових
нагнітачів.

Відцентровий нагнітач Н-235-21-1

Відцентровий нагнітач Н-235-21-1

характеристики ЦБН

До складу ЦБН входять:

Робота ЦБН.

Гидроаккумулятор

Нагнітачами природного газу прийнято називати лопаточні компресорні машини з співвідношенням тиску стиснення понад 1,1 і які не мають спеціальних пристроїв для охолодження газу в процесі його компримування. Все нагнітачі природного газу умовно діляться на два класи: неполнонапорние (одноступінчаті) і полнонапорние.

Перші, що мають ступінь стиснення в одному нагнітачі на рівні 1,25-1,27 використовуються при, так званої, послідовної схемою компримування газу на компресорній станції, коли стиснення газу на станції здійснюється послідовно в двох агрегатах; другі - полнонапорние, що мають ступінь стиснення 1,45-1,51, використовуються при паралельній роботі встановлених на станції агрегатах (т. е. колекторної схемою обв'язки компресорної станції).

Геометричні розміри нагнітача визначаються його об'ємної подачею. Стосовно до газопроводу розрізняють об'ємну Q, м 3 / хв., Масову G, кг / год. і комерційну подачу газу Q до, млн. нм 3 / сут. Переклад одних величин в інші здійснюється з використанням рівняння Клапейрона з поправкою на стисливість газу z, pv = zRT. При використанні масової подачі газу G кг також використовується рівняння Клапейрона-Менделєєва з використанням поправки на стисливість газу z, pQ = GzRT, де Q - об'ємна подача газу, G - масова подача, яка характеризує кількість газу, що протікає в одиницю часу через перетин всмоктуючого патрубка.

Комерційна подача газу Q до визначається за параметрами його стану у всмоктуючому патрубку, наведеним до нормальних фізичних умов (t = 20 0 C; p = 0,101 МПа). Для визначення комерційної подачі використовується рівняння Клапейрона для «стандартних» умов: р 0 v 0 = RT 0; Q k = G / r 0; r 0 = p 0 / RT 0.

При розгляді особливостей конструктивного пристрою двох і більше східчастих відцентрових нагнітачів розрізняють дві їх істотно різних ступені: проміжну і кінцеву (Рис. 7.1). Проміжним ступенем (Рис. 7.1, а) називається поєднання робочого колеса, дифузора і зворотного направляючого апарату, використовуваного тільки в двох або багатоступеневих нагнітачах для створення рівномірності потоку газу на вході в наступний щабель після виходу з попередньої; кінцевий щаблем (Рис. 7.1, б) - поєднання робочого колеса, дифузора і нагнітальної камери або равлики. Дифузор разом з нагнітальної камерою часто називають вихідним пристроєм.

Мал. 7.1 Схема ступені відцентрового нагнітача

а - проміжна ступінь, б - кінцева: 1 - робоче колесо, 2 - дифузор,

3 - зворотний направляючий апарат, 4 - збірна камера.

Робоче колесо в відцентровому нагнітачі - найбільш важливий елемент конструкції, де механічна робота силової турбіни ГТУ перетворюється в енергію потоку природного газу з підвищенням його тиску. У ряді випадків робочі колеса виготовляють з лопатками, вифрезерувана з тіла основного диска колеса, або приварюють до основного диску; покриває диск кріплять за допомогою заклепок або зварювання.

Дифузор - найбільш важлива частина вихідного пристрою, де кінетична енергія газового потоку після робочого колеса перетвориться в потенційну енергію тиску. Одночасно дифузор забезпечує відносну рівномірність потоку по величині і напрямку швидкості, знижуючи певною мірою закрутку потоку після виходу його з робочого колеса.

На газопроводах країни в даний час використовуються нагнітачі газу, виготовлені різними заводами і різними компаніями, в тому числі і закордонними: Невським машинобудівним заводом (НЗЛ), ​​Свердловским турбомоторний заводом (ТМЗ), Сумським машинобудівним виробничим об'єднанням (МПО), Уральськими і Пермськими ВАТ, зурубежнимі фірмами: Купер - Бессемер, Нуово - Піньон і ін.

Одним з перших нагнітачів з класичною формою газу на вході був нагнітач типу 280, розроблений заводом НЗЛ з приводом від електродвигуна типу СТД - 4000 через підвищувальний редуктор, від газотурбінної установки ГТ - 700 -5 потужністю 4000 кВт з номінальною частотою ротора 7950 об / хв. (Рис. 7.2). Такі нагнітачі могли працювати з роторами діаметром 564, 590, 600 і 620 мм різних модифікацій в залежності від подачі і ступеня стиснення КС.

Нагнетатель складається з корпусу 1, корпуса підшипників 11, ротора 111, всмоктуючого і нагнітального патрубків. Корпус нагнітача являє собою сталеву равлика, зварену з двох половин з одним вертикальним роз'ємом. Ротор нагнітача складається з вала 2, на кінець якого на шпонке насаджено робоче колесо1. На різьбовий кінець валу нагвинчується гайка-обтічник 9. Корпус підшипника нагнітача розділяється перегородкою 7 на дві порожнини - загазованого і чистого масла. Кожна порожнину має свій патрубок для його зливу. Наполегливий диск 4, розташований ближче до робочого колеса, має кільцеві виступи для ущільнення перегородки 7. Усередині корпусу підшипника встановлено реле осьового зсуву ротора 5 для подачі імпульсу на зупинку агрегату при аварійному зсуві ротора. На кришці корпуса підшипника 6 встановлені термометри опору 3, які подавали імпульси на зупинку агрегату при аварійному підвищенні температури вкладишів або наполегливих колодок підшипника. Ротор нагнітача усіановлен на опорний 8 і опорно-завзятий 6 підшипники скальженія.

Мал. 7.2 Відцентровий нагнітач 280 - 11 - 1 (2).

Широке поширення на газопроводах отримали нагнітачі НЗЛ типів 370 і 520 з приводом відповідно від газотурбінних установок ГТ- -750- 6 потужністю 6000 кВт і ГТК-10-2 потужністю 10000 кВт вже з тангенціальним підведенням газу.

Загальний вигляд нагнітача 520-11-1 наведено на Рис. 7.3. Корпус нагнітача має вертикальний роз'єм, тангенціальні співвісні вхідні і вихідні патрубки.

Мал. 7.3 Неполнонапорний одноступінчатий відцентровий нагнітач 520-11-1.

Нагнетатель складається з зварювально-литого корпусу 4 бочкообразной форми. У корпусі нагнітача встановлена ​​равлик 5 і закріплений за допомогою болтового з'єднання дифузор 2 з цільнофрезерованної лопатками. Улітку 5 притискається кришкою 6 корпусу нагнітача. У верхній частині корпусу нагнітача на спеціальному майданчику звареної конструкції встановлений акумулятор масла 1.

Нагнетатель забезпечений незалежної масляною системою ущільнення, що дозволяє значно знизити кількість загазованого масла. Ротор нагнітача утворює єдиний зварювальний вузол, який, маючи горизонтальний роз'єм, дозволяє відносно легко перевіряти правильність взаємного розташування деталей.

На НЗЛ згодом були розроблені і полнонапорние двоступеневі нагнітачі типів 235-21 і 650-21 для агрегатів ГТК-10 потужністю 10 мВт і ГНТ-25 потужністю 25 мВт.

Двоступеневий нагнітач НЗЛ типу 650-21 наведено на Рис. 7. 4.

Мал. 7.4 двуступенчатой ​​відцентровий нагнітач НЗЛ типу 650-21.

1-полумуфта, 2 робоче колесо, 3-лопатковий дифузор, 4 корпус, 5-збірна

камера, 6 кришка, 7 думміс, 8- пакет ротора, 9 гребінь упорного підшипника.

Нагнетатель 650-21 має литий корпус 4, виготовлений низьколегованої сталі, з тангенціальними співвісно-розташованими вхідними та вихідними патрубками. Корпус має один вертикальний роз'єм. Проточна частина нагнітача разом з ротором утворює як би єдиний збірний вузол, що допускає можливість його заміни в цілому в умовах експлуатації. Робочі колеса 2 першого і другого ступенів стиснення кілька різняться між собою по ширині, в іншому їх геометрія однакова. Лопаток дифузори 3 і зворотні напрямні апарати - звареної конструкції. За дифузором другого ступеня розташована збірна камера 5. Потужність від силової турбіни передається ротору нагнітача з зубчастих

муфт 1 з бочкоподібним зубом. Компенсація осьового зусилля здійснюється думмісом 7. У зварений опорній рамі розташовується поплавкові камера, пусковий насос ущільнення, мастилопроводи і т.п.

Першим нагнітачем Свердловського турбомоторний заводу (ТМЗ) був нагнітач Н-300-1,23 для газотурбінної установки ГТ-6-750 потужністю 6000 кВт. На базі нагнітача Н-300-1,23 була розроблена і випущена серія нагнітачів на тиску 5,5 і 7,5 МПа. Кілька модифікацій лінійних і дожимні нагнітачів потужністю 16 МВт було випущено заводом для агрегату ГТН-16 на тиск 7,5 МПа зі ступенем стиснення 1,45-1,50.

В даний час на газопроводах країни експлуатуються нагнітачі різних типів, в тому числі і зарубіжного виробництва. Характеристики деяких типів відцентрових нагнітачів наведені в табл. 7.1.

Таблиця 7.1.

Характеристики відцентрових нагнітачів для транспорту газів.

7.2. Характеристики відцентрових нанетателей.

Кожен тип нагнітача визначається своєю характеристикою, яка будується при його натурних випробуваннях. Під характеристикою нагнітача прийнято розуміти залежність ступеня стиснення e, политропического ККД (h підлогу.) І питомої наведеної потужності (N i / r в) ін. Від наведеного об'ємної витрати газу Q пр. Будуються такі характеристики для заданого значення газової постійної R пр., коефіцієнта стисливості z пр., показника політропи, прийнятої розрахункової температури газу на вході в нагнітач Т в в заданому діапазоні зміни наведеної відносної частоти обертання валу нагнітача (n / n 0) пр.

Типова характеристика нагнітача типу 370-18-1 приведена на Рис. 7.5. Характеристики інших типів нагнітачів мають такий же вигляд, як для неполнонапорних, так і для полнонапорних нагнітачів.

В останні роки характеристики відцентрових нагнітачів, представлені у формі Рис. 7.5 стали перебудовувати в формі єдиної залежності F (Q), Рис. 7.6. У цьому випадку на графіку в точці перетину координат - ступінь стиснення () і об'ємна подача газу (Q, м 3 / хв.) Одночасно фіксуються чисельні значення наведеного политропического ККД нагнітача (), його наведені обертів () і наведена внутрішня потужність на валу нагнітача ().

Розрахункові співвідношення (7.1-7.4) для обчислення параметрів газу по першій формі уявлення характеристики нагнітача природно справедливі і для другої форми відображення його параметрів.

Користуються характеристиками нагнітачів наступним чином. Знаючи фактичні значення величин R, z, T B, n для даних умов, за співвідношенням 7.1 визначають приведену відносну частоту обертання нагнітача (n / n 0) пр. За певної міри стиснення з використанням характеристики нагнітача (Рис. 7.1) знаходять об'ємний витрата газу Q 0, а за співвідношенням 7,2 визначається наведений об'ємний витрата газу Q пр.. За відповідним кривим характеристики нагнітача (Рис. 7.5) визначається политропического ККД h підлогу. і наведена внутрішня потужність нагнітача (N i / r B) тощо. :

(7.1)

Q пр. = Q 0 (7.2)

де n 0 і n - відповідно номінальна і поточна частота обертання силового вала; Q пр. - приведена об'ємна продуктивність нагнітача.

Внутрішня потужність, споживана нагнітачем, визначається співвідношенням:

N i = (7.3)

У співвідношеннях 7.1 7.3 індексом «0» відзначений номінальний режим роботи нагнітача; індексом «в» - відзначені параметри газу на вході в нагнітач. Щільність газу на вході в нагнітач r в, кг / м 3 визначається за співвідношенням:

де р в, Т В - відповідно абсолютний тиск газу на вході в нагнітач (р в, МПа) і абсолютна температура газу на лінії всмоктування, К.

Ефективна (фактична) потужність на муфті силовий турбіни, кВт; N e = N i + N хутро. , Де N хутро. - механічні втрати; для газотурбінного приводу N хутро. = 100 кВт.

Розрахунковий робочий витрата газу Q пр. Для нагнітачів повинен бути приблизно на 10-12% більше крайніх лівих значень витрати на його характеристиці, що відповідає умовам початку зриву потоку газу по нагнітача (зоні помпажа). На Рис. 7.5 цього режиму відповідає подача газу на рівні приблизно 360 м 3 / хв.

Мал. 7.5. Наведені характеристики нагнітача 370-18-1

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

Наявність надійних наведених характеристик при експлуатації газотурбінного приводу дозволяє обслуговуючому персоналу визначати характеристики працюючих агрегатів і вибирати найкращий режим їх роботи в залежності від конкретних умов.

На жаль характеристики, представлені на Рис 7.5. і Рис. 7.6 в експлуатаційних умовах не завжди є достатньо надійними. Характеристики одного і того ж типу нагнітача не завжди ідентичні один одному. Крім того, в експлуатаційних умовах в силу певного зносу проточної частини нагнітача ці характеристики в тій чи іншій мірі зсуваються одна щодо іншої. Найбільшою мірою, як показує досвід експлуатації, зсувається характеристика залежності ККД нагнітача від наведеного витрати газу, що природно викликає і певні неточності при проведенні розрахунків.

В цьому випадку в ряді випадків доцільно використовувати розрахункові характеристики, похідні від паспортних, наприклад, для визначення политропического ККД нагнітача.

При визначенні цих розрахункових показників необхідно брати до уваги, що функції стану природного газу, зокрема, ентальпія, на відміну від ідеального газу, визначаються в залежності від двох параметрів, наприклад температури і тиску: h = f (P, T).

Тоді, повний диференціал цієї функції h є сума приватних похідних, тобто .:

dh = (А)

Розглядаючи вираз (а) при h = idem, необхідно знаки повних диференціалів dP і dT замінити на знаки приватних похідних

(В)

звідки безпосередньо випливає:

(Г)

(Д)

де з р - справжня теплоємність газу при постійному тиску, що визначається як приватна похідна ентальпії по температурі; D h - коефіцієнт Джоуля-Томсона в ізоентальпійном процесі, що характеризує зміну температури по тиску, К / Па.

З урахуванням співвідношення (а) інтегральне значення зміни ентальпії (питомої роботи стиснення) буде визначатися співвідношенням:

Наведена різниця ентальпії газу (або реальна приведена питома робота нагнітача):

(7.5а)

Наведена питома потенційна робота (питома робота оборотного процесу стиснення):

З зіставлення рівнянь (7.5) і (7.6) визначається политропического ККД нагнітача в реальних умовах його роботи:

де відповідно перепад температури і тиску газу по нагнітача; з pm - теплоємність природного газу; D h - коефіцієнт Джоуля-Томсона, К / Па.

Беручи до уваги, що основним компонентом природного газу є метан, процентний вміст якого знаходиться на рівні в 90-94%, в інженерних розрахунках визначення теплоємності газу і коефіцієнта Джоуля-Томсона без великої погрішності можна визначати за влучним висловом метану (Рис. 7,7; 7.8).

Мал. 7.7 Залежність теплоємності (з р) метану від тиску і температури газу.

Мал. 7.8 Залежність коефіцієнта Джоудов-Томсона від тиску

і температури газу.

Слід зауважити, що для відцентрових нагнітачів газу, як і для осьових компресорів, притаманне таке ж явище, як помпаж.

Помпаж відцентрового нагнітача супроводжується тими ж зовнішніми ознаками, що і помпаж осьового компресора: хлопки, сильна вібрація нагнітача, періодичні поштовхи, коливання частоти обертання і температури газів ГТУ і т.д.

Причинами виникнення помпажа в нагнітачі є: коливання тиску в газопроводі, неправильна або несвоєчасна перестановка кранів в трубної обв'язки нагнітача, зниження частоти обертання нагнітача нижче допустимої, потрапляння сторонніх предметів на захисну решітку нагнітача і її обмерзання і т. Д.

В даний час існує досить багато протипомпажного автоматичних систем, що дозволяють не допустити потрапляння нагнітача в зону помпажа і сигналізують про наближення робочої точки до кордону помпажа. Найбільш поширені системи засновані на зіставленні величини витрати газу зі створюваним нагнітачем напором з подальшим впливом на перепускний кран. Спеціальний регулятор, розраховуючи відстань робочої точки від кордону помпажа, впливає на перепускний клапан і перепускає частину газу з виходу нагнітача на вхід, ніж та здійснюється стійкість режиму роботи нагнітача.

Принципова характеристика нагнітача з лініями обмеження по помпажу приведена на Рис. 7.9. Дана система антімопажной захисту забезпечує положення робочої точки нагнітача в правій зоні від лінії кордону помпажа (Рис. 7.9, лінія 111). Це досягається відкриттям перепускного (антипомпажного) крана на величину, необхідну для підтримання мінімального витрати. Точка на характеристиці нагнітача, відповідна відкриття клапана, є лінією контролю помпажа (Рис. 7.9, лінія 1). Відстань між лінією контролю і лінією кордону помпажа визначає межу безпеки або зону контролю помпажа (заштрихована площа). Відкриття перепускного клапана збільшується в міру переходу робочої точки в зону контролю помпажа. Зона контролю помпажа має дві області регулювання: область регулювання між лініями 1 і 11 відповідає малих збурень потоку газу; область регулювання між лініями 11 і 111 відповідає великим обуренням потоку газу.

Мал. 7.9 Принципова характеристика нагнітача з лініями обмеження

по помажу.

Q - Об'ємна витрата газу; відносний напір; 1 - нормальний режим роботи нагнітача; 1 + 1 - режим роботи нагнітача після відкриття перепускного клапана; 1 11 - режим повного відкриття перепускного крана; 1 111 - режим роботи нагнітача з малими збуреннями;

1 - лінія контролю помпажа; 11 - лінія обмеження великих збурень; 111 - лінія кордону помпажа; 1U - лінія обмеження числа ударів.

7.3. Политропического ККД нагнітача.

При розгляді основ термодинамічної розрахунку циклів ГТУ та визначення характеру зміни їх ККД і питомої роботи в функції співвідношення тисків стиснення по осьового компресора () не можна вважати, строго кажучи, прийняті для розрахунку відносні значення ККД осьового компресора і газової турбіни цілком реальними для широкого діапазону значень ( ), так як в дійсності значення () також змінюються в залежності від (). Так, у разі осьового компресора, ККД його проточної частини виходить нижче ККД його окремому щаблі, а ККД багатоступінчастої турбіни - вище ККД одному щаблі.

Збільшений перепад температури в ступені компресора (в порівнянні з адіабатичним перепадом) викликає в наступному ступені при незмінній ступеня підвищення тиску більш значне підвищення температури, ніж те, яке було б потрібно для здійснення всього процесу стиснення з ККД, рівним ККД окремому щаблі; і, навпаки, якщо в другому ступені має місце таке ж підвищення температури, як в першого ступеня, то загальний рівень підвищення тиску буде нижче того значення, яке можна було б отримати в одному щаблі з таким же ККД. У ступені турбіни, навпаки, повернене тепло може бути використано в наступному ступені, так що сума ізоентропійним Теплоперепад перевищує загальний ізоентропійний теплоперепад. Тому загальний ізоентропійний ККД проточної частини турбіни вище ККД окремому щаблі.

Вплив повернутого тепла зростає зі збільшенням числа ступенів компресора або турбіни і проявляється в розбіжності изобар в діаграмі T - S.

Якщо з іншого боку, вважати в компресорі незмінною загальну ступінь підвищення тиску і визначати ККД по повній мірі підвищення тиску від вхідного до вихідного фланців, то в цьому випадку зменшення числа ступенів викликатиме зниження ККД із-за збільшення відносного впливу втрат в патрубках.

залітр опіческій ККДможна розглядати як ККД нескінченно малої ступені стиснення або розширення; отже, загальний ККД, заснований на цій виставі, не залежить від числа ступенів дійсної машини, а залежить тільки співвідношення тисків стиснення (). Тому политропического ККД часто використовується для оцінки досконалості процесу стиснення в відцентрових нагнітачах.

Діаграми Рис. 7. 10 а і б пояснюють визначення политропического ККД, (). Нескінченно малому зміни тиску (dp) відповідає адіабатичне (dT 1) і дійсне (dT) зміна температури.

Зв'язок між политропического і загальним адиабатическим ККД процесу випливає із зіставлення рівнянь (7.15) і (7.16).

Для политропического процесу відповідно до рівняння (7.16) маємо:

(7.17)

У разі адіабатичного процесу стиснення, маємо.

Нагнетатель РПЛ 235-1,4 / 76-16 / 5300 АЛ 31 призначений для стиснення природного газу на компресорних станціях магістральних газопроводів. Степів стиснення - 1,45.сНагнетательсвсразрезеспріведенсвсрісункес1.8. Нагнетатель складається з циліндра (корпусу) і пакету нагнітача. Циліндр нагнітача виконаний з литої сталі, не має горизонтального роз'єму, вхідний і вихідний патрубки виконані за одне ціле з циліндром і мають пріварниесфланцисДус680сдляспрісоедіненіясксгазопроводу. Пакет нагнітача виконаний за схемою «пакет на кришці» складається з ротора, діафрагми всмоктуючої, середній частині, нагнетательной частини, лабіринтових ущільнень, торцевих ущільнень, і опорних підшипників, наполегливої ​​вкладиша, вкладиша і гвинтового насоса. Нагнітальна частина виконана з кованої сталі і має пружну діафрагму для компенсації осьових температурних деформацій і створення зусиль, що стискають частини пакета. Нагнітальна част є одновременноміскришкойсціліндра. Середня частина являє собою сталевий зварювально-литої елемент, що не імеющійсгорізонтальногосраз'ема. Центрування частин пакету проводиться за допомогою виступаючих пасків на крайніх частинах пакета, виконаних з високою точністю. Частини пакета по вертикалі органів ним роз'ємів пов'язані кріпильними елементами. Всі елементи, що входять до пакету, крім підшипників не мають горизонтальних роз'ємів, що дає можливість підвищить точність виготовлення посадочних поверхонь і знизити перетікання газу при роботі нагнітача. Витік газу перешкоджають лабіринтові ущільнення. що складаються з обойм з начеканеннимі в них латунними гребенями. У нагнітачі застосована система кінцевих ущільнень вала типової конструкції, що складається з торцевих ущільнень і опорних підшипників повного тиску Осьові зусилля, що діють на ротор нагнітача, сприймаються опорним підшипником з вирівнюючим пристроєм для рівномірного навантаження колодок підшипника. Ротор нагнітача з'єднується сспріводом нагнітача за допомогою еластичної муфти, що не вимагає мастила. Щоб уникнути попадання масла в порожнин, в якій обертається муфта, і для охолодження останньої, в кожух муфти подається повітря з системи обдування приводу трансмісії. Кожен тип нагнітача характеризується своєю характеристикою (рисунок 1.9), яка будується при його натурних випробуваннях. Під характеристикою нагнітачів прийнято понімат Залежність ступеня стиснення, политропического ККД () і потужності N від об'ємної витрати газу Q. Будуються такі характеристики для заданого значення газової постійної R З, показника адіабати k, прийнятої розрахункової температури газу на вході в нагнітач T н в прийнятому діапазоні зміни наведеної відносної частоти обертання.

Малюнок 1.8 - Нагнетатель РПЛ 235-1,4 / 76-16 / 5300 АЛ 31

1 - ротор; 2 - підшипники; 3 - торцеві ущільнення; 4 - лабіринтові ущільнення; 5 - дифузори; 6 - зворотний направляючий апарат

Малюнок 1.9 - Газодинамічні характеристики нагнітача РПЛ 235-1,4 / 76-16 / 5300 АЛ 31

Q-продуктивність об'ємна; ?-Відношення тисків; з-політропний ККД;

N-споживана потужність.

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

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

Основні параметри нагнітача 235-21-1 наведені в таблиці 1.11.

Таблиця 1.11 - Основні параметри нагнітача РПЛ 235-1,4 / 76-16 / 5300 АЛ 31