Кем (compressor and power machine industry) 4(22) 2010 by journal.mikem

Содержание № 4(22)

ПЕРСПЕКТИВЫ

компрессоров для химической и нефтехимической промышленности .

Кирик Г.В., Жарков П.Е., Радзиевский В.Н. Компрессорная техника для технологий сланцевого газа . . . . . . . . . . . . .

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

Парафейник В.П., Нефедов А.Н., Тертышный И.Н., Чобенко В.Н., Лютиков А.Л. Об эффективности

Хисамеев И.Г., Баткис Г.С., Кравченко Ю.А., Сафиуллин А.Г., Гузельбаев Я.З., Сапаркин Г.И., Хайсанов В.К., Ахметзянов А.М. Создание новых и модернизация эксплуатируемых центробежных

Дорошенко В.С. Современная

установок . . . . . . . . . . . . . . . . .

Ремнев А.И., Сергеев С.А., Яньшин А.А. Особенности сборки

соединений с кольцевой канавкой для систем теплообмена . . . . . . . . .

ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ

Дружинин Е.А., Гайдабрус Б.В. Структура программ повышения IT-готовности

Стадник О.Д., Кирик Г.В., Білик В.М., Гинку О.К.

Калінкевич М.В., Білик Я.І., Ігнатенко В.М. Проектування

технология изготовления металлических отливок для производства компрессорного оборудования . . . . . . . . . . . . . . .

предприятий энергетического машиностроения . . . . . . . . . . . . .

ИССЛЕДОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЯ

ТЕХНИКА

ПРОЕКТИРОВАНИЕ И МОДЕЛИРОВАНИЕ

змінних проточних частин відцентрових компресорів . . . . . . .

газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом . . . . . . .

Денисов-Винский Н.Д., Сергеев Н.В. Тепло компрессорных

Перспективи інтенсифікації процесів горіння в газогенеруючих установках, піролізнизних котлах та використання в них нових теплозахисних матеріалів. . . . . . . .

використання азоту для пожежегасіння в аерокосмічній техніці . . . . . . . . . .

Пономарьов С.В., Орел В.П., Нежований Є.П., Гавенко Т.М. Перспективи

ХРОНИКА Проблемы и перспективы компрессоростроения Украины . . . .

ЮБИЛЕИ

Жарков П.Е., Радзиевский В.Н. Парад юбилеев компрессоростроителей . . . . . . . . .

Ïåðñïåêòèâû

ÓÄÊ 621.512

Ã.Â. Êèðèê, ê.ô-ì.í., ïðåçèäåíò êîíöåðíà «Óêððîñìåòàëë», Ï.Å. Æàðêîâ, àêàäåìèê Óêðàèíñêîé òåõíîëîãè÷åñêîé àêàäåìèè, âèöå-ïðåçèäåíò (Êîíöåðí «Óêððîñìåòàëë»), Â.Í. Ðàäçèåâñêèé, ä.ò.í. (Ñóìñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò) ã.Ñóìû, Óêðàèíà

Êîìïðåññîðíàÿ òåõíèêà äëÿ òåõíîëîãèé ñëàíöåâîãî ãàçà Приведен аналитический обзор состояния промышленного применения технологии добычи сланцевого газа в мире. Указана возможность концерна «Укрросметалл» в обеспечении компрессорным оборудованием технологий добычи газа и переработки сланцев. Ключевые слова: сланец, сланцевый газ, месторождение, схема добычи, переработка, компрессорные установки. Наведений аналітичний огляд стану промислового застосування технології добування сланцевого газу у світі. Указана можливість концерну “Укрросметал” у забезпеченні компресорним обладнанням технологій добування газу й переробки сланців. Ключові слова: сланець, сланцевий газ, родовище, схема добування, переробка, компресорні установки. The state-of-the-art review of the state of industrial application of technology of booty of slate gas is resulted in the world. Possibility of business concern «Ukrrosmetall» is indicated in providing the compressor equipment of technologies of booty of gas and processing of slates. Keywords: slate, slate gas, deposit, chart of booty, processing, compressor settings.

азвитие народного хозяйства стран мира требует непрерывного обеспечения энергоресурсами. Прогресс науки и техники направлен на снижение энергозатрат на производство и потребление, на применение альтернативных, возобновляемых источников энергии [1]. Однако в ближайшем будущем основными источниками энергии будут природные ископаемые – нефть, уголь, газ. Анализ и прогнозы Междуна-

родного энергетического агентства (МЭА) представлены на рис. 1. В Украине основным источником энергии является уголь. Газ, составляющий ≈ 25% энергоносителей, в основном объеме (≈ 80%) импортируется из России. Однако Украина обладает значительным потенциалом нетрадиционных источников газа: • шахтный метан; • газификация угля; • сланцевый газ.

ИСТОЧНИК: WORLD ENERGY OUTLOOK 2009, РАСЧЕТЫ ИЭФ

Рис. 1 . Доля основных видов ископаемого топлива в мировом энергобалансе в период 1971-2030 г.г., %

В настоящее время природный сланцевый газ (ПСГ) добывают в США и Канаде. В США его доля в общей добыче природного газа (ПГ) в 2009 г. составила 11,36%. По прогнозу Департамента энергетики США добыча ПСГ в стране будет возрастать до 2035 года со среднегодовым приростом 5,3%, а импорт газа снижаться на 2,6% ежегодно. США смогли полностью отказаться от импорта природного, в том числе сжиженного, газа, заменив его новым топливом. Его объём в недрах земли оценивается примерно в 1 биллион кубометров, тогда как природного газа осталось в 6 раз меньше. На территории США выявлены пять огромных сланцевых месторождений – Barnett, Haynesville, Fayetteville, Marcellus и Woodford, простирающихся на десятки тысяч квадратных километров и содержащих гигантские запасы сланцевого газа. В США промышленную разработку месторождений начали в 90-х годах прошлого века. Сланцевый газ позволил Соединенным Штатам в 2009 году опередить Россию и вернуть мировое лидерство по добыче газа.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Добыча газа в США в минувшем году выросла в первую очередь за счет сланцевого газа. Динамика роста объемов представлена на рис. 2 [2, 3]. Освоение крупных месторождений сланцевого газа проводятся в Канаде и Китае. В Европе крупнейшие нефтяные компании развернули масштабный поиск слан-

пяти крупнейших мировых нефтекомпаний Total – об оценке и возможной покупке принадлежащих EuroGas прав на месторождения сланцевых газов и метана в угольных пластах Западной Украины на границе с Польшей в Карпатах. Это украинское месторождение сланцевого газа по предварительным оценкам признано самым большим

Рис. 2. Сравнение объемов добычи газа в США и России цевых месторождений. Среди них – мировые энергетические лидеры, такие как Chevron, Exxon Mobil, Conoco Phillips, Eurogas и Shell. Значительные запасы сланцевого газа есть в Польше и Украине. В Польше уже 30 компаний начали поиски сланца. Залежи газа расположены на значительной части ее территории (рис. 3). В начале апреля 2010 г. Польша объявила об открытии запасов сланцевого газа, равных 1,36 трлн. кубометров. Этого достаточно для того, чтобы Польша смогла самостоятельно обеспечивать себя газом. Ежегодные потребности страны составляют около 13,7 млрд. кубометров. В настоящее время страна обеспечивает себя лишь на 30% [4, 5]. В Украине ведут разведку запасов сланцевого газа компании Eurogas и Shell. Канадская компания EuroGas Inc. подписала конфиденциальное соглашение с Total E&P – дочерней компанией одной из

в Европе. Толщина залежей на территории Люблинского бассейна превышает толщину залежей сланцевого газа в США. Всего же в стране от 5 до 10 газоносных сланцевых массивов. Их потенциал пока точно не известен. Считают, что, разрабатывая эти залежи, Украина могла бы иметь 20-22 млрд. м3 сланцевого газа ежегодно [6]. Для сравнения – в 2009 г. Украина импортировала 26 млрд. м3 газа. На границе Черкасской и Кировоградской областей расположено Бовтышское месторождение сланца. Оно не является месторождением сланцевого газа. Это битумное месторождение. Запасы его нужно перерабатывать в смолу, а затем в сланцевое масло, которое по составу близкое к высококачественной нефти. Из нее можно изготовлять бензин, дизельное горючее и разные производные углеводов. Сейчас идет оценка запасов месторождения. Его потенциал составляет около 500 млн т. Для его реализации целесообразно освоить новую технологию компании Shell, которая в настоящее время успешно используется в США. Природный газ размещается в песчаных слоях земной коры, которые являются коллекторами при

Рис. 3. География размещения разведки сланцевых месторождений в Польше

образовании локальных замкнутых, заполненных газом, объемов. Сланцевый газ также является природным газом, состоящим преимущественно из метана. Он находится в широко распространенных в земной коре осадочных породах из глинистых минералов с включениями из новообразований карбонатного типа. Сланец, как правило, темного цвета содержит органические вещества, преобразующиеся в земной коре под действием температуры и давления в нефть и газ. Характерная особенность сланцев является в том, что они выступают одновременно и материнской породой, в которой происходит образование газа, и породой – коллектором, являющейся резервуаром для сланцевого газа. Сланцевые породы отличаются плотностью и низкой пористостью, а газ залегает в небольших изолированных «карманах». Чтобы добыть его, требуется пробурить множество скважин, каждая из которых даст лишь очень небольшой объем газа. На рис. 4 представлены схема рас-

Рис. 4. Схема расположения в земной коре газоносних пластов и диаграммы запасов сланцевого газа в мире и объем его добычи в США

Рис. 5. Схема добычи ПСГ при вертикальном и горизонтальном бурении скважин

положения газоносных пластов, диаграммы мировых запасов сланцевого газа и объем его добычи в США. До 90-х годов прошлого столетия добыча сланцевого газа при бурении вертикальных скважин представлялась нерентабельной даже на больших месторождениях сланца. Ситуация изменилась после освоения в США новой технологии добычи газа. При добыче ПСГ по новой технологии не бурят много одиночных вертикальных скважин, а бурят одну, от которой затем на большой глубине расходятся горизонтальные скважины, длина которых может достигать 2-3 км. После этого в пробуренные скважины закачивается под давлением 50…150 МПа смесь песка, воды и химических растворов. Гидроударом разрушают перегородки газовых карманов (рис. 5). Нагнетание песка в образовавшиеся трещины не позволяет им сомкнуться и образует обширную сеть микроколлекторов для перемещения газа. Это позволяет собрать и откачать ПСГ через вертикальную скважину. При такой технологии

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

нет необходимости в большом количестве внутрипромысловых газопроводов. Поскольку в процессе бурения используется современное сейсмическое моделирование 3D GEO, то он более точен и выполняется очень быстро [7]. По современной технологии при наклонном и горизонтальном бурении можно с помощью небольшого количества скважин добывать газ на больших полях залегания сланцев (рис. 6). Этому в значительной мере способствует применение новых материалов для бурильных и обсадных труб, совершенные конструкции бурильного оборудования и инструмента. В США для добычи сланцевого газа пробурено 11800 скважин. В 2009 году действовало 1606 буровых установок. Новые технологии позволили уменьшить затраты на процесс добычи газа: если раньше себестоимость тысячи кубометров составляла $500-1000, то в настоящее время она снизилась до $80. При добыче сланцевого газа нужно учитывать экологическую безопасность новых технологий. Возможно загрязнение подземных питьевых вод при гидроразрыве, поскольку наряду с водой и песком используются химические вещества. Гидороразрыв пластов представляет сейсмическую опасность - возможно изменение рельефа местности [8]. При разработке сланцевых месторождений необходимо большое количество воды и песка. Это требует сооружения водоемов для оборотного водоснабжения и прокладки дорог для доставки песка. Однако, в целом, производство сланцевого газа не превышает затрат, необходимых при производстве энергии другими способами [9]. Экономические и экологические проблемы производства успешно решаются совместными усилиями разработчиков и ученых. Созданы нетоксичные буровые растворы, бурение горизонтальных скважин и гидроразрывы пластов производится на глубинах, значительно превышающих залегание водоносных горизонтов [10]. Прогресс в области технологии добычи ПСГ превращает его в конкурентный альтернативный

Рис. 6. Схема добычи сланцевого газа при гидроразрыве пласта в горизонтальных скважинах источник природного газа, поставку которого в промышленных масштабах монопольно осуществляют три страны в мире – Россия, Иран и Катар. Сланцы являются не только источником газа, но и сырьем для переработки в энергетической и химической промышленности. Это относится, прежде всего, к горючим сланцам с большим содержанием углеводородной составляющей. В Прибалтике с 1948 по 1987 годы сланцевый газ в больших объемах получали в камерных печах, где осуществлялся процесс коксования сланца. Сырой сланцевый газ очищали и по газопроводам подавали в Ленинград и Таллинн. В настоящее время в Эстонии создаются установки для полукоксования мелких фракций сланца в кипящем слое, для парокислородной газификации полукокса и сланцевой пыли, а также для полукоксования кускового топлива в мощных газогенераторах с получением химических продуктов, электроэнергии и водяного пара [11]. Из золы и полукокса можно производить цемент. [12, 13]. Фирма Eesti Energia строит новый завод по производству 290 000 тонн в год сланцевого масла, из которого на перегонном

заводе будут получать синтетическую нефть [14]. В Украине на Бовтышском месторождении горючих сланцев в течение последних трех лет украинская и литовская компании совместно реализуют высокорентабельный пилотный проект добычи и переработки горючих сланцев. Приведенный обзор состояния технологий добычи сланцевого газа и переработки сланцев позволяет предположить, что в промышленности Украины также будет развиваться сектор сланцевых технологий. Его развитие будет рассмотрено на Украинском энергетическом форуме «Создание благоприятного инвестиционного климата для максимального увеличения потенциала и диверсификации украинского энергетического сектора», который состоится в марте 2011 года. На форуме будет дана оценка потребности в разработке резервов нетрадиционного газа Украины, будут рассмотрены экологические последствия и экономические возможности для страны, связанные с появлением нетрадиционного газа в Европе. Концерн «Укрросметалл» готов представить на форуме свои достижения в освоении производства

современного оборудования для энергетической и горнодобывающей промышленности, в том числе применимого для развития сланцевых технологий. Многолетний опыт эксплуатации передвижных компрессорных станций НД для геологоразведочных работ (рис. 7), компрессорных станций ВВ (рис. 8) для буровых установок СБШ с электрическим и дизельным приводом, ус-

Рис. 7. Передвижная компрессорная установка с дизельным приводом НД-20/120 для геологоразведочных работ

Рис. 8. Винтовая компрессорная установка ВВ-32/8 для бурового станка

Рис. 9. Контейнерная газоутилизационная установка УКГ

тановок для сбора и утилизации метана УКГ (рис. 9), компрессоров для сжатия углеводородных (рис. 10) и коксового (рис. 11) газов, роторных компрессоров ГР позволяет представить широкий выбор технологического оборудования для развития нового направления в энергетике будущего [15, 16]. Выводы Концерн «Укрросметалл» располагает комплексом проектно-конструкторского и технологического оснащения, опытом изготовления, эксплуатации и сервиса компрессорного оборудования для оснащения целевых программ добычи и использования газа сланцевых залежей как альтернативного энергетического ресурса. Список литературы 1. Жарков П.Е. Продукты газификации угля – доступная альтернатива природному газу // Компрессорное и энергетическое машиностроение. 2010.– №3(21).– С. 2-6. 2. Katelyn M. Nash (Editor). Shale Gas Development: Nova Science Pub

Рис. 10. Компрессорный агрегат для сжатия углеводородных газов ГВ-50/7

Рис. 11. Компрессорная установка для сжатия коксового газа 6ГШ2,5/0,5

Inc, 2010 ISBN 161668545X , ISBN 978-1616685454. 3. Марсель Салихов. Сценарии энергетического будущего(http:// www.slon.ru/blogs/msalihov/ post/180142/). 4. Livshitz Vlad. Natural shale gas.– 6 February 2010 http:// proza.ru/2010/02/06/468. 5. Сланцевый газ в Польше (http://webground.su/ tema/2010/04/06/slancevyj_gaz/). 6. Нефтяные гиганты ищут сланцевый газ в Европе http://www. angi.ru/news.shtml?oid=2756900. 7. Хафизов Ленар. Что такое сланцевый газ и как он изменит газовый рынок? http://www.ﬁnam.ru/ analysis/forecasts010BB/default. asp. 8. Тарнавский В.И. Сланцевый газ: плюсы и минусы.– UA Energy © 2009 http://energyfuture. ru/slancevyj-gaz-revolyucionnyjenergoistochnik. 9. America’s Natural Gas Revolution (http://online.wsj.com/ article/SB100014240527487033992 04574507440795971268.html). 10. Hale Gas Will Rock the World (Джеффи А. М. Сланцевый газ потрясет мир) by AMY MYERS JAFFE //”The Wall Street Journal”,USA MAY 10, 2010 (http://www.scribd. com/doc/31187126/Shale-Gas-WillRock-the-World). 11. Kiviter process (http:// en.wikipedia.org/wiki/). 12. Полукоксование (http:// www.chemport.ru/chemical_ encyclopedia_article_3059.html). 13. Гаврилов А. Ф. Энергетика на базе новых технологий использования низкосортных топлив (http:// renenin.ru/publ/staty/gavril-a.pdf). 14. Eesti Energia построит новый завод 04.05.2010 (http://rus. postimees.ee/?id=258085). 15. Кирик Г.В. Компрессорная техника концерна «Укрросметалл» в многоотраслевом хозяйстве Украины // Компрессорное и энергетическое машиностроение, 2009.– №3(17).– С.15-20. 16. Жарков П.Е. ОАО «НПАО ВНИИкомпрессормаш» – ведущее предприятие в отрасли компрессоростроения // Компрессорное и энергетическое машиностроение, 2009.– №2(16).– С. 3-7.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Ýíåðãîñáåðåæåíèå

ÓÄÊ 621.515

Â.Ï. Ïàðàôåéíèê, äîêò. òåõí. íàóê; À.Í. Íåôåäîâ, èíæ. (ÎÀÎ «Ñóìñêîå ÍÏÎ èì. Ì.Â. Ôðóíçå»); È.Í. Òåðòûøíûé, ìàãèñòð (Ñóìñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò); Â.Í. ×îáåíêî, èíæ.; À.Ë. Ëþòèêîâ, èíæ. (Ãîñóäàðñòâåííîå ïðåäïðèÿòèå «Íàó÷íî-ïðîèçâîäñòâåííûé êîìïëåêñ ãàçîòóðáîñòðîåíèÿ «Çîðÿ»-«Ìàøïðîåêò», ã. Íèêîëàåâ) Óêðàèíà

Îá ýôôåêòèâíîñòè ãàçîïåðåêà÷èâàþùåãî àãðåãàòà ñ ãàçîòóðáèííûì ïðèâîäîì Приведены результаты анализа эффективности газоперекачивающего агрегата при комплектации центробежными компрессорами различного типа. Дан метод оценки эффективности разых вариантов. Представлены данные о влиянии КПД компрессора на эффективность агрегата, возможности определения оптимального значения КПД агрегата с учетом особенностей геометрии проточной части компрессора, а также о величине относительных затрат топлива на транспорт газа. Ключевые слова: газоперекачивающий агрегат, центробежный компрессор, газотурбинный привод, эффективность, режим работы. Приведені результати аналізу ефективності агрегату, що перекачує газ, при комплектації відцентровими компресорами різного типу. Дано метод оцінки ефективності різних варіантів. Представлені дані про вплив ККД компресора на ефективність агрегату, можливості визначення оптимального значення ККД агрегату з урахуванням особливостей геометрії проточної частини компресора, а також про величину відносних витрат палива на транспорт газу. Ключові слова: агрегат, що перекачує газ, відцентровий компресор, газотурбінний привід, ефективність, режим роботи. The results of analysis of efficiency of gascompressor unit are resulted during acquisition the centrifugal compressors of different type. The method of estimation of efficiency of different combination is given. Information is presented about influence KPD compressor on efficiency of aggregate, possibilities of determination of optimum value KPD aggregate taking into account the features of geometry of running part of compressor, and also about the size of relative expenses of fuel on the transport of gas. Keywords: gascompressor unit, centrifugal compressor, gas-turbine drive, efficiency, office hours.

ри проектировании газоперекачивающих (турбокомпрессорных) агрегатов (ГПА)* с газотурбинным приводом (ГТП) для вновь проектируемых или реконструируемых компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов возникают вопросы, связанные не только с выбором газодинамических характеристик центробежного компрессора (ЦК) и его проточной части (ПЧ), но и с согласованием характеристик компрессора и газотурбинного двигателя (ГТД). Это необходимо для обеспечения наиболее эффективной работы ГПА в составе КС магистрального газопровода. Для сравнительного анализа различных вариантов конструкции ГПА, а также оценки его эффективности целесообразно использовать понятие КПД агрегата, учитывающее особенности его рабочего процесса. На сегодняшний день в типовых технических требованиях на ГПА отсутствует понятие КПД агрегата, энергетическая эффективность которого оценивается двумя показателями: эффективным КПД двигателя в составе агрегата КС и политропным КПД компрессора [1]. Такой подход к оценке эффективности ГПА удовлетворяет как поставщика, так и заказчика оборудования, но значительно затрудняет сравнитель-

ный анализ энерготехнологических схем агрегатов, установок или КС, создаваемых на основе установок различного типа. Использование понятия КПД агрегата или установки в целом позволяет существенно упростить задачу сравнения различных вариантов ГПА и выбора максимально эффективного решения. Впервые понятие КПД агрегата с целью анализа энергетической эффективности газохолодильного перекачивающего агрегата в форме эксергетического КПД было представлено в работе [2]. Применительно к блочно-комплектному компрессорному оборудованию, создаваемого на основе многокаскадных (многокорпусных) ЦК, термодинамический анализ рабочего процесса турбокомпрессорных установок газовой и нефтяной промышленности с использованием эксергетического КПД в качестве критерия интегральной эффективности впервые выполнен в работе [3]. Однако в случае ГПА с ГТД простого рабочего цикла и однокорпусным ЦК без учета затрат электроэнергии и при отсутствии утилизации теплоты выхлопных газов для выработки пара, горячей воды, холода или электроэнергии целесообразно использовать КПД агрегата в более простой форме. В частности, в работах [4, 5] для анализа интегральных характеристик эффективности ГПА линейных компрессорных станций

*Наиболее общим является термин «турбокомпрессорный агрегат (ТКА)», применяемый в нефтяной промышленности; в газовой промышленности используется термин «газоперекачивающий агрегат».

магистральных газпроводов использовался КПД ГПА в форме: , где – эффективный КПД привода в составе агрегата или КС; – политропный КПД ЦК. Как известно [3,5], показатель эффективности ГПА в таком виде не соответствует основам термодинамического анализа и является в значительной степени условным. Это связано с тем, что он принят без учета особенностей рабочих процессов ЦК и ГТД и в этом смысле не имеет корректного обоснования. Однако с его использованием можно анализировать эффективность создаваемых ГПА, например, на базе определенной модификации ГТД и различных модификаций ЦК с одинаковыми конечными параметрами. При использовании определенной модификации ГТД с различными компрессорами возможно сравнение агрегатов только по эффективности компрессора, т.к. значение остается практически постоянным. В настоящей работе на примере анализа эффективности агрегата ГПА-Ц-16С120-1,6 с двигателем типа ДГ90 мощностью 16МВт производства ГП НПКГ«Зоря»-«Машпроект» (г.Николаев) и различного типа ЦК конструкции ОАО «Сумское НПО им М.В. Фрунзе», политропный КПД которых изменяется в диапазоне 0,78÷0,86, изложены методические подходы к анализу эффективности ГПА, создаваемого на основе ГТД и ЦК с ПЧ, имеющими лопаточные (ЛД) и безлопаточные диффузоры (БЛД) в ступенях компрессора. Конечное давление компрессора для всех типов ЦК принято равным 12,0 МПа при . Таким образом, анализ влияния характеристик ЦК на эффективность ГПА осуществляется с использованием компрессоров 4-х модификаций, основные геомет-

рические характеристики которых представлены в табл. 1, а режимы работы в табл. 2. Как видно из представленных данных, применение ПЧ с более нагруженными ступенями ЦК за счет увеличения и числа в ЦК-3 и ЦК-4 позволило сократить количество ступеней до трех (табл. 1). Однако КПД этих ПЧ на расчетном режиме существенно ниже по сравнению с модификациями ЦК-1 и ЦК-2 (табл. 2). Следует отметить, что ПЧ анализируемых ЦК были спроектированы с использованием безразмерных характеристик ступеней реальных компрессоров где Фо – условный коэффициент расхода, на основе которых ранее в ОАО были созданы агрегаты на давление 7,45 МПа мощностью 6,3÷16 МВт. Проектирование ГПА для линейных КС на Рк=12,0 МПа целесообразно при мощности привода 25÷32 МВт. Однако целью данной работы является выявление методических особенностей, связанных с анализом влияния характеристик ЦК на эффективность ГПА при различных режимах их эксплуатации. В связи с этим, характеристики мощности агрегата не имеют принципиального значения при условии, что анализ осуществляется при критериях динамического подобия (М и Re), соответствующих режимам автомодельности при работе ЦК. Как видно из данных табл. 2, это условие для анализируемых ЦК соблюдается ( <0,6, а >2∙106). При анализе влияния характеристик ЦК на работу ГПА используются безразмерные и размерные газодинамические характеристики компрессоров. На рис. 1 представлены размерные характеристики ПЧ модификации ЦК-3, имеющей политропный КПД на расчетном режиме 0,81 (табл. 2).

Таблица 1. Основные геометрические характеристики ЦК мощностью 16 МВт Модификации ЦК Геометрические характеристики

ЦК-1

ЦК-2

ЦК-3

ЦК-4

Тип ПЧ с ступеней

БЛД

ЛД

БЛД

720

750

11/11/11/11

13/13/11/11

18/18/18

17/17/15

40,5

36,8

35,2

32,2

32/32/31,5/31,5

35,83/35,83/31, 87/31,87

52,1/52,1/52,1

48,31/48,31/44,52

20/20/20

1208

1164

1162

1237

Количество ступеней D2, мм Z1-2 в2 , мм , град Z3-4 D4, мм

Таблица 2. Режимы работы исследуемых ЦК при расчетном значении мощности и частоты вращения ротора (n=5100 об/мин) Модификация ЦК

Np, МВт

R, Дж/кг∙К

U2, м/с

ЦК-1

15,2

0,86

1,409

503,66

192,3

0,46

7,32∙108

ЦК-2

15,2

0,83

1,409

503,66

192,3

0,46

7,32∙108

ЦК-3

15,2

0,81

1,409

503,66

200,0

0,48

7,94∙108

ЦК-4

15,2

0,78

1,409

503,66

200,0

0,48

7,94∙108

Примечание*. Значение чисел

, м/с

приведены по условиям на входе в ПЧ.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 1. Размерные газодинамические характеристики проточной части ЦК-3 (Рк=11,77МПа; Тн=289,0 К; R=503,7 Дж/(кг∙град)) Анализ влияния политропного КПД ЦК на эффективность ГПА в соответствии с требованиями эксплуатации осуществляется при значении частоты вращения роторной системы (силовая турбина и ЦК) в диапазоне n=(0,75÷1,05)nн. При этом номинальное значение частоты вращения составляет n=5200 об/ мин. В качестве режимного параметра при анализе характеристик ступеней ЦК чаще всего, как известно, используется объемная производительность по условиям на всасывании (VН) или эквивалентный ей условный коэффициент (ФО). В настоящей работе в связи с тем, что анализ эффективности ГПА осуществляется на основе первого закона термодинамики в качестве режимного параметра использовалась массовая производительность ЦК (рис. 1), которая по отношению к ГТД является аналогом мощности газотурбинного привода. Кроме уровня политропного КПД существенное значение имеет пологость характеристики . Для ее оценки используется показатель зоны экономичной работы (Фо''/Фо'), определяющий зону характеристики по КПД со значением 0,9( )max. Для оценки удаленности реального режима работы от зоны помпажа используется коэффициент сближения опти-

мального и помпажного режимов или коэффициент запаса по помпажу , выражаемый в процентах [6]. Основные показатели эффективности ПЧ исследуемых ЦК, представлены в табл. 3. Сравнительный анализ полученных результатов показал преимущество 4-х ступенчатой ПЧ с БЛД (ЦК- 1), так как на расчетном режиме она обеспечивает наибольший =0,86; ширину зоны экономичной работы Ф''/Ф' = 2,14, а также коэффициент запаса по помпажу Kпомп=63 %, что является максимальным среди анализируемых ПЧ. В качестве ее прототипа была принята ПЧ компрессора с давлением 7,45 МПа, мощностью 16 МВт для агрегатов типа ГПА-Ц-16П (КС «Сивас», Турецкая Республика)**. Самой низкоэффективной является ПЧ для ЦК–4, имеющая на расчетном режиме при значении Ф0≈0,035; =0,78, ширину зоны экономичной работы Ф''/Ф' =1,43 и коэффициент политропного напора =1,548, что выше его значения для ПЧ ЦК-3 (табл. 3). Все указанные ПЧ, выбранные для ЦК – 1, 2, 3, 4 с целью анализа влияния характеристик ЦК на эффективность ГПА, разрабатывались в различные периоды и подтверждают как общие тенденции в развитии газовых ЦК на повышение их эффективности, так и необходимость углубленного расчетного и экспериментального исследования ПЧ с целью дальнейшего повышения их эффективности. Применение указанных типов компрессоров в составе конкретных образцов ГПА, во многом обусловлено производственной ситуацией, складывающейся как на заводе – изготовителе оборудования, так и на вновь сооружаемых или реконструируемых КС магистральных газопроводов и других объектах заказчика. Характеристики мощности модификаций ЦК, имеющих ПЧ с безлопа-

Рис. 2. Зависимость мощности, потребляемой ЦК от производительности: ЦК-1 (n=5100 об/мин); ЦК-1 (n=4680 об/мин); ЦК-3 (n=5100 об/мин); ЦК-3 (n=4680 об/мин)

**Компрессор агрегата типа ГПА-Ц-16С для КС «Сивас» в СКБ турбокомпрессорных машин ОАО «Сумское НПО им. М.В. Фрунзе» разработан на основе газодинамического проекта кафедры КВХТ С.ПбГПУ (г. С.-Петербург).

точными (ЦК-1) и лопаточными (ЦК-3) диффузорами ступенями, представлены на рис. 2. Как видно из рис. 2, при снижении производительности ЦК мощность, потребляемая ПЧ с ЛД, снижается более резко по сравнению с ПЧ, созданной на основе ступеней с БЛД, что соответствует известным физическим особенностям рабочего процесса ступеней ЦК с ЛД и БЛД. Следует также отметить, что при проектировании реальных ПЧ для компрессоров агрегатов необходимо учитывать ограничение мощности двигателя (16 МВт при То=288 К). В связи с этим дальнейший анализ эффективности ГПА с ЦК различного типа будем проводить с использованием характеристик компрессоров и двигателя, полученных на частоте вращения ротора n=4680 об/мин, так как при таком режиме работы двигатель будет располагать необходимым запасом мощности. Зависимости, иллюстрирующие эффективность исследуемых ЦК в составе агрегата ГПА-Ц-16С/1201,6 в виде характеристик , представлены на рис. 3. Там же указаны границы помпажа для каждой из анализируемых характеристик, расположение которых соответствует данным табл. 3. Характеристики ЦК на рис. 3 построены на основе экспериментальных данных, полученных в процессе испытаний ЦК, проточные части которых создавались с использованием соответствующих безразмерных характеристик. В связи с этим они представлены с определенными ограничениями по диапазону мощности. Однако, как будет показано ниже, это не препятствует проведению требуемого анализа. При сравнительном анализе интегральных характеристик ГПА (рис. 4) необходимо отметить, что ЦК-3 при ра-

боте на нерасчетных режимах с уменьшением производительности по эффективности приближается к ЦК-1 и превышает уровень КПД ЦК-2 при мощности менее 11,0 МВт. Эффективность ЦК-4 также заметно превышает уровень КПД ЦК-2 при мощности 10 МВт. Следует иметь в виду, что такие режимы работы ЦК вполне реальны в составе даже линейных КС при их эксплуатации в летний период года, что необходимо учитывать при выборе ПЧ для компрессора. Для оценки эффективности ГПА во всем диапазоне режимов его работы с использованием вышеприведенной зависимости использовалась характеристика для ГТП с двигателем ДГ90Л2, представленная на рис 5. Как видно из рисунка, при анализируемом режиме работы по частоте вращения ротора силовой турбины и компрессоров ЦК-1 и ЦК-3 величина привода изменяется в диапазоне 0,27÷0,332. Последнее значе-

Рис. 4. Сравнительный анализ эффективности ГПА по величине интегрального КПД (n=4680 об/мин): ЦК-1; ЦК-2; ЦК-3, ЦК-4

Рис. 3. Зависимость эффективности исследуемых ЦК в составе агрегата ГПА-Ц16С/120-1,6 мощностью 16 МВт (n=4680 об/мин): ЦК-1;

ЦК-2;

ЦК-3,

ние соответствует эффективному КПД на расчетном режиме при мощности близкой 16 МВт. С использованием полученных данных об эффективности ЦК и ГТД был выполнен расчетный анализ эффективности ГПА по величине max. Некоторые результаты этого анализа для случая n=4680 об/мин были представлены на рис. 4. Из анализа полученных данных следует: 1. Уровень КПД ГПА определяется в первую очередь эффективностью ГТП. Для анализируемого агрегата

ЦК-4;

– граница помпажа Таблица 3. Показатели эффективности проточных частей исследуемых компрессоров

Модификации ЦК

Показатели М, кг/с

Ф0

ЦК-1

208,5

0,04439

0,86

ЦК-2

200,7

0,04273

ЦК-3

194,8

0,0368

ЦК-4

187,1

0,0354

Ф''/Ф'

К 2, %

1,6684

2,14

0,83

1,6728

1,66

0,81

1,544

1,65

0,78

1,548

1,43

Рис. 5. Зависимость КПД газотурбинного привода от мощности (n=4680 об/мин): ЦК-1; ЦК-3

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

величина изменяется в диапазоне 0,281÷0,293 при nСТ=4680÷5100 об/мин соответственно (величина =0,335 при Ν=16МВт и nСТ=5100÷5200 об/мин). Подключение ЦК для работы в составе агрегата «снижает» КПД ГТП пропорционально величине политропного КПД в области номинальных (проектных) режимов компрессора. 2. Характер зависимости , особенно в области нерасчетных режимов, определяется формой газодинамических характеристик ЦК. При этом, как будет показано ниже, существенное влияние на положение оптимума кривой оказывает форма характеристики компрессора, определяемая конструктивными особенностями ПЧ отдельных ступеней, в частности, существенное влияние оказывает конструкция диффузоров в ступенях ЦК. 3. Влияние газодинамических характеристик ЦК в нерасчетной области по величине массовых расходов выявляется при использовании не только характеристики КПД, но и других показателей эффективности ПЧ: пологости характеристики, коэффициента запаса по помпажу и т.д. В целом, как видно из сопоставления рис. 3 и 4, характер изменения на нерасчетных режимах соответствует характеристике при тех же режимах работы.

Рис. 6. Зависимость КПД компрессора ЦК-3 и ГПА, оснащенного таким компрессором, от мощности (n=4680 об/мин): интегральный КПД ГПА; КПД ЦК-3 В тоже время следует отметить, что пункты 2, 3 указанных выводов требуют проведения дополнительного анализа, так как они получены на основе анализа характеристик ПЧ, имеющих различную геометрию, в частности, рабочие колеса ступеней существенно отличаются между собой по напорности из-за различия (табл. 1). Как показали результаты анализа, в случае ГПА с ЦК-1, имеющего ПЧ с БЛД ступеней сжатия, режимы, соответствующие и , совпадают по значениям массовой производительности и, соответственно, по потребляемой мощности. Для случая ГПА с ЦК-3 (ступени сжатия ПЧ с ЛД) совпадение проектного режима ЦК и оптимального режима ГПА не наблюдается. На рис. 6 представлены результаты сравнительного анализа характера изменения и для случая применения ЦК-3 при nст=4680 об/мин.

Как видно, оптимальный режим работы ГПА по величине ≈ 0,26 достигается при N=13,5÷14,0 МВт, в то время как проектный режим по ЦК ≈ 0,81 соответствует мощности 12,0÷12,5 МВт. Этот результат совпадает с ранее полученными данными о возможности достижения оптимальных режимов работы ГПА типа ГПА-Ц-6,3А, ГПА-Ц-16 и ГПА-Ц-25, оснащенных ЦК со ступенями сжатия с ЛД [3]. Выше в табл. 3 показано, что зона экономичной работы (коэффициент пологости) для ЦК-1 составляет 2,14, а для ЦК-3 – 1,65, т.е. ЦК-3 имеет более крутую характеристику . В связи с этим при удалении режима его работы от точки, соответствующей режиму с , наблюдается падение величины , обусловленное уменьшением при повышении производительности ЦК после достижения мощности 13,490 МВт, соответствующей оптимальному режиму работы ГПА. Таким образом, для достижения оптимальных режимов работы агрегата по величине требуется наличие определенного запаса мощности ГТД. В связи с этим, при выборе ПЧ компрессора и обосновании характеристик ГТД требуется осуществлять анализ режимов работы ГПА по мощности и частоте вращения его роторной системы во всем диапазоне значений. Ранее в работе [7] возможность реализации оптимального режима работы компрессора обосновывалась выбором соответствующей геометрии лопаточной решетки рабочего колеса (РК). Это не подлежит сомнению, так как РК обеспечивает преобразование механической энергии силовой турбины в потенциальную энергию компримируемого газа. Однако характеристики диффузора, как известно, также оказывают существенное влияние на газодинамическую характеристику ступени ЦК. Поэтому требуется углубленный термодинамический анализ особенностей рабочего процесса ступеней ЦК с ПЧ различного типа. В частности, при использовании эксергетического КПД в качестве критерия эффективности компрессора, агрегата или установки, создаваемых на основе ЦК и ГТД, целесообразно выявить влияние термической и механической (давление) составляющих потока эксергии на работу системы компримирования. Кроме того, при выборе оптимального режима работы ГПА или установки необходимо учитывать характеристики не только ЦК и ГТД, но также влияние систем охлаждения и сепарации. Существенным вопросом является возможность реализации данных о наиболее целесообразной интегральной характеристике агрегата (установки) системой автоматизированного управления и регулирования агрегата (установки) в составе КС. Это достаточно сложная задача, так как она должна решаться с учетом дополнительной потребности в соответствующих программных и технических средствах, которые необходимы для реализации алгоритмов оптимизации режимов работы КС. Интегральные зависимости, характеризующие влияние ЦК на эффективность ГПА, представлены на рис. 7. По оси абсцис на этом рисунке отложены значения , т.е. КПД ЦК на проектных режимах для диапазона частот вращения n=3640÷5100 об/мин. Полученные зависимости позволяют оценивать эф-

Рис.7. Изменение величины КПД газоперекачивающего агрегата в зависимости от эффективности ЦК фективность ГПА, оснащенного ЦК различного типа, с изменением их в диапазоне 0,78÷0,86 при условии, что числа M и Re при работе компрессоров соответствуют режимам автомодельности. К показателям эффективности агрегата относится также расход топливного газа, изменение величины которого при его работе с компрессорами типа ЦК-1, 2, 3, 4 представлено на рис. 8. Как видно из рис. 8, расход топливного газа в двигателе ДГ90Л2 на режиме с частотой вращения n=4680 об/мин при использовании ЦК различного типа изменяется в диапазоне 0,56÷0,94кг/с, что соответствует техническим условиям на поставку двигателей [8].

В табл. 4 представлены параметры режимов и данные о топливной эффективности ГПА с проточной частью, выбранной для ЦК-3, при его работе на проектном и оптимальном режимах. Как показывает анализ, относительный расход топливного газа при оптимальном по КПД режиме работы ГПА ниже по сравнению с расчетным режимом на 7,2%. При этом оптимальный режим соответствует тому максимальному режиму работы ГПА по мощности, который целесообразно иметь для данной конструкции двигателя, исходя из газодинамической характеристики компрессора. Таким образом, рассмотренная методика определения интегральной характеристики ГПА по эффективности является основой для определения требуемых запасов мощности вновь проектируемого ГТД для привода ЦК агрегата или выбора соответствующих

Рис. 8. Расход топливного газа в ГТД при работе ГПА с ЦК различного типа (n=4680 об/мин): ЦК-1; ЦК-2; ЦК-3, ЦК-4

Таблица 4. Параметры режимов работы ГПА, оснащенного ЦК-3 (n=4680 об/мин) Показатели Режимы работы ГПА

N, кВт

m, кг/с

ηП ЦК

ηе ГТД

GТ.Г., кг/с

Расчетный режим

12340

185,5

0,81

0,315

0,799

0,0043

Оптимальный режим

13489,6

211,2

0,802

0,322

0,854

0,004

Представляют интерес данные о соотношении затрат топлива и количества транспортируемого газа, как более универсального показателя эффективности ГПА при его эксплуатации. В связи с этим на рис. 9 и в табл. 4 приведены данные об изменении относительного расхода топлива (GТ.Г. – массовый расход топливного газа, кг/с; GГ – массовая производительность ГПА (ЦК), кг/с) при использовании компрессоров различного типа в составе агрегата ГПА-Ц-16С/120-1,6. Как видно из рис. 9, характер изменения величины соответствует характеру изменения (рис. 4) и особенностям изменения зависимостей для анализируемых режимов работы ЦК (рис. 3).

параметров ПЧ компрессора при реконструкции ГПА с использованием существующего ГТД. Одновременно такой подход позволяет установить наиболее экономичный режим работы ГПА при использовании ПЧ компрессоров с ЛД за счет некоторого форсирования режимов работы агрегата. Наиболее универсальным показателем энергетической эффективности газотурбинных ГПА, повидимому, является соотношение затрат энергии, использованной при их эксплуатации, к суммарной энергии сжатого газа. Такой показатель позволяет учесть не только конструктивное совершенство ГПА, но и энергетические характеристики газообразно-

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 9. Изменение относительного расхода топлива ( ) на транспорт газа при использовании ЦК различного типа (n=4680 об/мин): ЦК-1; ЦК-2; ЦК-3, ЦК-4 го топлива и компримируемых углеводородов. При анализе характеристик ТКА компрессорных станций нефтяной промышленности следует учитывать также энергетические характеристики конденсата, производимого КС в процессе компримирования нефтяного газа. Выводы 1. Энергетическая эффективность газотурбинного агрегата определяется уровнем эффективности ГТД и ЦК, используемых в составе агрегата. 2. Обобщенным показателем энергетической эффективности ГПА является его КПД ( ), который в зависимости от характера решаемой задачи и особенностей конструкции агрегата может быть получен в различной форме. 3. Уровень значений КПД агрегата, предопределяющий величину затрат топлива на компримирование газа, в первую очередь зависит от эффективности привода. Характер и динамика изменения величины в зависимости от мощности привода определяется характером изменения зависимости . 4. Изменение политропного КПД ЦК агрегата ГПАЦ-16С/120-1,6 в диапазоне значений ηП=0,78÷0,86 приводит к изменению эффективности агрегата в диапазоне =0,26÷0,29 (при ηе=0,283÷0,335, соответственно, для всего диапазона мощности ГТД). 5. Коэффициент полезного действия ГПА на расчетном режиме изменяется пропорционально изменению величины политропного КПД ЦК, характерного для проектного режима работы. На нерасчетных режимах с учетом климатических условий работы агрегата следует учитывать изменение его КПД в соответствии с изменением характеристики ЦК вплоть до границы помпажа. 6. Существенное влияние на характер изменения КПД ГПА оказывает ширина зоны экономичной работы ЦК. Для проточной части компрессоров типа ЦК-1 с БЛД, имеющей весьма пологую характеристику (показатель зоны экономичной работы составляет 2,14), обеспечивается совпадение проектного режима работы компрессора по мощности (при максимальном ηП)

и оптимального значения КПД ГПА, соответствующего максимальному значению . Для проточной части компрессора типа ЦК-3 со ступенями сжатия, имеющими ЛД и показатель зоны экономичной работы 1,65, наблюдается существенное расхождение мощности ГПА для проектного и оптимального режимов, достигающее для ЦК-1 и ЦК-3 свыше 10%. При проектировании ГПА следует стремиться к максимальному сближению проектного и оптимального режимов его работы. 7. Для достижения оптимального режима работы ГПА с учетом газодинамических характеристик ЦК, т.е. режима , требуется определенный запас мощности приводного ГТП. Кроме того, в составе системы автоматизированного управления и регулирования агрегата и КС необходимо иметь подсистему, обеспечивающую оптимизацию режимов их работы. 8. Максимальная энергетическая эффективность ГПА может быть достигнута при тщательном согласовании характеристик ЦК и ГТП. В связи с этим на предпроектной стадии работ по созданию ГПА, при разработке ТЗ на ГТД и ЦК необходимо стремиться не только к максимальному повышению эффективности каждого из этих элементов, но и к выбору наиболее целесообразного режима их совместной работы в составе агрегата. Список литературы 1. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам /СТО Газпром 2-3.5-138-2007 // ООО «ВНИИгаз». ОАО «Газпром», М., 2007.– 63 с. 2. Динков В.А. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях / В.А. Динков, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильев, П.М. Мужиливский. – М.: Недра, 1981.– 296 с. 3. Парафейник В.П. Научные основы совершенствования турбокомпрессорных установок с газотурбинным приводом: Автореф. дис. д-ра техн. наук: 05.05.16/ИПМаш им. А.Н. Подгорного.– Харьков, 2009.– 41 с. 4. Соколов С.Г. Газоперекачивающие агрегаты с авиаприводом и способы повышения их эффективности. Дис. канд. техн. наук: 05.04.06/МИХМ.–М.: 1984.– 130 с. 5. Романов В.В. Согласование характеристик системы ГТД-ЦК и анализ эффективности газоперекачивающего агрегата / В.В. Романов, Ю.С. Бухолдин, В.П. Парафейник, В.Е. Спицын, В.Н. Чубенко / Восточноевропейский журнал передовых технологий, 2010.– №3 (45) – С. 15-20. 6. Рис. В.Ф. Центробежные компрессорные машины. – Л.: Машиностроение, 1981.–351 с. 7. Евдокимов В.Е., Богорадовский Г.И. К вопросу об оптимальной форме характеристики нагнетателя природного газа // Турбины и компрессоры, 2001.– №15 (2). – С. 26-30. 8. Двигатели газотурбинные ДГ90. Технические условия (ТУ У19.1 – 31821381-018:2009). - Николаев: «Зоря»-«Машпроект», 2009.– 43 с.

Ýíåðãîñáåðåæåíèå

ÓÄÊ 544.6.018.42

Í.Ä. Äåíèñîâ-Âèíñêèé, àñïèðàíò, Í.Â. Ñåðãååâ, ê.ò.í., ñ.ò.í. (ÌÃÒÓ èì. Í.Ý. Áàóìàíà, ã. Ìîñêâà, Ðîññèÿ)

Òåïëî êîìïðåññîðíûõ óñòàíîâîê Приведен анализ количества тепла, выделяемого при работе компрессоров разного типа сжатия. Установлена зависимость количества выделяемого тепла от мощности двигателя и технических параметров компрессора. Рассмотрен вопрос энергосбережения. Ключевые слова: компрессор, сжатие, тепло, теплообменник, мощность, давление, производительность. Приведений аналіз кількості тепла, що виділяється при роботі компресорів різного типу стиснення. Установлена залежність кількості тепла від потужності двигуна й технічних параметрів компресора. Розглянуте питання енергозбереження. Ключові слова: компресор, стиснення, тепло, теплообмінник, потужність, тиск, продуктивність. The analysis of amount of heat, selected during work of compressors of different type of compression is resulted. Dependence of amount of the selected heat is set on engine and technical parameters of compressor power. The question of energy-savings is considered. Keywords: compressor, compression, warmly, teploobmennik, power, pressure, productivity.

настоящее время компрессорная техника является неотъемлемой частью современного производства. В России эксплуатируется свыше 1000 типоразмеров основных типов компрессоров производительностью от 0,02 до 27000 м3/мин, давлением нагнетания до 250 МПа и мощностью от 0,1 до 40000 кВт. Наиболее широко применяются компрессорные машины в пневмосистемах промышленности, транспорта, торговли и жилищно-коммунальном хозяйстве. Мощность эксплуатируемого в России электропривода стационарных компрессоров составляет около 10% всей вырабатываемой электроэнергии. Компрессор является машиной, осуществляющей повышение давления газа или пара за счет подвода энергии извне и превращения её в потенциальную энергию давления газовой фазы [1]. Все компрессоры могут быть разделены на три группы по способу их действия, т.е. по тому, каким образом энергия передаётся газу, и по тому, какие физические явления используются для повышения давления газа: 1) объёмные компрессоры; 2) динамические компрессоры; 3) тепловые компрессоры.

В некоторых типов компрессоров сочетается несколько способов повышения давления. По назначению компрессоры подразделяются на воздушные и газовые [2]. Наибольшее распространение получили компрессоры общего назначения. Эти компрессоры производят сжатый воздух, который применяется в народном хозяйстве в качестве энергоносителя. Согласно законам технической термодинамики сжатие газа сопровождается повышением его температуры. Конечную температуру можно определить согласно известному соотношению из технической термодинамики:

TȘȜț = TțȎȥ ⋅ π Ș

k −1 k

(1)

где Тнач и Ткон – начальная и конечная температура газа соответственно; πк – степень повышения давления газа; k – показатель адиабаты сжимаемого газа. Показатель адиабаты k зависит от рода газа. Для оценочных расчетов его принимают постоянным на всем интервале температур. Для инженерных необходимо принимать во внимание изменение показателя k в зависимости от изменения температуры. Как в процессе сжатия, так и в процессе подготовки сжатого

газа перед подачей его потребителю, сжимаемый газ охлаждается. Это позволяет снизить энергопотребление компрессной установки, а также выполнить необходимые требования по температуре сжатого газа, поступающего из компрессорной станции. По различным оценкам [3] тепловая мощность (здесь и далее под тепловой мощностью понимается количество отведённого тепла в единицу времени), которая отводится от сжимаемого газа в процессе сжатия и его подготовки перед подачей потребителю может доходить до 90% от мощности привода компрессора. Обследование энергии источников сжатого газа – компрессорных станций и установок – выявляет огромный потенциал энергосбережения. В первую очередь это связано с большим количеством тепла, которое отводится от сжимаемого газа в атмосферу. Цель настоящей статьи – обобщить некоторые результаты анализа оценки количества тепла, образующегося в результате сжатия газа в компрессорных станциях и установках. Количество теплоты, отведённой системой охлаждения компрессорной установки, зависит, главным образом, от производительности компрессора и конечного давле-

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

ния –давления нагнетания сжимаемого газа. На рис. 1 представлена диаграмма областей применения различных типов компрессорных машин по производительности и давлению нагнетания [4]. Из рис. 1 можно заключить, что больше всего тепла потенциально отводится от компрессорных машин поршневого, роторно-пластинчатого, винтового и центробежного типов. Однако из этого ряда можно исключить компрессор роторнопластинчатого типа, так как его характеристики почти полностью перекрываются винтовым компрессором. Наиболее распространёнными в настоящее время являются компрессорные установки общего назначения – воздушные компрес-

В табл. 1 приведены рабочее давление, производительность, а также мощность привода компрессорных установок различного типа фирм Atlas Copco, Alup Kompressoren GmbH, Abac Kompressoren, Kaeser Kompressoren GmbH, ООО Московский завод Борец, ОАО Уралкомпрессормаш, ОАО Казанькомпрессормаш и др. В зависимости от типа компрессорной машины, рабочего давления и производительности компрессорные установки могут иметь различные системы охлаждения. Однако среди них можно выделить два основных типа – система воздушного охлаждения с промежуточным теплоносителем (рис. 2) и система непосредственного охлаждения сжимаемого газа (рис. 3) [1].

Рис. 1. Области применения компрессорных машин в зависимости от давления нагнетания и производительности сорные установки. Они сжимают воздух и подают его в пневмосистемы предприятий, где он используется в качестве энергоносителя для работы различных исполнительных устройств. Давление воздуха в пределах от 0,4 до 1,3 МПа является рабочим давлением пневмосетей промышленных предприятий. Применяются также компрессорные установки с рабочим давлением до 2,5 МПа. Компрессорные установки с рабочим давлением 3,5; 4 и 4,5 МПа предназначены для изготовления полиэтиленовой тары (ПЭТ) и, как правило, состоят из двух независимых между собой компрессорных установок – винтовой и поршневой. Поршневая компрессорная установка используется в качестве дожимной.

В системе воздушного охлаждения с промежуточным теплоносителем (рис. 2) сжатый воздух охлаждается в штатных межступенчатом и концевом теплообменниках, масло – в маслоохладителе, вентиляторный воздух электропривода в автономном теплообменнике. Промежуточный теплоноситель циркулирует с помощью насоса по закрытому контуру, отдаёт теплоту компрессорной установки окружающему воздуху в рекуперативном теплообменнике с вентилятором. Применяют также водяное охлаждение. В схемах системы непосредственного воздушного охлаждения компрессорной установки окружающий воздух прокачивается через теплообменники автономными вентиляторами.

Рис. 2. Система воздушного охлаждения с промежуточным теплоносителем: 1 – первая ступень; 2 – межступенчатый охладитель; 3 – вторая ступень; 4 – концевой охладитель; 5 – вход воздуха в первую ступень; 6 – подача воздуха потребителю; 7 – воздушный теплообменник; 8 – контур промежуточного теплоносителя

Таблица 1. Классификация типов воздушных компрессорных машин общего назначения по рабочему давлению, производительности и мощности привода Давление нагнетания, МПа

Производительность, м3/мин

Мощность привода, кВт

до 1,5

5-20

45-160

1,5-4 (промышленное применение); 4 (ПЭТ)

2-44

30-480

Винтовой маслозаполненый

0,4-2

1191

90-500

Винтовой компрессор сухого сжатия

0,75-1,2

15-150

55-900

20-67

220-780

0,35-1,04

73-190

315-1120

Тип компрессора Поршневой 2-х ступенчатый Поршневой 3-х и 4-х ступенчатый (дожимной)

Винтовой компрессор сухого сжатия + дожимной поршневой компрессор (ПЭТ) Центробежный компрессор

Рис. 3. Система непосредственного воздушного охлаждения сжимаемого газа: 1 – первая ступень; 2 – межступенчатый воздушный охладитель сжимаемого газа; 3 – вторая ступень; 4 – концевой воздушный охладитель; 5 – вход воздуха в первую ступень; 6 – подача воздуха потребителю Тепло сухих и маслозаполненных винтовых компрессоров. Наиболее широко распространённые сухие винтовые компрессорные установки, создающие давление нагнетания от 0,7 до 1,2 МПа, выполняются, как правило, двухступенчатыми с одним промежуточным теплообменником между первой и второй ступенью и концевым теплообменником после второй ступени. Масляный контур служит для смазки синхронизирующего зацепления между ведущим и ведомым винтами компрессора, а также отвода теплоты от корпуса первой и второй ступени. Доля теплоты, которая отводится с маслом, по отношению к теплоте, которая отводится в теплообменнике от сжатого воздуха, относительно не велика и в оценочных расчётах может не приниматься во внимание. На температуру газа после сжатия в первой ступени влияет температура газа на всасывании, которая принимается равной температуре окружающей среды, а также на показатель политропы сжатия, который зависит от характера процесса сжатия. Показатель политропы сжатия в сухом винтовом компрессоре находится в диапазоне n=1,5…1,67 [3]. На рис. 4 показаны графики и аналитические зависимости для температуры воздуха после первой ступени сухого двухступенчатого винтового компрессора в зависимости от давления нагнетания, а также от температуры воздуха на всасывании при показателе политропы n=1,5. Точки графика (рис. 4) были получены согласно уравнению (1) в зависимости от различных значений температур воздуха на всасывании и степени повышения давления в компрессорной машине. Аппрок-

симация полученных результатов была проведена в программе Microsoft Excel 2003, форма линии тренда была выбрана полиномиальной с показателем степени «2». По оси «OY» откладывается значение температуры газа в конце процесса сжатия в ступени в градусах Цельсия, по оси «OX» откладывается степень сжатия газа в компрессорной машине. На самой диаграмме приведены полиномиальные зависимости y(x) и величины достоверности аппроксимации R2. Показатель политропы сжатия в сухом винтовом компрессоре зависит главным образом от перетечек сжимаемого газа со стороны нагнетания на сторону всасывания. Это

Количество тепла, которое отводится от сжатого газа теплообменными аппаратами, можно оценить по следующей зависимости: ,

(2)

где Q – тепловая нагрузка на теплообменник (тепловая мощность, кВт); G – массовый расход сжатого воздуха, кг/сек ; Δh – разница энтальпии сжатого воздуха на входе и на выходе из теплообменника, кДж/кг . Привод компрессора осуществляется от электродвигателя, мощность которого указывается в паспорте. Там же указываются номинальные характеристики компрессорной установки – давление нагнетания и производительность при данном

Рис. 4. Зависимость температуры воздуха после первой ступени сухого винтового компрессора от давления нагнетания и температуры воздуха на всасывании при показателе политропы n=1,5 происходит из-за наличия зазоров в полости сжатия. На рис. 5 представлены графики температур газа после второй ступени двухступенчатого винтового компрессора сухого сжатия в зависимости от давления нагнетания компрессора и от показателя политропы. Недоохлаждение в промежуточном теплообменнике принято равным 15 градусов. Из рис. 5 видно, что температура воздуха после второй ступени винтового компрессора сухого сжатия может достигать значения 240 °С. Данные значения близки к реальным. Например, температура воздуха винтового компрессора сухого сжатия одной из западных фирм при степени повышения давления компрессорной установки ε=12 находится в диапазоне 230…250 °С.

давлении. Целесообразно проанализировать и получить зависимость количества отводимой теплоты от сжатого воздуха теплообменными аппаратами компрессорной установки от электрической мощности привода компрессора. Составив серию зависимостей можно по заданной мощности электродвигателя оценить тепловую мощность, которая потенциально отводится от сжимаемого газа в теплообменниках компрессорной установки. Мощность двигателя (эффективную мощность на валу) для привода компрессора можно найти по следующей зависимости [2]: ,

(3)

где Nинд.к. – индикаторная мощность компрессорной установки, кВт;

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 5. Зависимость температуры газа после второй ступени двухступенчатого винтового компрессора сухого сжатия от давления нагнетания компрессора и от показателя политропы сжатия ηмех – механический КПД компрессора (включая клиноременную передачу, трение в зацеплении винтовой пары); Ne – мощность, развиваемая электродвигателем, кВт. Индикаторная мощность привода компрессора согласно упрощённой схематизированной диаграмме, может быть вычислена согласно следующей формуле [2]: .

(4)

Эта формула действительная для одного килограмма газа. Для простоты расчетов примем механический КПД равный ηмех=1. Проведём серию расчетов для определения индикаторной мощности привода компрессора, а также количества тепла, которое отводится от сжимаемого воздуха, в зависимости от степени сжатия воздуха в винтовом компрессоре. Степень повышения давления в компрессорной установке примем ε1=7, ε2=9 и ε3=12. Полученные данные изобразим на координатной плоскости «Электрическая мощность привода компрессора» – «Тепловая мощность» (рис. 6). Крестиками на графике изображена действительная мощность, потребляемая двигателем компрессорной установкой. Из рис. 6 видно, что индикаторная мощность с известной долей приближённости совпадает с реальной потребляемой мощностью дви-

гателя компрессорной установки, которая указана в паспорте. Поэтому для определения потенциально отводимой тепловой мощности можно воспользоваться соотношением, которое получено аппроксимацией индикаторной мощности привода компрессора. Оно имеет вид (рис. 6): , (5) где Nв – электрическая мощность, потребляемая двигателем компрессорной установки, кВт, Qотв – теп-

ловая мощность, которая отводится от сжатого газа в компрессорной установке, кВт. Данные рис. 4 и 5 позволяют оценить температурный уровень сжатого газа перед охлаждающим теплообменником, а уравнение (5) – потенциальное количество снимаемого тепла. Однако следует помнить, что количество отводимого тепла, а также его температурный уровень зависит от температуры всасывания воздуха в компрессорную установку, а также от температуры недоохлаждения в межступенчатом теплообменнике. Винтовые маслозаполненные компрессорные установки в отличие от винтовых компрессорных установок сухого сжатия имеют впрыск масла в полость сжатия. В первую очередь это необходимо для отвода тепла от сжимаемого газа в процессе его сжатия, что повышает эффективность работы компрессора. Второе назначение впрыска масла – это уплотнение зазоров в компрессоре. И то и другое влияет на процесс сжатия газа. Температура газа после его сжатия в ступени винтового маслозаполненного компрессора не должна превышать 90 °С, а при температуре 110 °С происходит аварийная остановка компрессора. Маслозаполненные винтовые компрессоры имеют две системы охлаждения: систему охлаждения сжатого воздуха и систему охлаждения масла. В первом приближении тепловая мощность, отводимая от сжимаемого газа, может быть определена в соответствии с уравнением (5) с возможной погрешностью вычисления до 10%.

Рис. 6. Зависимость мощности отводимого тепла от индикаторной мощности привода компрессора, а также от реальной потребляемой мощности компрессора при различной степени сжатия, k = 1,4

Тепло поршневых компрессоров. Поршневой компрессор является машиной объемного действия. Отличительная черта поршневого компрессора – сравнительно невысокий механический КПД, который находиться на уровне ηмех=0,85…0,95 в зависимости от количества цилиндров и конструкционного исполнения [2]. По данным [1,2] в виде тепловой энергии с охлаждающей водой рубашки цилиндра отводится до 10% от электрической мощности, подведённой к приводу компрессора. Поэтому применять полученные зависимости отведённой теплоты винтовых компрессоров для оценки тепла поршневых компрессоров представляется некорректным. Для того чтобы оценить количество тепла, которое отводится в промежуточном и концевом теплообменниках от сжимаемого газа, рассмотрим поршневые трёхступенчатые компрессоры с давлением нагнетания 40 МПа различных мощностей и фирм производителей. Результаты приведены в табл. 2. Степень сжатия ступени поршневого компрессора можно определить согласно зависимости [2]: ,

(6)

n – количество ступеней в поршневом компрессоре. Согласно этой формуле степень сжатия в одной ступени поршневого компрессора равна εст=3,42. Из уравнения (1) при условии, что температура воздуха на всасывании

Tвсас=20°С и показатель политропы сжатия воздуха n=k=1,4, получаем температуру сжатого газа после первой ступени поршневого компрессора ступени Tнагн=191°С. На рис. 7 представлена зависимость тепловой мощности, отведённой от сжимаемого газа, в случае полного охлаждения в промежуточных и концевом теплообменниках, от электрической мощности привода поршневого компрессора, указанной в технических характеристиках. Из рис. 7 видно, что ≈70% подводимой

Таблица 2. Технические характеристики поршневых трёхступенчатых компрессоров различных мощностей и производителей Конечное давление, МПа

Производительность при н.у., нм3/мин

Мощность электродвигателя, кВт

2,00

3,15

4,40

5,25

6,00

6,91

7,96

8,03

110

11,56

132

13,51

160

18,76

220

25,00

280

29,30

315

30,66

350

34,00

400

38,50

450

41,16

480

Рис. 7. Зависимость тепловой мощности, отведённой от сжимаемого газа в теплообменниках компрессора, в случае полного охлаждения сжатого газа в промежуточных теплообменниках от электрической мощности привода компрессора, указанной в его технических характеристиках

электрической энергии к электродвигателю компрессора отводится от газа в качестве тепла, в то время как в винтовом компрессоре эта цифра составляет ≈80%. Как было отмечено выше, это связано, в первую очередь, с тем, что часть энергии теряется на трение как в цилиндрах компрессора, так и в кривошипно-шатунной паре. При этом расход охлаждающей воды в рубашке цилиндра и охладителе сжатого газа должен быть таким, чтобы её температура не превышала определённых значений.

На рис. 8 представлена зависимость тепловой мощности при температуре всасывания воздуха в первую ступень 20, недоохлаждения в первом промежуточном теплообменнике ΔT1=15, недоохлаждения во втором промежуточном теплообменнике ΔT2=20 и недоохлаждения в концевом теплообменнике ΔT3=25°С от электрической мощности компрессора, указанной в технических характеристиках компрессора. Максимальная температура газа, которую можно получить в поршневом компрессоре, определяется степенью сжатия ступени. В отличие от винтового компрессора, в котором степень сжатия определяется геометрией винтовой пары, для поршневого существуют рекомендуемые значения степени сжатия газа в одной ступени, при

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

превышении которых КПД компрессора будет ухудшаться. На рис. 9 представлены зависимости изотермического КПД от давления нагнетания и количества ступеней в поршневом компрессоре. Согласно этим рекомендациям выбирают количество ступеней сжатия в поршневом компрессоре. Эти рекомендации составлены для случая нулевого недоохлаждения в межступенчатом теплообменнике [2]. В табл. 3 приведена степень сжатия в одной ступени многоступенчатого поршневого компрессора для случая максимального изотермического КПД заданного числа ступеней. Из табл. 3 видно, что оптимальная степень повышения давления в одной ступени равна ≈3. Согласно рис. 2 при сжатии воздуха, температура воздуха на выходе из этой ступени будет находиться в пределах 130 – 140 °С. Однако на практике компрессор может быть спроекти-

Это связано, прежде всего, с тем, что поток газа проходит в контакте с большим количеством лопаток во входном направляющем аппарате, рабочем колесе, диффузоре, обратно-направляющем аппарате. Из-за несовершенства газодинамики проточной части – ударный вход газа на лопатки, трение, перетечки, срыв потока и др., политропический КПД находится на уровне ηпол=0,72…0,85. Это влияет на то, что сжатие газа в ступени центро-

Таблица 3. Степень сжатия в одной ступени многоступенчатого поршневого компрессора в зависимости от числа ступеней и давления нагнетания, где изотермический КПД компрессора наибольший для данного числа ступеней Количество ступеней

Давление нагнетания, МПа

Степень повышения в одной ступени

0,30

3,000

1,00

3,162

2,60

2,962

7,20

2,913

18,50

2,841

Рис. 8. Зависимость мощности отводимого тепла в случае температуры всасывания в первую ступень 20, ΔT1=15, ΔT2=20, ΔT3=25°С от электрической мощности компрессора, указанной в технических характеристиках компрессора рован и на отличные от рекомендуемых параметры, что будет влиять на температуру газа после его сжатия в ступени компрессора. Тепло центробежных компрессоров. Центробежные компрессорные машины (ЦКМ) в отличие от поршневых и винтовых рассчитаны на высокую производительность (рис. 1). Принципиальным их отличием является невысокая степень сжатия газа в ступени и, как следствие, невысокое давление нагнетания всего компрессора. Ещё одной важной особенностью центробежного компрессора является относительно невысокое значение политропического КПД ступени.

бежного компрессора может происходить с показателем политропы n=1,5 и выше. В свою очередь перетечки зависят в большей степени от типа рабочего колеса: рабочее колесо с покрывным диском, рабочее колесо авиационного типа. Методы оценки количества тепла, отведённого с охлаждающей жидкостью аналогичные тем методам, которые применялись для оценки отведённого тепла в винтовых и поршневых компрессорах.

На рис. 10 приведена зависимость количества отводимого тепла от подводимой электрической мощности двухступенчатой ЦКМ при полном охлаждении воздуха в промежуточном и концевом теплообменнике, ηпол=0,85 и температуре воздуха на всасывании 20 °С. На рис. 11 представлены зависимости температуры после ступени ЦКМ в зависимости от политропного КПД ступени и степени сжатия газа в одной ступени при температуре газа на входе в ступень t=20 °С. Проведенный анализ показывает, что работа компрессорных установок сопровождается выделением большого количества тепла, которое отводится в окружающее пространство. Температура газа

Рис. 9. Зависимости изотермического КПД от давления нагнетания и количества ступеней поршневого компрессора

следует провести уточненный анализ и технико-экономическое обоснование. Такой анализ может стать частью энергоаудита предприятия, где установлено компрессорное оборудование. Авторами разработан программный продукт, который позволяет комплексно провести необходимые расчеты, показывающие привлекательность реализации инвестиционного проекта по использованию тепла компрессорных установок. В табл. 4 приведено краткое резюме по выполненному обзору тепла компрессорных машин.

Рис. 10. Зависимость количества отводимого тепла от электрической мощности двухступенчатой ЦКМ при охлаждении ΔT1=0, ΔT2=0, ηпол=0,85 и температуре воздуха на всасывании 20°С после сжатия в ступени компрессора находится в широких пределах и может превышать 210 °С. Количество тепла, отводимого от компрессорной установки, находится в диапазоне от 60 до 90 % от подводимой электрической энергии. Тепло компрессорных установок является реальным объектом для энергосбережения. Энергоаудит компрессорных станций и установок, показывает, что использование теплоты, полученной при производстве сжатого воздуха, наиболее рационально на подогрев воды для нужд отопления и горячего водоснабжения. Авторы разработали несколько инвестиционных проектов по использованию теплоты компрессорных станций и установок. Расчеты подтверждают целесообразность инвестирования таких проектов. Однако в каждом конкретном случае

Рис. 11. Зависимости температуры после ступени ЦКМ от политропного КПД ступени и степени сжатия газа в одной ступени при температуре газа на входе в ступень t=20 °С

Таблица 4. Общая характеристика источников тепла компрессорных установок Количество отводимого тепла в % от подводимой электрической энергии

Максимальная температура в процессе сжатия, ºС

Винтовой компрессор сухого сжатия

77-90

240

Поршневые компрессоры

58-70

130-140

Тип компрессора

Центробежные компрессорные машины Винтовые маслозаполненные

Выводы Выделяемое при сжатии газа в компрессорных установках тепло с температурой в диапазоне 80…210°С составляет тепловую мощность от 60 до 90% потребля-

Род сжимаемого газа

Нефтяной, факельный газ, воздух, гелий, углеводородный газ Воздух, различные технологические газы, кислород и др.

на уровне 80

60-110

Воздух, азот, азотоводородная смесь, водородосодержащая смесь, природный, попутный, нефтяной газ, кислород, хлор

77-90

Нефтяной, факельный газ, воздух, гелий, углеводородный газ

емой электрической мощности. На компрессорных станциях предприятий целесообразно в целях энергосбережения использование тепла на подогрев воды для отопления и горячего водоснабжения. Список литературы 1. Кузнецов Ю.В., Кузнецов М.Ю. Сжатый воздух. – Екатеринбург: Уро РАН, 2007. – 514 с. 2. Пластинин П.И. Поршневые компрессоры. Т.1: Теория и расчет. – М.: Колос, 2006. – 400 с. 3. Сакун И.А. Винтовые компрессоры. – Л.: Машиностроение, 1970. – 400 с. 4. Области применения компрессоров: http://energysystems.com. ua/lenta/1.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Òåõíèêà

ÓÄÊ 621.51

È.Ã. Õèñàìååâ,÷ëåí-êîð. ÀÍÐÒ, ïðîô., Ã.Ñ. Áàòêèñ, ä.ò.í., ïðîô., Þ.À. Êðàâ÷åíêî, èíæåíåð (ÎÀÎ «Êàçàíüêîìïðåññîðìàø»), À.Ã. Ñàôèóëëèí,ê.ò.í., ß.Ç. Ãóçåëüáàåâ,ê.ò.í., Ã.È. Ñàïàðêèí,èíæåíåð, Â.Ê. Õàéñàíîâ,ê.ò.í., À.Ì. Àõìåòçÿíîâ, èíæåíåð (ÇÀÎ “ÍÈÈòóðáîêîìïðåññîð èì. Â.Á. Øíåïïà”) ã. Êàçàíü, Ðîññèÿ

Ñîçäàíèå íîâûõ è ìîäåðíèçàöèÿ ýêñïëóàòèðóåìûõ öåíòðîáåæíûõ êîìïðåññîðîâ äëÿ õèìè÷åñêîé è íåôòåõèìè÷åñêîé ïðîìûøëåííîñòè Представлена стратегия и техническое обоснование модернизации центробежных компрессорных установок для химической и нефтехимической промышленности с созданием новых машин и заменой проточных частей в старых корпусах высокопроизводительных компрессоров. Приведены примеры модернизации. Ключевые слова: центробежный компрессор, секция, корпус, проточная часть, газ, системы установки, функции системы. Представлена стратегія й технічне обґрунтування модернізації відцентрових компресорних установок для хімічної й нафтохімічної промисловості зі створенням нових машин і заміною проточних частин у старих корпусах високопродуктивних компресорів. Наведені приклади модернізації. Ключові слова: відцентровий компресор, секція, корпус, проточна частина, газ, системи установки, функції системи. Strategy and technical ground of modernization of the centrifugal compressor settings is presented for chemical and petrochemical industry with creation of new machines and replacement of running parts in the old corps of high-performance compressors. The examples of modernization are resulted. Keywords: сentrifugal compressor, section, corps, running part, gas, systems of setting, functions of the system.

азвитие ведущих отраслей народного хозяйства (химии и нефтехимии, добычи нефти и газа, металлургии, трубопроводного транспорта и др.) приводит к постоянному росту потребности в центробежных компрессорах промышленного назначения. Большая энергоемкость рабочего процесса и значительный объем производства выдвигают высокие требования к их КПД, материалоемкости и трудоемкости производства. Являясь важной частью ряда технологических линий, компрессорная установка должна иметь большой ресурс и обладать высокой надежностью, особенно когда значительная мощность исключает использование резерва. Все основные свойства центробежных компрессоров связаны с формой и размерами проточной части. Постоянное расширение области применения центробежных компрессоров по производительности, давлению и рабочим средам обусловливают разнообразие проточных частей. Дополнительное разнообразие связано с рядом возможных конструктивных решений (горизонтальным или верти-

кальным разъёмом, направлением всасывающих и нагнетательных патрубков, количеством ступеней и секций в одном корпусе и др.). В связи с обычно небольшой серийностью центробежных компрессоров этап разработки новых машин приобретает особое значение и обычно включает экспериментальную проверку и доводку машин – натурных или их моделей. Длительность и стоимость экспериментов, вероятность получения высокого КПД и обеспечения других важных качеств определяются совершенством методов расчета и проектирования. Рассмотрим новые центробежные компрессоры и модернизацию существующих компрессоров на примере центробежного компрессора для сжатия хлористого метила в процессе производства бутилкаучуков 5ГЦ1-401/12 УХЛ4 и центробежных компрессоров 5ЦД-208/30-45, 5ЦД-43/50-64, работающих в составе установок каталитического риформинга бензина и дизельных топлив на химических и нефтеперерабатывающих предприятиях. Нарастающая потребность в бутил- и галобутилкаучуках в ряде

отраслей отечественной и мировой экономики, производящих шины и аналогичные изделия, а также значительный износ и выработка ресурса существующего оборудования, предопределили совершенствование действующей технологии, замены компрессорного оборудования на заводе БК ОАО “Нижнекамскнефтехим” и создание собственных производственных мощностей в Китае. По заданию ОАО “Нижнекамскнефтехим” в 2006 году ЗАО “НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа” спроектировало, а в 2007 году ОАО “Казанькомпрессормаш” изготовило хлорметиловую центробежную компрессорную установку (КУ) 5ГЦ1-401/12 УХЛ4, которая в том же году была смонтирована, испытана и сдана в промышленную эксплуатацию. КУ предназначена для компримирования паров хлористого метила, поступающих из дегазаторов с давлением 0,105 МПа абс. до давления конденсации в производстве бутил- и галобутилкаучуков. Исходя из специфических свойств хлористого метила – коррозионно-активный, взрывоопасный,

ядовитый, к КУ предъявлялись жесткие требования по материальному исполнению, обеспечению герметичности разъемов и взрывобезопасности. КУ создана на следующие технические параметры: Состав сжимаемого газа (в % весовых): влажный хлористый метил - 90 - 95 изобутилен -2-8 изопрен - до 0,5 Основные параметры КУ: Объемная производительность при условиях всасывания, м3/мин - 401 Давление газа на всасывании 1 секции корпуса сжатия, МПа - 0,105 – 0,25 Давление газа на нагнетании1 секции корпуса сжатия, МПа - 0,35 Давление газа на всасывании 2-ой секции корпуса сжатия ,МПа - 0,28 Давление газа на нагнетании КУ, МПа - 1,2 Температура газа начальная на входе, °С: в 1-ю секцию - 10 - 13 во 2-ю секцию - 10 - 18 Потребляемая мощность, кВт - 3020 Частота вращения ротора корпуса сжатия, об/мин - 6572 Показатели надежности: Полный назначенный ресурс, ч, не менее - 160 000 Ресурс до капитального ремонта, ч, не менее - 48000 Наработка на отказ, ч - 8000 Компрессорная установка была заказана для размещения в действующем компрессорном цехе. Это условие было максимально учтено

при создании КУ: составные части выполнены в виде функционально завершенных агрегатов полной заводской готовности, которые прошли проверку при заводских испытаниях на стенде испытательного комплекса ОАО “Казанькомпрессормаш”, что позволило в сжатые сроки (практически за 2 месяца) выполнить монтаж, пуско-наладку и сдачу установки в эксплуатацию. КУ (рис. 1) состоит из следующих составных частей: компрессорного агрегата; агрегата смазки; приводного электродвигателя; блока маслоотводчиков; блока регулирования; блока фильтра; системы автоматизации; байпасных и промежуточного газоохладителей; регулирующей, отсечной, предохранительной трубопроводной арматуры для газовой коммуникации и системы охлаждения. Компрессорный агрегат (рис. 1) выполнен в виде законченного блока, состоящего из корпуса сжатия, мультипликатора, зубчатой муфты, трубопроводов обвязки маслосистемы, смонтированных на общей раме. Привод компрессора осуществляется от асинхронного электродвигателя марки 4АЗМП4000/6000 УХЛ4 производства ОАО «ЭЛСИБ». Для обеспечения безударного пуска электродвигателя применено устройство HRVS-DN производства Израиль, что позволило уменьшить величину кратности пускового тока до 3,5 от номинального при време-

Рис. 1. Компрессорный агрегат 5ГЦ1-401/12 УХЛ4

ни выхода на рабочие обороты за 20,1 сек. вместо 7 сек. при прямом пуске. Мультипликатор представляет собой зубчатый цилиндрический одноступенчатый ускоритель горизонтального типа. Зубчатая передача выполнена с дозаполюсным зацеплением Новикова. На свободном конце тихоходной шестерни через торсионный валик установлен основной маслонасос. Маслосистема принципиально выполнена единой для подачи масла в узлы трения электродвигателя, мультипликатора, корпуса сжатия и зубчатых муфт, а также в торцевые уплотнения корпуса сжатия. Конструктивно элементы маслосистемы скомпонованы в блок – агрегат смазки, состоящий из основного маслобака, маслофильтров, маслоохладителей, трубопроводной арматуры, пускового маслонасоса, подогревателей масла. Вся маслосистема выполнена максимально удовлетворяющей требованиям международного стандарта к системам смазки АРI 614. Маслобак и трубопроводы изготовлены из нержавеющей стали, маслоохладитель и фильтры дублированы. Переключение маслоохладителя и фильтра с основных на резервные производится специальными переключающими устройствами. Маслонасосы, основной и пусковой, полностью идентичны. Предпусковой подогрев масла в маслобаке осуществляется двумя электрическими подогревателями. Все параметры маслосистемы контролируются по месту и дистанционно с пульта операторной. Установка оборудована байпасными клапанами, выполняющими функции антипомпажной защиты и предохранительного устройства, автоматически сбрасывающих газ на всасывание компрессора при возникновении в линии нагнетания давления выше установленного предела или уменьшении расхода меньше допустимых значений. Предусмотрены два канала управления контуром антипомпажной защиты. Система автоматизации компрессора 5ГЦ1-401/12 УХЛ4 разработана на базе промышленного микропроцессорного контроллера

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

ЭК-2000 с горячим резервом процессорной части, которая выполняет следующие функции: - автоматическую проверку готовности компрессора к пуску; - пуск компрессора с дистанционного щита; - поддержание заданного давления нагнетания при изменении производительности путем дросселирования и байпасирования; - аварийную и плавную остановку компрессора дистанционно и по месту; - антипомпажную защиту на всех режимах; - контроль технологических параметров работы и состояния оборудования; - предупредительную и аварийную сигнализацию; - защиту компрессора от недопустимых режимов работы; - контроль исправности технических средств СА; - автоматизацию вспомогательного оборудования компрессорной установки. Контрольно-сигнальная аппаратура, входящая в систему автоматизации, автоматически блокирует работу приводного электродвигателя при увеличении виброперемещения ротора компрессора выше установленного значения. В качестве виброизмерительной аппаратуры применено оборудование фирмы “Metrix”. Для измерения давления и перепада давления использованы датчики в коррозионностойком исполнении производства концерна “Метран”. Взрывобезопасность обеспечивается применением барьеров искробезопасности фирмы “GM International”. При создании установки 5ГЦ1401/12 УХЛ4 были учтены конкретные требования заказчика ОАО «Нижнекамскнефтехим» по конструктивному исполнению корпуса сжатия компрессора, экологической и промышленной безопасности, адаптации к условиям совместной работы с американскими компрессорами фирмы «Эллиот» и специфические физико-химические свойства компримируемого газа хлористого метила. Для реализации этих требований и условий были приняты неор-

динарные решения, некоторые из которых приводятся ниже: - компрессор выполнен в однокорпусном исполнении с горизонтальным разъёмом корпуса (рис. 2); - в качестве концевых уплотнений вала корпуса сжатия применены масляные торцовые уплотнения собственной разработки, обеспечивающие экологически безопасную эксплуатацию компрессора. Концевые уплотнения в корпусе сжатия являются одним из самых ответственных узлов, поэтому на стенде ЗАО «НИИтурбо-

лиот», где ступени расположены в ряд и в лабиринтные уплотнения между первой и второй секциями подаётся затворный газ, отбираемый с нагнетания третьей секции; - с учётом степени коррозионной активности газа рабочие колёса первой секции выполнены из титанового сплава, а второй и третьей секций – из легированной стали; - в корпусе сжатия с горизонтальным разъёмом применены лицензионные ступени, расположенные по схеме «спина к спине», что снижает величину суммарной осевой силы и позволяет более интенсивно

Рис. 2. Корпус сжатия компрессора 5ГЦ1-401/12 УХЛ4 компрессор им.В.Б.Шнеппа» были проведены предварительные испытания масляных торцовых уплотнений и по их результатам внесены изменения в конструкцию; - проточная часть корпуса сжатия компрессора выполнена трёхсекционной, причём после первой секции, сжимающей влажный коррозионно-активный хлористый метил, конструктивно расположена секция высокого давления, сжимающая осушенный хлористый метил и предотвращающая проникновение через лабиринтные уплотнения газа из первой секции в остальные. Это конструктивное решение принципиально отличается от размещения проточной части в корпусе сжатия компрессора фирмы «Эл-

нагружать секции после пуска компрессора и при выходе в сеть, т.к. упрощается регулирование и контроль осевого сдвига ротора компрессора; - нагнетательные улитки расположены не по традиционной схеме в аэродинамическом узле, а вынесены за пределы проточной части и размещены внутри корпуса, который расточен в один диаметр с проточной частью 1 секции. Учитывая, что производительность 5ГЦ1-401/12УХЛ4 в 1,5 раза больше производительности компрессора фирмы “Эллиот”, для исключения резкого изменение начальных параметров газа по давлению и температуре на линии всасывания 1 секции компрессора, в систему автоматизации введена

функция автоматического поддержания постоянного значения давлений всасывания. Это позволило ограничить влияние компрессора 5ГЦ1-401/12 УХЛ4 на компрессор фирмы “Эллиот” при совместной работе в общую сеть и миниминизировало риск срыва компрессоров в помпаж. В настоящее время в ОАО “Казанькомпрессормаш” изготавливается компрессорная установка 5ГЦ1-387/12УХЛ4 для сжатия хлор-

нефтеперерабатывающих заводах России, Казахстана, Белоруссии и Украины. К настоящему времени ОАО «Казанькомпрессормаш» изготовил и поставил компрессоры 5ЦД-208/30-45 (рис. 1) – 25шт., 5ЦД-43/50-64 – 14шт. За прошедшие годы технологические процессы получения бензина и дизельных топлив были усовершенствованы и увеличен выпуск продуктов. Соответственно для таких условий были реконструированы производства некоторых

Рис. 3. Корпус сжатия центробежного компрессора 5ЦД-208/30-45 метилового газа по заказу Китая по технической документации, разработанной ЗАО “НИИтурбокомпрессор” с учётом опыта эксплуатации компрессорной установки 5ГЦ1401/12УХЛ4 на ОАО “Нижнекамскнефтехим”. Наряду с рассмотренной конструкцией центробежного компрессора для хлористого метила 5ГЦ1-401/12 УХЛ 4 в начале семидесятых годов по заданию института «Ленгипрогаз», ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б.Шнеппа» разработаны, а ОАО «Казанькомпрессормаш» изготовлены, центробежные компрессоры 5ЦД208/30-45 с приводом от паровой турбины и 5ЦД-43/50-64 с приводом от электродвигателя для работы в составе установок каталитического риформинга бензина и дизельных топлив Л-35-11/1000 на

предприятий, что, в свою очередь, повлекло изменение параметров газа и, соответственно, замену проточной части компрессоров, а для компрессора 5ЦД-43/50-64 и замену зубчатой пары. Кроме того, в начале девяностых годов ряд зарубежных фирм начал изготовление и поставку сухих газодинамических уплотнений для оснащения центробежных компрессоров и нагнетателей. Сухие газодинамические уплотнения имеют ряд важных преимуществ перед традиционными щелевыми масляными уплотнениями. При использовании сухих газодинамических уплотнений в центробежных компрессорах полностью исключается возможность загрязнения сжимаемого газа маслом и поэтому исключается «отравление» дорогостоящего платинового ката-

лизатора, используемого в технологическом процессе. Исключается загрязнение и изменение физических свойств смазочного масла, а также значительно сокращаются его безвозвратные потери. Исключается сброс сжимаемого газа в атмосферу из маслоотделителей, что способствует его сохранению в системе установки и не нарушает экологию окружающей среды. Кроме этого, отпадает необходимость в использовании части маслосистемы, включая маслонасосы высокого давления, напорные маслобаки, маслоотделительные бачки, фильтры тонкой очистки масла и системы регенерации масла, бывшего в контакте с газом, которые снижают надежность установки, ввиду частого их выхода из строя. Таким образом, исходя из конкретных требований каждого предприятия, эксплуатирующего данные установки, модернизация существующих компрессоров велась и ведется по двум основным направлениям: - замена проточной части компрессоров для использования их в установках, с измененными технологическими параметрами газа, (в компрессоре 5ЦД43/50-64 выполняется и замена зубчатой пары мультипликатора); - замена щелевых масляных уплотнений на сухие газодинамические. Специалисты ЗАО «НИИтурбокомпрессор им.В.Б.Шнеппа» провели тщательную конструкторскую проработку оснащения корпусов компрессоров 5ЦД-208/30-45 и 5ЦД-43/50-64 сухими газодинамическими уплотнениями. Результаты проработки (доработок) показаны на рис. 4, 5. Особое внимание было уделено возможности использования штатных крышек, роторов, подшипников, с их доработкой полностью на предприятии, эксплуатирующем компрессор. Кроме того, обращалось внимание на то, чтобы при доработке сохранить точность по сопрягаемым поверхностям, для исключения дополнительных доработок и подгонок в процессе сборки. При доработке роторов проводился также анализ динамики с целью сохранения необходимых запасов по критическим скоростям

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 4. Схема щелевого масляного уплотнения вращения. В новых проточных частях компрессоров, с целью использования существующих зубчатых муфт, было предусмотрено сохранение размеров между концами валов компрессоров и концом валов привода. За период с 1990 г. по настоящее время модернизация была проведена на следующих объектах: - в 1990 г. на Лисичанском химическом комбинате в компрессор 5ЦД-208/30-45 была установлена новая проточная часть с использованием штатных: цилиндра, крышек, подшипников и уплотнений; - в 1996 г. на Павлодарском НПЗ в компрессор 5ЦД-208/30-45 были доработаны: крышки, подшипники, ротор, вместо штатного масляного уплотнения установлены сухие газодинамические уплотнения; - в 2000 г. на Ново-Уфимском НПЗ в компрессор 5ЦД208-/30-45 была установлена новая проточная часть с использованием штатных: цилиндра, крышек, подшипников и уплотнений; - в 2004 г. на Ангарском нефтехимическом комплексе в компрессор 5ЦД-208/30-45 была установлена новая проточная часть и разработан вариант доработок узлов и деталей корпуса компрессора в условиях нефтехимического комплекса под установку сухих газодинамических уплотнений;

разработки и поставки двух новых газодинамических частей и двух новых зубчатых пар для работы компрессора на режиме реакции и режиме регенерации. Все доработки на предприятиях заказчика, а также монтаж новых проточных частей и сухих газодинамических уплотнений проводился и проводится под авторским надзором специалистов ЗАО «НИИтурбокомпрессор» им. В.Б.Шнеппа». В связи с ростом потребления бензина и дизельных топлив, возникает необходимость совершенствования технологических процессов с реконструкцией предприятий и, соответственно, дальнейшей модернизацией компрессоров, тем более, что в настоящее время модернизирована незначительная часть от общего количества выпущенных компрессоров.

Рис. 5. Схема сухого газодинамического уплотнения - в 2005 г. на Чимкентском НПЗ в компрессор 5ЦД-208/30-45 была установлена новая проточная часть, произведена доработка крышек подшипников, концевых лабиринтных втулок и заменены штатные щелевые масляные уплотнения на сухие газодинамические; - в настоящее время на Ачинском НПЗ при реконструировании компрессора циркуляции водородсодержащего газа ЦК-30 на процесс депарафинизации модернизируется компрессор 5ЦД-43/50-64, работающий в этой технологической линии. Модернизация состоит из

Выводы Разработка, изготовление и эксплуатация компрессоров 5ГЦ1401/12 УХЛ4, 5ЦД-208/30-45 и 5ЦД-43/50-64 показали способность ЗАО «НИИтурбокомпрессор им.В.Б.Шнеппа» и ОАО “Казанькомпрессормаш” в кратчайшие сроки создавать уникальные по конструктивным решениям, нетрадиционные по материальному исполнению и с оригинальной технологией обработки труднообрабатываемых материалов компрессоры для различных отраслей промышленности.

Ïðîåêòèðîâàíèå è ìîäåëèðîâàíèå

ÓÄÊ 544.6.018.42

Ì.Â. Êàë³íêåâè÷, ê.ò.í., äîöåíò, ß.². Á³ëèê, ³íæåíåð, Â.Ì. ²ãíàòåíêî, ê.ô-ì.í., äîöåíò (Ñóìñüêèé äåðæàâíèé óí³âåðñèòåò, Óêðà¿íà)

Ïðîåêòóâàííÿ çì³ííèõ ïðîòî÷íèõ ÷àñòèí â³äöåíòðîâèõ êîìïðåñîð³â У статті наведено методику проектування змінних проточних частин із широким діапазоном відношень тисків для відцентрових компресорів газоперекачувальних агрегатів. Визначення кількості змінних проточних частин та їх характеристик виконується за умови, що кожна змінна проточна частина має забезпечувати необхідні газодинамічні параметри з коефіцієнтом корисної дії не меншим за 0,95 від максимального значення. Ключові слова: відцентровий компресор, проточна частина, характеристика, газодинамічний параметр. В статье приведена методика проектирования сменных проточных частей с широким диапазоном отношений давлений для центробежных компрессоров газоперекачивающих агрегатов. Определение количества сменных проточных частей и их характеристик выполняется при условии, что каждая сменная проточная часть должна обеспечивать необходимые газодинамические параметры с коэффициентом полезного действия не меньшим 0,95 от максимального значения. Ключевые слова: центробежный компрессор, проточная часть, характеристика, газодинамический параметр. In the article a design technique removable running parts is resulted with the wide range of relations of pressures for the centrifugal compressors of gascompressor units. Determining the amount of removable running parts and their descriptions is executed on condition that every removable running part must provide necessary gas-dynamic properties with an output-input ratio not less 0,95 from a maximal value. Keywords: centrifugal compressor, running part, description, gas-dynamic property.

газодобувній промисловості застосовують компресори великої потужності для підвищення тиску природного газу до параметрів у магістральному трубопроводі. Під час виснаження родовища пластовий тиск зменшується, в той час, як транспортний тиск має бути сталим на рівні 5,6-7,6 МПа. Заміна компресорів є неекономічним способом розв’язання цієї проблеми. Більш вигідним є створення змінних проточних частин (ЗПЧ) та їх встановлювання замість штатних. При цьому залишаються корпус компресора з приєднаними до нього трубопроводами газового тракту, а також вузли підшипників та ущільнень. Відношення тисків, спроектованих таким чином змінних проточних частин, незначно відрізняються від тисків вихідного компресора. Кількість ступенів у таких ЗПЧ залишаються такими самими, як і у вихідного компресора або відрізняються не більше ніж на одиницю. Подібний підхід не забезпечує значної зміни відношення тисків. Для проектування змінних проточних частин з широким діапазоном відношення тисків для відцентрових компресорів га-

зоперекачувальних агрегатів (ГПА) необхідне створення спеціальної методики. Ця методика має забезпечувати визначення необхідної кількості змінних проточних частин та їх параметрів на основі розв’язання таких задач: – визначення теплофізичних властивостей газу для широкого діапазону значень відношень тисків; – визначення безрозмірних характеристик для змінних проточних частин з різною кількістю ступенів; – визначення видаткових і напірних параметрів для кожної ЗПЧ, які відповідають зоні економічної роботи. У процесі розробки методики виконувались розрахунки для відцентрового компресора газоперекачувального агрегату дотискувальної компресорної станції з приводом від газової турбіни потужністю 16 МВт, кінцевим тиском газу 5,49 МПа, діапазоном відношень тисків від 1,44 до 3, частотою обертання ротора 5300 об/хв., початковою температурою Твх=288 К. Наведені у статті розрахункові результати мають ілюстративний характер.

Визначення теплофізичних властивостей газу для різних відношень тисків. Потрібно визначити термічні і калориметричні параметри реального газу. В даній роботі наведені результати розрахунків, виконаних за допомогою комп’ютерної програми DPG (eff), у якій властивості газу визначаються відповідно до розв’язання рівняння Бенедикта-Вебба-Рубіна методом Лі-Кеслера. До бази даних програми входять відомості для більш ніж 400 газів. Розрахунки виконувались для природного газу, який (у масових частках) містить: 1) метан – 0,9863; 2) етан – 0,0012; 3) пропан – 0,0023; 4) н-бутан – 0,0001; 5) азот – 0,0101. Визначались такі параметри: тиск газу на вході у компресор (Рвх); температура газу на виході із компресора (Твих); показник адіабати (k); питома ізобарична теплоємність (Ср); коефіцієнт стисливості газу (z); густина газу на вході у компресор (ρвх); різниця питомих ентальпій (Δi); масова продуктивність (m); об’ємна продуктивність компресора на вході (Vвх). Результати розрахунків наведені у табл. 1. Аналіз отриманих даних дозволяє дійти висновку про істотну

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

зміну теплофізичних властивостей газу залежно від значень відношення тисків, тому цей факт потрібно враховувати у подальших розрахунках. Теплофізичні властивості газу використовуються для розрахунків об’ємної продуктивності компресора для різних значень відношень тисків. Графічна залежність об’ємної продуктивності компресора від відношення тисків наведена на рис. 1. Визначення характеристик ЗПЧ із різною кількістю ступенів. За базову характеристику прийняли характеристику компресора з відношенням тисків П=1,44 (рис. 2), отриману внаслідок значної кількості випробувань. Розмірна характеристика перераховується у безрозмірну з використанням рівнянь (1).

Рис. 1. Залежність об’ємної продуктивності компресора від відношення тисків

(1)

де ψТ 2 – коефіцієнт теоретичного напору; r2 – коефіцієнт витрат; z2 – кількість лопаток у робочому колесі; D2 – зовнішній діаметр робочого колеса; u2 – колова швидкість; – відносна ширина робочого колеса; – газодинамічна функція; ηn – політропічний коефіцієнт корисної дії (ККД). На рис. 3 показана безрозмірна характеристика для змінної проточної частини із відношенням тис-

Рис. 2. Характеристика відцентрового компресора ГПА-Ц-16/76-1,44

Таблиця 1. Результати розрахунків теплофізичних властивостей газу для різних відношень тисків П

1,44

1,55

1,85

2,15

2,6

Рвх, МПа

3,8

3,54

2,97

2,55

2,11

1,83

Твих, К

318

325

340

353

375

388

1,245

1,249

1,253

1,255

1,257

1,258

Ср, кДж/(кг∙K)

2,39

2,393

2,397

2,4

2,405

2,41

0,928

0,934

0,946

0,954

0,964

0,97

ρвх, кг/м3

27,94

25,82

21,41

18,22

14,94

12,89

Δi, кДж/кг

105

135

185

218

m, кг/с

260

213

144

112

Vвх, м3/хв

560

494

404

369

329

323

Рис. 3. Безрозмірна характеристика компресора ГПА-Ц-16/76-1,44 ків П=1,44. Таким чином її можна використовувати для ЗПЧ з двома ступенями. Безрозмірні характеристики для ЗПЧ з більшою кількістю ступенів визначаються збільшенням коефіцієнту напору на величину, що відповідає одному ступеню, при цьому коефіцієнт витрати φr2 залишається сталим. На рис. 4 наведені безрозмірні характеристики для ЗПЧ з двома, трьома, чотирма та п’ятьома ступенями. Для цих безрозмірних характеристик можна розрахувати розмірні характеристики П=f(V) та η=f(V), які у подальшому використовуються для визначення коефіцієнтів продуктивності k1v і k2v і напору k1n і k2n. Визначення вказаних коефіцієнтів зручніше виконати за допомогою зведених характеристик. Зведені характеристики змінних проточних частин. Як правило, номінальному режиму роботи відцентрового компресора відповідає максимальне значення ККД. Для подальших розрахунків потрібно розмірні характеристики перевести у безрозмірний вигляд за формулами: ,

, (2)

де Пном, ηном та Vном – відношення тисків, ККД та об’ємна продуктивність компресора на номінальному режимі роботи; П, η та V – поточні значення відношення тисків, ККД та об’ємної продуктивності компресора. Змінні проточні частини мають різну кількість ступенів та забезпечують різне підвищення тиску. Об’ємні продуктивності також відрізняються, тому зведені безрозмірні характеристики ηзв=f(Vзв) мають хоча й подібний, але різний вигляд. Наприклад, на рис. 5 наве-

теристики Пзв=f(Vзв). Для ЗПЧ з двома ступенями зведена характеристика Пзв=f(Vзв) наведена на рис. 6. Використання цієї характеристики та значень коефіцієнтів k1v і k2v дозволяють визначити значення коефіцієнтів k1n і k2n. Розрахунок необхідної кількості змінних проточних частин. За отриманими зведеними характеристиками визначається потрібна кількість проточних частин при значеннях коефіцієнтів, які забезпечують експлуатацію компресора у зоні економічної роботи. Такі

Рис. 4. Безрозмірні характеристики змінних проточних частин із кількістю ступенів від двох до п’яти

Рис. 5. Зведена характеристика ηзв=f(Vзв) для ЗПЧ з двома ступенями дена зведена характеристика ЗПЧ з двома ступенями. Коефіцієнти k1v і k2v на рис. 5 відповідають значенням зведених продуктивностей на границях зони економічної роботи ЗПЧ. Коефіцієнт теоретичного напору при зміні кількості ступенів змінює свої значення, а його графічна характеристика змінює кут нахилу. Отже, ЗПЧ будуть мати різні харак-

Рис. 6. Зведена характеристика Пзв=f(Vзв) для ЗПЧ з двома ступенями коефіцієнти беремо на підставі того, що кожна проточна частина забезпечує потрібні газодинамічні параметри при ККД не нижчим за 95% максимального значення. Так як ηmax=0,85, то ηmin=0,8075. Коефіцієнти знаходяться за графіками зведених характеристик (рис. 6 і 7). Отримані коефіцієнти для ЗПЧ з різною кількістю ступенів наведені у табл. 2.

Таблиця 2. Значення коефіцієнтів k1ν

2 ступ

3 ступ

4 ступ

5 ступ

0,82

0,821

0,823

0,83

k2ν

1,21

1,193

1,18

1,156

k1n

1,025

1,042

1,052

1,057

k2n

0,942

0,92

0,895

0,89

Рис. 7. Напірні характеристики ЗПЧ

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 8. Характеристики економічності ЗПЧ η=f(Vвх)

Рис. 9. Характеристики економічності ЗПЧ для заданого діапазону відношень тисків

організовано відведення стиснутого газу у проміжний теплообмінник, де він охолоджується для зменшення роботи стиснення. Після цього охолоджений газ надходить до наступних ступенів. Висновки Змінні проточні частини для широкого діапазону відношень тисків мають різну кількість ступенів і суттєво різну витрату газу. З цієї причини потрібно для високовитратних ЗПЧ використовувати

Отримані такі значення відношень тисків та об’ємних продуктивностей на номінальному режимі: перша ЗПЧ – П=1,44; Vвх=560 м3/хв; друга ЗПЧ – П=1,61; Vвх=470 м3/хв; третя ЗПЧ – П=1,83; Vвх=410 м3/хв; четверта ЗПЧ – П=2,13; Vвх=370 м3/хв; п’ята ЗПЧ – П=2,52; Vвх=330 м3/хв; шоста ЗПЧ – П=3; Vвх=324 м3/хв; Значення відношень тисків для ЗПЧ визначаються за формулою: (3) Розмірні характеристики для отриманої кількості проточних частин визначаються за їх зведеними характеристиками (рис. 7 і 8). Змінні проточні частини мають покривати діапазон відношень тис-

Рис. 10. Конструктивна схема відцентрового компресора з відношенням тисків П=1,44 двохпоточну схему, а для середнє та низьковитратних – однопоточну. Це дозволяє виконати загальний корпус машини для всіх ЗПЧ. Необхідну кількість ЗПЧ потрібно визначати на основі економічної зони роботи компресорів, що забезпечує високі експлуатаційні показники у широкому діапазоні відношення тисків. Запропонована методика дозволяє визначити параметри ЗПЧ на номінальних режимах та в зоні економічної роботи.

Рис. 11. Конструктивна схема відцентрового компресора з відношенням тисків П=3 ків від 1,44 до 3 за умови, що кожна забезпечить необхідні газодинамічні параметри при зменшенні ККД не більш ніж на 5% від максимального значення (рис. 9). На основі отриманих даних були розроблені конструктивні схеми змінних проточних частин одновального двоступеневого двопотокового

компресора із розташуванням робочих коліс «спина до спини», в якому П=1,44 (рис. 10). Якщо відношення тисків дорівнює П=3, то компресор є п’ятиступеневий однопотоковий (рис. 11). У цій схемі робочі колеса також розташовані «спина до спини». Після перших трьох ступенів

Список літератури 1. Теория и расчет турбокомпрессоров / К.П. Селезнев и др. – Л.: Машиностроение, 1986. – 392 с. 2. Селезнев К.П., Галеркин Ю.Б. Центробежные компрессоры.– Л.: Машиностроение, 1982.– 271с. 3. Рис М.Ф. Центробежные компрессорные машины. Л.:Машиностроение, 1981.– 351с. 4. Калінкевич М.В. Варіантний розрахунок відцентрового компресора: Навчальний посібник. – Суми : СумДУ, 2008. – 55 с.

Òåõíîëîãèÿ

ÓÄÊ 672.67.02

Â.Ñ. Äîðîøåíêî, ê. ò. í., ñò. íàó÷. ñîòð. (Ôèçèêî-òåõíîëîãè÷åñêèé èíñòèòóò ìåòàëëîâ è ñïëàâîâ ÍÀÍ Óêðàèíû, ã. Êèåâ)

Ñîâðåìåííàÿ òåõíîëîãèÿ èçãîòîâëåíèÿ ìåòàëëè÷åñêèõ îòëèâîê äëÿ ïðîèçâîäñòâà êîìïðåññîðíîãî îáîðóäîâàíèÿ Представлены особенности технологии литья чугуна, стали и цветных сплавов по газифицированным моделям. Показаны значительные технические и экономические преимущества процесса по сравнению с традиционными литейными технологиями. Приведены примеры изготовления деталей для различных машиностроительных изделий. Ключевые слова: литье, отливка, газифицированная модель, форма, песок, пенопласт, оборудование, цех. Представлені особливості технології литва чавуну, сталі й кольорових сплавів по газифікованих моделях. Показані значні технічні й економічні переваги процесу в порівнянні із традиційними ливарними технологіями. Приведені приклади виготовлення деталей для різних машинобудівних виробів. Ключові слова: литво, виливок, газифікована модель, форма, пісок, пінопласт, обладнання, цех. The features of technology of casting of cast-iron,steel and coloured alloys are presented, on the installed gas models. Considerable technical and economic advantages of process are rotined as compared to traditional castings technologies. The examples of making of details are resulted for different machine-building wares. Keywords: сasting, founding, installed gas model, form, sand, foam plastic, equipment, workshop.

азвитие реального производства с сокращением временных и материальных затрат требует применения наукоемких технологий для выпуска изделий с высокой добавленной стоимостью, т.к. именно в них в наибольшей мере используются современные научно-технические достижения, позволяющие сохранить природные ресурсы. Это способствует опережению роста общественной производительности труда над ростом потребления, импортозамещению, а также важному для отечественной экономики переходу от экспорта продукции металлургической промышленности к экспорту машиностроительной. Промышленники в недостаточной мере знакомы с одной из современных технологий получения металлических отливок – литьем по газифицируемым моделям (ЛГМ). Разработкой и совершенствованием этой технологии в Институте ФТИМС НАН Украины занимается под руководством профессора О.И. Шинского специализированный отдел ФХПФ. Отдел поставляет оборудование и

организовывает реконструкцию литейных цехов [1]. Литейные цеха относят к промышленным производствам, наиболее загрязняющим окружающую среду. В России свыше 77% отливок металлических деталей получают в песчаных формах, которые при традиционных технологиях являются основными источниками выделения газов, загрязняющих атмосферу и состоящих, в основном, из продуктов испарения и горения связующих материалов формовочного песка. Количество сыпучих отходов формовочных смесей достигает до 4 т на 1 т получаемых отливок. По технологии ЛГМ (Lost Foam Casting Process) модели изготовляют из пенополистирола или других пенопластов и помещают в формы из сухого песка без связующего. За 50 лет с начала применения ЛГМ годовой объем выпуска отливок в мире этим способом приближается к 1,5 млн. тонн. Хотя этот способ по традиции относят к специальным видам литья, ЛГМ, в результате заимствования достижений вакуумной формовки и технологии самотвердеющих смесей (ХТС), в

настоящее время успешно применяется для получения отливок развесом от 0,1 кг до нескольких тонн, составляя конкурентное направление во всех видах песчаной формовки. Конкуренция при рыночных отношениях требует от литейного производства быстрого обновления продукции. Массовое производство заменяется мелкими и средними сериями отливок с повышенной размерно-весовой точностью. Развитие литейного производства базируется, в основном, на создании самостоятельных некрупных цехов с гибкими технологиями получения отливок высокой точности и сложности. Для этого метод ЛГМ оказался наиболее подходящим вместо литья в песчано-глинистые формы, по выплавляемым моделям, в металлические формы или другими способами. В способе литья ЛГМ формирование модели уже наполовину предопределяет возможность получить качественную отливку из металла. Пенопластовая модель отливки по виду напоминает упаковку телевизора или разовую пищевую тарелку, которые штампуются на автоматах миллионами штук. По

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

аналогичной технологии для серии отливок производят модели из порошка полистирола в легких алюминиевых пресс-формах при нагреве до 130°С. Для разовых и крупных отливок (иногда весом до нескольких тонн) модели вырезают из плит пенопласта на гравировально-фрезерных станках с ЧПУ. В последнее время большое количество модификаций таких станков появилось на рынке по доступной цене [2, 3]. Модель и полученная по ней отливка имеют высокую точность и конкурентный товарный вид, чему способствует окраска модели быстросохнущей краской с порошкомогнеупором. Модель по форме представляет собой отливку, что позволяет уточнить ее размеры, в том числе и толщину стенок. При обычной формовке сложных с несколькими стержнями моделей такие измерения выполнить невозможно. Смещение стержней и форм при сборке отсутствует, так как отсутствуют сами стержни (рис. 1). Литейщики не привыкли к таким возможностям технологии ЛГМ и качеству литья, что тормозит понимание потенциала этой технологии. По сути, разъемная литейная форма как бы «исчезла» в ее традиционном понимании, ее заменила литейная форма в виде засыпки модели сухим песком в ящике (контейнере). При заливке такой формы металл замещает модель, испаряя ее. Экологическая безопасность технологического процесса обеспечивается исключением из при-

менения токсичных связующих, большого объема формовочных и стержневых песчаных смесей, транспортировки их и удаления из отливок. Например, масса 1 м3 модели из пенополистирола составляет 25-27 кг. При замещении его 7-ю тоннами жидкого чугуна на 1 т литья расходуется ≈ 25/7=3,6 кг полимера. Тогда как в формах из смоляных холодно-твердеющих смесей (ХТС) при потреблении 3% связующего на 3 т смеси на 1 т литья расход составляет 0,03х3000=90 кг полимерного связующего, или в 90/3,6=25 раз больше. Чтобы пенопластовая модель не выделяла в цех испарений при заливке металла в форму и в период его затвердевания, из контейнера отсасывают вакуумным насосом все газы при разрежении ≈ 500 кПа [4]. Отсасываемые газы через трубу вакуумной системы подают для обезвреживания в систему термокаталитического дожигания, где они окисляются до уровня не менее 98% и в виде водяного пара и двуокиси углерода удаляются в атмосферу за пределами помещения цеха. Традиционные формы после заливки металлом выделяют в помещение цеха токсичные газы даже при самой эффективной вентиляции рабочей зоны участка заливки. Такое удаление газов из сухого песка формы согласно проведенным измерениям концентраций примесей в воздухе цеха в 10-12 раз снижает показатели загрязнения атмосферы рабочей зоны цеха по сравнению с литьем в традиционные песчаные

формы. Формовочный кварцевый песок после извлечения отливок из формы, благодаря его высокой текучести, обычно транспортируют по закрытой системе трубопроводов пневмотранспорта, исключающей выделение пыли в воздух цеха [5]. Песок поступает в установку терморегенерации, в которой освобождается от остатков конденсированных продуктов деструкции пенополистирола, а затем после охлаждения в проходных закрытых охладителях подается снова на формовку при использовании около 97% оборотного песка. Технологическая схема использования песка в технологии ЛГМ показана на рис. 2. Значительную часть бункеров, трубопроводов и оборудования комплекса по охлаждению и складированию оборотного песка обычно монтируют за пределами помещения цеха у внешней его стены, при этом сухой песок не образует конгломерат при отрицательных температурах и быстрее охлаждается на открытом воздухе. Изолирование в закрытых трубопроводах потока песка, отсасывание из формы и последующая нейтрализация газов в сочетании с достаточно чистым модельным производством дает возможность создать экологически чистые цеха высокой культуры производства (рис. 3). Технологические потоки и пространственное размещение моделей в объеме контейнерной формы выполняются с помощью компьютерных программ, а при изготовлении

Рис. 1. Модели и отливки: а) запорной арматуры; б) алюминиевых патрубков; в) корпуса насоса из износостойкой стали для перекачки пульпы в горнорудной промышленности

модельной оснастки применяют 3D-графику для программирования станков с ЧПУ. Растущий поток патентной информации свидетельствует о возросшем интересе к технологии ЛГМ практически всех ведущих машиностроительных компаний. Созданы, проектируются и внедряются в производство десятки видов конвейерных, оснащенных манипуляторами, и линий непрерывного действия, которые хорошо зарекомендовали себя в автотракторном моторостроении. В мелкосерийном производстве выполняется литье трубопроводной арматуры, деталей насосов, корпусов электродвигателей, деталей коммунального машиностроения и др. (рис. 4). Однако чаще создаются небольшие производственные цеха, состоящие из модельного, формовочного, плавильного и очистного участков. Они оснащаются простым оборудованием, пригодным для литья черных и цветных сплавов. По технологии ЛГМ изготовление форм состоит в заполнении моделей сухим песком с вибрацией в течение около 1-1,5 минуты. При этом отпадает потребность в высокоточных формовочных машинах прессования, встряхивания, устройствах сборки форм. При производстве моделей из легкого материала с плотностью 25-26 кг/м3 целесообразно применение женского труда с расположением участков на верхних этажах зданий. Для серийного производства отливок поставляются полуавтоматы, на которых цикл производства пенопластовых моделей составляет ≈ 2, 5…3 мин. Такое оборудование

Рис. 2. Схема оборота песка в технологии ЛГМ применяется в упаковочной отрасли, где его используют для производства фасонной упаковки, легкой тары, а также декоративных панелей и элементов фасада. Способом ЛГМ получают отливки из чугуна, всех видов стали, бронзы, латуни и алюминия литейных марок. В формовочном ящике с расположением форм в виде «елки» или «куста» возможно выполнить десятки отливок, как в ювелирном производстве, обычно с почти «ювелирной» точностью. До 90% отливок можно применять без механической обработки. Цеха и участки с гибкой технологией ЛГМ широко распространены во всем мире. Большинство крупнейших автопроизводителей Европы и Америки ежегодно ис-

пользуют в производимых автомобилях несколько сотен тысяч тонн точных отливок, полученных способом ЛГМ. General Motors, Ford Motors, BMW, Fiat, VW, Renualt и ряд других фирм полностью перешли в 1980-90 г.г. на изготовление отливок блоков цилиндров, головок блока, впускных и выпускных коллекторов, коленвалов для наиболее массовых типов 4-х и 3-х цилиндровых двигателей методом ЛГМ [1]. Институт ФТИМС НАН Украины на протяжении тридцати лет совершенствует технологию ЛГМ. Институт спроектировал оборудование и организовал пуск ряда участков в России, поставил и внедрил такое оборудование во Вьетнаме. Крупный объект – литейный цех на 400 тонн отливок в месяц действует

Рис. 3. Внешний вид: а – модельного цеха с рядом автоклавов; б – формовочно-заливочного участка с контейнерными песчаными формами; в – участок (линия) очистки и охлаждения оборотного песка литейного цеха опытного производства ФТИМС НАНУ

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

д Рис. 4. Внешний вид ГЛМ моделей и отливок: а – шнек; б – крыльчатка вентилятора; в – распределительный вал; г – блок рабочих колес насоса; д – блок отливок колес насоса в г. Днепропетровске (Украина). В настоящее время институт поставляет заводам базовое оборудование для литья 100-5000 т/год с различной степенью механизации. На опытном производстве ФТИМС в Киеве изготовляют отливки из черных и цветных металлов массой 0,1-1500 кг до 50 т /месяц, отрабатывают технологию и оснастку для новых цехов, проектируют оборудование и линии под программу и площади заказчика, которое затем поставляют литейным предприятиям под ключ. Выполняется пуско-наладка всего комплекса поставленного оборудования и внедрение технологии ЛГМ. Изготовление пресс-форм для моделей часто выполняют точным литьем. Значительная экономия достигается при литье сложных отливок из износостойких сталей (шнеки для машин производства кирпича, била, молотки и детали дробилок), т. к. резко снижаются затраты на их механическую обработку. Литье

выполняется без ограничений по конфигурации конструкций колес, звездочек, корпусов, сантехнических изделий, головок и блоков цилиндров бензиновых и дизельных двигателей, художественного литья и др. Капитальные затраты на организацию производства сокращаются в 2-2,5 раза, также как и сроки ввода его в эксплуатацию. Легко разместить такие участки при кузнечных, термических, ремонтных и других цехах. Производственный потенциал технологии ЛГМ далеко не исчерпан и настолько значителен, что она позволяет получать не только оливки из металлов и сплавов, но и формировать композиты и армированные конструкции, которые обладают повышенными в несколько раз служебными свойствами. При этом в модель предварительно устанавливают различные детали или материалы, которые составляют композит или армированную конструкцию, а давлением газа на

жидкий металл увеличивают стабильность пропитки таких изделий со вставками на длину свыше 1м. Выводы Применение технологии литья по газифицированным моделям представляется перспективным при изготовлении деталей компрессорных машин, таких как картеры, блоки цилиндров, клапанные коробки, коленчатые валы, коллекторы теплообменных аппаратов, патрубки и др. Наряду с повышением качества отливок и снижением затрат на литье, технология ЛГМ позволяет создавать конструкции деталей с композиционным формированием металла с высокими механическими свойствами. Список литературы 1. Дорошенко В. С., Шинский И. О., Бердыев К.Х. Структура цеха литья по газифицируемым моделям и особенности его проектирования // Металл и литье Украины, 2010.– №4. – С. 8 – 16. 2. Дорошенко В. С., Бердыев К. Х., Шинский И.О. Обобщение опыта изготовления пенополистироловых литейных моделей // Металл и литье Украины, 2010.- №5. – С. 14 – 19. 3. Бердыев К. Х., Дорошенко В. С. Проходное оборудование для получения пенопластовых литейных моделей //Станочный парк. – Санкт-Петербург, 2010. – №1-2.– С. 36-37. 4. Дорошенко В. С., Бердыев К. Х., Болюх В.А. Вакуумные системы формовочно-заливочных участков цехов ЛГМ.// Металл и литье Украины, 2010.- №7. – С. 32 – 37. 5. Дорошенко В. С., Шинский И. О., Бердыев К.Х. Оборудование непрерывного действия для литья по газифицируемым моделям // Процессы литья, 2009.– №2. – С. 56 – 61. 6. Рыбаков С. А. Инновационные возможности литья по газифицируемым моделям, состояние и перспективы этого метода в России // Литейщик России, 2009.– № 4.– С. 44-45.

Òåõíîëîãèÿ

ÓÄÊ 621.191.1:621.186.07.01

À.È. Ðåìíåâ, ä. ò. í., ïðîô., Ñ.À. Ñåðãååâ, ê. ò. í, äîö., À.À. ßíüøèí, àñïèðàíò (Þãî-Çàïàäíûé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò, ã.Êóðñê, Ðîññèÿ)

Îñîáåííîñòè ñáîðêè ñîåäèíåíèé ñ êîëüöåâîé êàíàâêîé äëÿ ñèñòåì òåïëîîáìåíà Рассмотрена оптимизация режимов деформирования трубы и геометрических размеров кольцевой канавки в отверстии трубной решетки систем теплообмена, обеспечивающих герметичность и прочность узла сборки систем теплообмена. Ключевые слова: трубчатый теплообменник, труба, трубная решетка, кольцевая канавка, сборка, осевое деформи рование,герметичность. Розглянута оптимізація режимів деформування труби й геометричних розмірів кільцевої канавки в отворі трубної решітки систем теплообміну, що забезпечують герметичність і міцність вузла зборки систем теплообміну. Ключові слова: трубчастий теплообмінник, труба, трубна решітка, кільцева канавка, зборка, осьове деформування, герметичність. Optimization of the modes of deformation of pipe and geometrical sizes of circular ditch is considered in opening of pipe grate of the systems of heat exchange, providing impermeability and durability of knot of assembling of the systems of heat exchange. Keywords: tubular heat exchainger, pipe, pipe grate, circular ditch, assembling, axial deformation, impermeability.

истемный анализ использования существующих способов сборки труб с трубной решеткой свидетельствует о том, что для систем теплообмена (СТ), работающих при давлениях рабочей среды до 10 МПа и температурах до 473ºК, не существует надежных способов сборки соединений с натягом. Использование алюминиевых труб из-за отсутствия надежных способов их сборки весьма ограничено, а в некоторых областях машиностроения по различным технологическим причинам не применяется. Возрастающая тенденция широкого использования алюминиевых сплавов для изготовления труб и трубных решеток на заводах автотракторного, судового, химического, нефтяного и энергетического машиностроения требует решения вопроса надежной сборки соединений труба-решетка (Т-Р). Наиболее полно удовлетворяет требованиям сборки соединений Т-Р способ сборки труб осевым деформированием [1-7, 9 и 10]. Постановка задачи Известно, что цилиндрическая трубная оболочка конечной длины при воздействии на нее осевого усилия претерпевает пластическую деформацию. Вид деформации зависит от ряда исходных данных,

основными из которых являются отношение R/S, где R – радиус срединной оболочки трубы, мм; S – толщина стенки оболочки трубы, мм и длина оболочки – , мм. При соотношении R/S ≤35 потеря устойчивости оболочки трубы сопровождается образованием сплошной кольцевой выпучины (гофра). Такой вид деформации принято называть осесимметричной [8]. Принимая во внимание то, что трубы, используемые в СТ, имеют R/S ≤35, следует, что оптимальные условия для воздействия осевого усилия на торец закрепляемой трубы обеспечивает осесимметричная пластическая деформация, называемая полой высадкой [12]. Методика проведения исследований Использование кольцевой канавки и формирования в ней гофра как средства обеспечения прочно-герметичного соединения Т-Р положено в основу получения различных типов соединений, выполняемых способом осевого деформирования [1-10]. Конструктивные элементы открытых и закрытых кольцевых канавок и схем приложения осевого усилия приведены на рис. 1. Эксперименты выполнялись по схемам рис. 1, в и е, на прессе. Такие схемы формирования соединения

Т-Р с гофром обеспечивают полую высадку трубы в объем, образованный кольцевой канавкой в отверстии решетки. Схема формирования соединения Т-Р с кольцевыми канавками на установке осевого деформирования с помощью специальной технологической оснастки приведена на рис. 1,е , принцип работы которой следующий. В отверстии трубной решетки 1 труба 2 жестко фиксируется (защемляется) цанговым зажимом 3, путем разжатия его лепестков коническим штоком 4 в радиальном направлении относительно образующей трубы [8]. После фиксации трубы 2 производится осевая осадка трубы 2 (деформирование) путем приложения осевого усилия на торец трубы через пуансон 5. Исследования процесса формирования гофра на трубе осуществлялось на моделях трубной решетки с кольцевыми канавками открытого и закрытого типов. В качестве образцов использовались трубы диаметром 16х1,0 и 25х2,5 мм из латуни Л62 и алюминиевого слава АМцН соответственно. Модели трубных решеток изготовлялись из алюминиевого слава АМг5, стали О8КП, а также прозрачного органического непластифицированного стекла марки СТ-1 по

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис.1. Характеристика решетки и схема процесса формирования соединения труба-решетка с гофром: а, б и в – решетка с открытой кольцевой канавкой; г, д и е – решетка с закрытой кольцевой канавкой; 1 и 2 – решетка и труба соответственно; 3 – пуансон; 4 – кольцо-ограничитель; do и dк – диаметр отверстия и кольцевой канавки соответственно; dн и dв – наружный и внутренний диаметр трубы соответственно; l – длина выступающей части трубы; hТ – общая длина оболочки трубы для сборки соединения; Н – толщина решетки; а – ширина канавки; в – размер до начала канавки; Rк – радиус канавки; РА – осевая сила на пуансон ГОСТ 15809-70. Прозрачные трубные решетки позволяют наглядно проследить за процессом формирования гофра на оболочке трубы, а также наглядно установить усилие, при котором исчерпывается несущая способность оболочки трубы. На рис. 2 представлены образцы оболочки трубы с гофром, извлеченные из отверстия трубной решетки после пластической деформации. Экспериментально установлено, что материал оболочки трубы после осевой осадки в отверстие решетки на участке образования гофра плотно соприкасается с контактирующими по-

а)

б)

Рис. 3. Образцы решеток с диаметральным разъемом по отверстию: а – в разобранном виде; б – в сборе Таблица Номер варианта отверстия

а)

верхностями, копируя при этом на оболочке трубы микронеровности отверстия решетки по всей длине. Решетки были изготовлены из двух разъемных пластин (рис. 3), скрепляемых болтами, а отверстия в них выполнялись с центром в разъеме стыка пластин, то есть, отверстия пластин решетки имели диаметральный разъем. Диаметр отверстия в решетке и ее толщину принимают равными 25,6 и 30 мм соответственно. Шероховатость обработанного отверстия решетки соответствует Ra=25 мкм. Длина выступающей части трубы над трубной решеткой до её сборки соответствовала 6±0,5 мм. В таблице приведены сведения о характеристике отверстий с кольцевой открытой и закрытой канавками для четырех вариантов отверстий с разъемом по их диаметру. Методикой проведения экспериментов предусматривается определение усилия защемления трубы и осевого осаживания (деформирования) для соединения Т-Р, которые являются основными

Характеристика отверстия с открытой и закрытой кольцевой канавкой, мм dн 25,0

25,0

dв 20,0

20,0

S 2,5

2,5

do 25,5

25,5

dк 27,5

28,5

Rк

30,0

5,0 8,0 11,0 14,0

10 7 4 1

2,5 4,0 5,5 7,0

30,0

5,0 8,0 11,0 14,0

10 7 4 1

2,5 4,0 5,5 7,0

30,0

5,0 8,0 11,0 14,0

10 7 4 1

2,5 4,0 5,5 7,0

30,0

5,0 8,0 11,0 14,0

10 7 4 1

2,5 4,0 5,5 7,0

б)

Рис. 2 .Образцы – свидетели элемента трубы с гофром после извлечения из разъемного отверстия решетки: а – для трубы диаметром 25х2,5 мм из АМцН; б – для трубы диаметром 16х1,0 мм из Л62

25,0

20,0

2,5

25,5

29,5

30,5

технологическими параметрами сборки. Оптимизация режимов деформирования труб и геометрических размеров кольцевой канавки в отверстии решетки при формировании соединения производилась на дополнительных образцах трубных решеток. Натурные соединения Т-Р (рис. 4) были выполнены на специальной установке осевого деформирования, а соединения с диаметральным разъемом отверстия решетки – на лабораторном прессе “Fritz Heckert” типа RD 10/DO (ГДР). При этом усилия деформирования были идентичны. Режимы формирования соединения Т-Р, полученные экспериментально и расчетным путём, соответствовали оптимальным для труб данного типоразмера. Оптимальное соотношение геометрических размеров кольцевой канавки определялось путём варьирования параметров отверстия dк, a, в и Rк (таблица). Качество формирования гофра на трубе и контакт ее с поверхностью кольцевой канавки оценивалось по параметру плотного прилегания трубы по её образующей отверстия. Наличие зазора между трубой и кольцевой канавкой свидетельствует о несоответствии её геометрических размеров их оптимальному соотношению. Процесс формирования гофра на трубе по разъемной модели решетки позволил установить основные факторы, влияющие на качество его формирования, изучить и произвести анализ образующегося соединения Т-Р с открытой и закрытой кольцевой канавками. Обработка результатов Экспериментально установлено, что для трубы диаметром 25х2,5 мм оптимальные размеры максимального диаметра кольцевой канавки и её ширины находятся в пределах 28,5±0,25 и 8±0,25 мм соответственно. При этом кольцевые канавки с радиусными скруглениями по сравнению с кольцевыми прямоугольными канавками имеют существенные преимущества, обусловленные благоприятными условиями формирования гофра на оболочке трубы и возможностью дополнительного увеличения площади контакта в сборке Т-Р. Радиус скругления кольцевой канавки устанавливается в пределах 3,5±0,1 мм для указанной выше трубы. При изменении параметра толщины стенки трубы ширину коль-

цевой канавки можно определить по формуле a=3,5 S Для этого случая диаметр кольцевой канавки dк определяется по формуле dк=do +2S , а радиус её скругления определяется зависимостью Rк=а/2 Качественные показатели по герметичности определялись на образцах - свидетелях соединения Т-Р (рис. 4). Для испытаний изготовлялись однотрубные образцы двух типов: без кольцевой канавки и с одной кольцевой канавкой в отверстии решетки. Наружный диаметр эквивалентной втулки равен 46 мм. Испытания образцов с кольцевыми канавками и без кольцевых канавок гидравлическим давлением показали, что потеря устойчивости трубы наступает при давлении 26– 27 МПа. Нарушение герметичности соединений трубных образцов с кольцевой канавкой до потери устойчивости трубы не отмечено, тогда как герметичность образцов без кольцевых канавок нарушается при давлении 16–17 МПа. Данные испытаний образцов на разрывной машине свидетельствуют о том, что усилие сдвига (вырыва) труб для образцов без кольцевых канавок и с кольцевыми канавками составляет соответственно 19600 и 24500 Н. Выводы Рассмотрена оптимизация режимов деформирования трубы и геометрических размеров кольцевой канавки в отверстии трубной решетки систем теплообмена, обеспечивающих герметичность и прочность узла сборки Т-Р. Результаты испытаний однотрубных образцов свидетельствует о том, что герметичность и прочность соединения с кольцевой канавкой по сравнению с соединением без кольцевой канавки выше на 40 и 20% соответственно. Список литературы 1. А.С. №927380 (СССР) Способ закрепления труб в трубной решетке / Г.В.Лунев, П.В.Пашкин, А.И.Ремнев.– Опубл. в БИ.1982, №18. 2. Ремнев А.И. Исследование напряженно-деформированного со-

Рис. 4. Образцы – свидетели натурных соединений трубарешетка с гофром стояния тонких трубных решеток //Вісник СумДУ. – 1998.– №2(10). – С.125-129. 3. Ремнев А.И. Методика исследования напряженно-деформированного состояния по диаграммам соединения труба-решетка // Вісник СумДУ. -1999.– №2(13). 4. Ремнев А.И. Диаграммы деформирования при формировании соединений с натягом // Тез. докл. научн.-техн. конф. преподавателей, сотрудников, аспирантов и студентов. – Сумы, 1998,– С.14. 5. Ремнев А.И.Технология производства систем теплообмена с тонкими трубными решетками / Курск. Гос. техн. ун-т. Курск, 2005. – 236 с. 6. Ремнев А.И. Экспериментальное определение остаточных давлений в соединениях с натягом по диаграммам деформирования //Вісник СумДУ. -2000. – №19. – С.114-121. 7. Ремнев А.И. Некоторые аспекты практического применения технологии крепления труб с тонкой трубной решеткой осевым деформированием// Гидравлические машины, гидропневмоагрегаты, теория, расчет, конструирование. Тем.сб.научн.тр.– К.: УСДОУ,1994, С. 303-312 . 8. Романовский В.П. Справочник по холодной штамповке. – Л.: Машиностроение , 1979. – 520 с. 9. Юзик С.И. Развальцовка труб в судовых теплообменных аппаратах.– Л.: Судостроение, 1978.–144 с. 10. Ткаченко Г.П., Бриф В.М. Изготовление и ремонт кожухотрубчатой аппаратуры.– М.: Машиностроение, 1980.– 160 с. 11. А.С. №845995 (СССР) Устройство для закрепления труб в трубных решетках / П.В.Пашкин, Г.В.Лунев, А.И.Ремнев.– Опубл. в БИ 1981, №26. 12. А.С. N 277712 (СССР) Способ закрепления труб в трубной решетке / П.В.Пашкин, П.М.Несвит. – Опубл. в БИ. 1970, № 25.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Ýêîíîìèêà è óïðàâëåíèå

ÓÄÊ 656.708.(075.3)

Å.À. Äðóæèíèí, ä.ò.í., ïðîô. (Íàöèîíàëüíûé àýðîêîñìè÷åñêèé óíèâåðñèòåò èì. Í.Å. Æóêîâñêîãî «ÕÀÈ» ã.Õàðüêîâ), Á.Â. Ãàéäàáðóñ, àñïèðàíò (Ñóìñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò)

Ñòðóêòóðà ïðîãðàìì ïîâûøåíèÿ IT-ãîòîâíîñòè ïðåäïðèÿòèé ýíåðãåòè÷åñêîãî ìàøèíîñòðîåíèÿ Приведена концепция формирования структуры программ повышения IT-готовности предприятий энергетического машиностроения с целью эффективного внедрения информационных технологий в соответствии с портфелями заказов. Ключевые слова: IT-готовность, технологическая зрелость, программа, портфель, информационные технологии (IТ). Представлена концепція формування структури програм підвищення ІТ-готовності підприємств енергетичного машинобудування з метою ефективного впровадження інформаційних технологій у відповідності з портфелем замовлень. Ключові слова: IT-готовність, технологічна зрілість, програма, портфель, інформаційні технології (ІТ). Shows the concept of forming the structure of programs to improve IT-readiness of enterprises of power engineering for the effective implementation of information technology in accordance with the portfolio. Keywords: IT-readiness, technological maturity, program, portfolio, information technology (IT).

современном состоянии выхода из рецессии экономики Украины нарастает противоречие между быстро развивающимися рынками изделий энергетического машиностроения (ЭМ) и нынешним положением предприятий государства, которым сложно оперативно и своевременно реагировать на изменения рынка. Рынок изделий ЭМ имеет ряд особенностей: интенсивное изменение спроса на изделия (связанное с возрастающей потребностью внедрения современных энергосберегающих технологий); высокая конкуренция во всех сегментах рынка. Продукция предприятий ЭМ характеризуется следующими особенностями: – широким спектром номенклатуры; – высоким уровнем уникальности; – сложностью и наукоемкостью; – длительными сроками и большими затратами на разработку, – создание изделия с учетом непосредственных требований Заказчика. Исходя из особенностей рынка изделий ЭМ, постоянно существует проблема – сокращение сроков и

затрат на разработку и реализацию современных образцов энергетической техники. Возможными направлениями решения существующей проблемы являются (рис.1): 1. Максимальное использование интеллектуального потенциала. 2. Освоение прогрессивных технологий организации производства.

ного формирования системы подпрограмм, проектов и подпроектов в рамках программы повышения уровня IT-готовности предприятия. Разработка сложной техники в настоящее время во всем мире осуществляется в условиях жестких ограничений финансовых ресурсов. Одной из прогрессивных идеологий создания сложной техники в

Рис. 1. Направления решения проблемы совершенствования производства 3. Эффективное использование современных подходов проектного менеджмента. Таким образом, необходимым является сокращение сроков и затрат на реализацию проектов создания изделий ЭМ путем целенаправленного и обоснован-

этих условиях является методология Lean Manufacturing (бережливое производство) [1]. В ходе проведения исследований выделены принципы этой методологии, которые являются основными при управлении содержанием, качеством, сроками, за-

тратами и рисками проектов создания сложной техники: – рациональное сочетание методов проектирования, математического, полунатурного и натурного моделирования и поверочных расчетов; – обеспечение работ совместного проектирования изделия, которые координируются с помощью распределенного информационного пространства на всех стадиях и этапах жизненного цикла (ЖЦ) изделия для минимизации сроков создания сложной техники и рационального использования ресурсов; – минимизация количества изменений в процессе создания техники. Мировой опыт показывает, что успех внедрения данной идеологии непосредственно связан с эффективным использованием современных информационных технологий проектирования и управления предприятием. При этом важным вопросом является соответствие предприятия необходимому уровню IT-готовности, который непосредственно связан с готовностью предприятия к использованию подходов мультипроектного управления и его технологической зрелостью. Технологическая зрелость – это мера готовности предприятия к эффективному управлению своей деятельностью и развитием на основе проектного подхода. IT-готовность предприятия – способность предприятия к достижению своей миссии путем максимально эффективного использования (внедрения) современных информационных технологий и подходов к проектной деятельности с учетом ресурсных ограничений. Модель технологической зрелости Института Меллона США CMMI (Capability Maturity Model Integrated) [2] определяет пять уровней зрелости организаций: 1. Начальный уровень (initial level). К данному уровню относятся компании, которым удалось получить заказ, разработать продукт и передать его заказчику. 2. Повторяемый уровень (repeatable level). Предприятия, обладающие определенными техно-

логиями управления проектами и соответствуют этому уровню. 3. Определенный уровень (deﬁned level). Уровень характеризуется наличием формального подхода к управлению. 4. Управляемый уровень (managed level). Уровень, при котором устанавливаются количественные показатели качества. 5. Оптимизирующий уровень (optimizing level). Характеризуется тем, что мероприятия по совершенствованию рассчитаны не только на существующие процессы, но и на оценку ввода новых технологий. Каждому уровню технологической зрелости отвечает определенный уровень IT-готовности. Переход предприятия на более высокий уровень зрелости должен осуществляться одновременно с переходом на более высокий уровень IT-готовности в рамках программы. В литературе отсутствуют четкие научно обоснованные методики и рекомендации, позволяющие решать задачи формирования программ повышения IT-готовности предприятия. Программа повышения уровня IT-готовности предприятия, по сути, является сложным мультипроектом, в котором отдельные проекты направлены на совершенствование всех видов обеспечения. Они являются продолжительными во времени и требуют большого количества обеспечивающих ресурсов. При разработке таких программ следует учитывать множество факторов внешнего (например, изменение конъюнктуры рынка) и внутреннего окружения (морального и физического старения компьютерных средств и программного обеспечения). Также следует учитывать уровень автоматизации отдельных работ и этапов, что существенно влияет на решение вопросов интеграции ІТ на всех стадиях и этапах разработки производства изделия. Согласно классификации программ, которая приведена в Руководстве по управлению инновационными проектами и программами предприятий Р2М [4], программа повышения уровня ITготовности первоначально является

программой преобразования с последующим переходом к программе операционного типа. Выполнение программы повышения уровня IT-готовности осуществляется через выполнение основных подпрограмм (рис.2): 1. Подпрограмма создания единого информационного пространства (ЕИП). 2. Подпрограмма повышения IT-готовности по выполнению работ на всех этапах ЖЦ изделия. ЖЦ изделия рассматривается как мультипроект, который состоит из проектов научно-исследовательских работ (НИР), опытно-конструкторских работ (ОКР), а также проектов производства (П), эксплуатации (Э) и утилизации (У) и др. [5,6]. Подпрограмма создания ЕИП реализуется путем выполнения определенных этапов: – формирование структуры ЕИП; – организация использования информации; – аппаратно-программная реализация. Создание ЕИП является одной из наиболее важных составляющих программы повышения IT-готовности, в которой системно должны быть увязаны содержание, структура и правила использования всех видов информации всеми менеджерами и исполнителями проектов создания сложной техники. Следует отметить, что решение этой задачи должно осуществляться с учетом перспектив развития предприятия, что существенно сокращает сроки создания образцов сложной техники и не в полной мере зависит от уровня автоматизации обработки информации, так как уровень оснащенности предприятия компьютерными средствами зависит от его финансовых возможностей. Но создание хорошо организованного ЕИП в рамках предприятия открывает перспективы дальнейшего развития. Подпрограмма повышения ITготовности по выполнению работ на всех этапах ЖЦ изделия состоит из проектов по видам обеспечения: 1. Техническое обеспечение. Включает: средства получения информации о состоянии объекта

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

томатизированного проектирования, планирования и управления в рамках производства продукции энергетического машиностроения путем повышения IТ-готовности и создания единого информационного пространства (ЕИП). Реализация программы повышения уровня IT-готовности позволит предприятиям ЭМ своевременно и оперативно реагировать на изменения рынка и потребности заказчика. Достижение необходимого уровня IT-готовности предприятия позволит своевременно или в сокращенные сроки выполнять портфель заказов.

Рис. 2. Концептуальная модель программы повышения уровня IT-готовности

управления и средства ввода данных в систему, формирования и передачи информации в системе, локального регулирования и управления, вычислительной техники; средства передачи информации в смежные и вышестоящие системы поддержки принятия решений, отдельные средства оргтехники, обеспечивающие работу оперативного персонала и т.д. 2. Информационное обеспечение. Включает систему кодирования информации, справочную и оперативную информацию. Содержит описание всех сигналов и кодов, используемых для связи технических средств. Информация совместима со смежными и вышестоящими системами по содержанию, системе кодирования и форме представления информации, используемой для обмена. 3. Организационное обеспечение. Включает описание функциональной, технической и организационной структур системы,

инструкции и регламенты для оперативного персонала. Содержит совокупность правил и предписаний, обеспечивающих требуемое взаимодействие оперативного персонала между собой и комплексом средств. Выводы Для управления портфелем проектов предприятий ЭМ целесообразно применять мультипроектный подход с максимально эффективным использованием современных информационных технологий проектирования, производства и управления, что позволит в условиях рыночных отношений обеспечить сокращение сроков выхода новой продукции на рынок с высоким качеством и, таким образом, обеспечить ее высокую конкурентоспособность. Актуальной является научно-прикладная задача разработки методов и моделей интеграции концепции Lean Manufacturing с процессами рационального внедрения современных технологий ав-

Список литературы 1. Информационные технологии организационного управления сложными социотехническими системами / О.Е. Федорович, Н.В. Нечепорчук, Е.А. Дружинин, А.В. Порохов. – Харьков: Нац. Аэрокосм. Ун-т «Харьк. авиац. ин-т», 2004. – 295с. 2. The Capability Maturity Model for Software, Version 1.1. Mark C. Paulk. 1998. Software Engineering Institute. Carnegie Mellon University. Pittsburg, PA 15213-3890. 3. Дружинін Е.А. – Методологічні основи ризик – орієнтованого підходу до управління ресурсами проектів і програм розвитку техніки. Автореф. дис. на здобуття наук. ступеня докт. техн. наук. 05.13.22: «Управління проектами і програмами» / Е.А. Дружинін. – Харків, 2006. – 34 с. 4. Руководство по управлению инновационными проектами и программами: т. 1, версия 1.2 / пер. на рус. язык под ред. С.Д.Бушуева. – К.: Наук. світ, 2009. – 173 с. – Библиогр.: С. 171-173. 5. ДСТУ 3973-2000. Система розроблення та поставлення продукції на виробництво. Правила виконання науково-дослідних робіт. Загальні положення. – К.: Держстандарт України, 2001. – 18с. чинний від 2001.07.01. 6. ДСТУ 3974-2000. Система розроблення та поставлення продукції на виробництво. Правила виконання дослідно-конструкторських робіт. Загальні положення. – К.: Держстандарт України, 2001. – 18 с. чинний від 2001.07.01.

Èññëåäîâàíèå

ÓÄÊ 338.28

Î.Ä. Ñòàäíèê, ê.ô.- ì.í., ïðîô. ÑóìÄÏÓ ³ì. À.Ñ. Ìàêàðåíêà, Ã.Â. Êèðèê, ê.ô.- ì.í., Ì³æíàðîäíèé ³íñòèòóò êîìïðåñîðíîãî ³ åíåðãåòè÷íîãî ìàøèíîáóäóâàííÿ, êîíöåðí «Óêððîñìåòàë», Â.Ì. Á³ëèê, àñï³ðàíò, Î.Ê. Ãèíêó, íàóêîâèé ñï³âðîá³òíèê, ÑóìÄÏÓ ³ì. À.Ñ. Ìàêàðåíêà. (ì. Ñóìè, Óêðà¿íà)

Ïåðñïåêòèâè ³íòåíñèô³êàö³¿ ïðîöåñ³â ãîð³ííÿ â ãàçîãåíåðóþ÷èõ óñòàíîâêàõ, ï³ðîë³çíèçíèõ êîòëàõ òà âèêîðèñòàííÿ â íèõ íîâèõ òåïëîçàõèñíèõ ìàòåð³àë³â Показано, що в газогенеруючих установках, піролізнизних котлах існують перспективи підвищення ККД за рахунок використання пристроїв ініціювання горіння, спеціальних каталізаторів горіння, а також нових теплозахисних полімерних композиційних матеріалів. Розроблено композиційні матеріали з тепловідбиваючими поверхнями для використання в різних галузях енергозбереження. Ключові слова: інтенсифікація горіння, піролізні котли, теплозахисні матеріали. Показано, что в газогенерирующих установках, пиролизных котлах существуют перспективы повышения КПД за счет использования устройств инициирования горения, специальных катализаторов горения, а также новых теплозащитных полимерных композиционных материалов. Разработаны композиционные материалы с теплоотражающими поверхностями для использования в разных областях энергосбережения. Ключевые слова: интенсификация горения, пиролизные котлы, теплозащитные материалы. Shown that gas-generator plants, pyrolysis boilers are the perspectives raised efficiency through the use of devices to initiate combustion, burning of special catalysts, and new thermal polymer composite materials. A composite material with a heat surfaces for use in various fields of energy efficiency. Keywords: intensification of combustion, pyrolysis boilers, heat-shielding materials.

Вступ Проблеми енергозбереження привели до широкого використання альтернативних відновлювальних джерел енергії. Сумарні запаси біомаси, доступної для виробництва енергії, еквівалентні збільшенню на 25% видобутку традиційного палива [1]. Установки для спалювання органічного палива умовно можна розділити на два класи: котли для спалювання в атмосфері кисню та котли для спалювання з попередньою газифікацією палива і наступного спалювання газоподібних компонентів. Ринок котельного обладнання за роки переходу до ринкової економіки зазнав змін, які виразилися в наступному: – різко скоротилося виробництво потужних котлів (5 МВт і більше) та зріс обсяг виробництва котлів середньої потужності (0,25 - 1 МВт); – з’явилися тенденції до зростання виробництва побутових газових котлів (10-40 кВт); – різко зріс імпорт котлів всіх класів потужності. Можна прогнозувати збільшення частки автономного теплопостачання в загальному балансі до 2530% з приблизно рівним розподілом на індивідуальні побутові котли та

автономні котельні малої потужності (до 3 МВт). Оскільки величина ККД газогенераторних установок та піролізних котлів вищий від звичайних, то вони мають великі перспективи практичного застосування. Фізико-хімічні процеси при горінні Відомо, що основу горіння складають реакції окислення горючих речовин, які перетворюються в нові речовини з іншими фізичними та хімічними властивостями. При повному горінні всі горючі речовини палива беруть участь в окислювальних процесах, при цьому утворюються оксиди - CO2, SO2, H2O і ін. Число активних молекул різко збільшується зі збільшенням температури. Енергія активації залежить не тільки від внутрішньоатомних зв`язків в молекулі, але і від того, з якою речовиною (в якому стані) відбувається реакція. Загальне рівняння реакції горіння будь-якого вуглеводню має наступний вигляд:

де m, n – відповідне число атомів вуглецю та водню в молекулі; Q – теплота згорання. Загальні основи теорії горіння, зокрема гомогенного горіння, були розроблені М.М. Семеновим. За дослідження в галузі теорії ланцюгових реакцій М.М. Семенов разом з американським вченим К.Н. Хіншельвудом був відзначений Нобелівською премією. Інтенсифікація процесів горіння в електричних та магнітних полях Інтенсифікація горіння твердого палива в енергетичних установках постійно привертає увагу дослідників [2]. Проблематика актуальна і відповідає фундаментальним напрямам світової науки в області горіння, структурної макрокінетики і створення нових матеріалів. Одним з лідерів у сфері досліджень впливу електричних і магнітних полів на процеси горіння є Інститут структурної макрокінетики і проблем матеріалознавства РАН (м.Чорноголовка), співробітники якого отримали найбільше число грантів РФФД, а за кордоном Каліфорнійський університет США, який для вирішення цієї проблеми зібрав у себе науковців Японії,

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Італії, Грузії, Південної Кореї та ін. Інтерес до даної проблеми викликаний широким використанням згаданих систем в енергетиці та технологічних процесах [3]. Дослідження впливу електричного і магнітного полів на горіння гетерогенних систем, що утворюють конденсовані продукти, почалося в 80-х роках ХХ століття і було викликано фундаментальними і технологічними проблемами високотемпературного синтезу [4,5]. Трьома основними механізмами впливу електричного поля на процеси горіння є: – електрогідро (або газо) динамічний (ЕГД); – тепловий (так звана джоулева дисипація енергії); – кінетичний, коли електричне поле впливає безпосередньо на кінетику хімічних реакцій горіння. Дифузійне перенесення речовини під дією електричного поля обумовлене двома чинниками: дією поля на іони компонентів і взаємодією іонів з носіями струму – електронами і дірками. Відповідно до моделі, дія поля може прискорювати або сповільнювати масоперенесення, змінюючи тим самим швидкість перетворення речовини. Механізми дії магнітних полів на процеси горіння остаточно не вивчені. Відомі літературні джерела дозволяють якісно описати канали прояву дії магнітного поля. Органічне паливо відноситься переважно до класу діамагнітних речовин, домішки в яких можуть надавати їм парамагнітних властивостей, або слабких феромагнітних. Все це дозволяє розглядати модель палива, як своєрідну магнітно-гетерогенну систему. Очевидно, що компоненти такої системи будуть по-різному відгукуватись на дію зовнішнього магнітного поля. Перерозподіляючись під дією поля, вони можуть впливати на процеси горіння. В процесі горіння речовини утворюються нові проміжні компоненти, магнітні властивості яких також змінюються. Тому ступінь прояву дії магнітного поля на різних стадіях процесу горіння буде різною. Більш складним є механізм дії магнітних полів на радикальні пари продуктів горіння з врахуванням їх спінів. При цьому швидкість їх рекомбінації буде залежати не лише від просторо-

вого розташування, а і від спінових координат, а отже і від дії на них зовнішніх магнітних полів. Сукупна дія електричних та магнітних полів на процеси горіння може привести до синергетичних ефектів. Використання каталізаторів в процесі піролізу палива та опалювання генераторним газом Каталізатор горіння – це речовина, що прискорює процес горіння палива, при цьому практично не змінюючи структуру палива. Тобто, це не звичайні присадки в паливо, які значно підвищують октанову і цитанову характеристики палива. Це окремий клас добавок, який спрямований на поліпшення горіння різних фракцій палива в камері згоряння. Введення каталізатора в зону горіння мінімізує енерговитрати на створення низькотемпературної плазми, дозволяє збільшити температуру в зоні горіння, знизити енергію активації усіх ендотермічних процесів, які мають місце на початковій стадії горіння та досягти значної економії палива. Відмітимо, що при використанні торфу в якості палива, його не обов’язково очищати від деяких неорганічних домішок, наприклад типу Ni/Al2O3, оскільки вони будуть виконувати роль каталізаторів. Експериментальне дослідження роботи лабораторної піролізної установки Однією з задач була розробка фізичних моделей горіння палива в піролізних установках. В ході виконання досліджень була створена лабораторна установка для

отримання піролізного газу. Схема установки зображена на рис.1. В якості палива було використано дерев’яний циліндр довжиною 10, діаметром 1см, маса – 6,9 г. Сировина закладалась в камеру піролізу, яка закупорювалась корком із трубкою для відводу газу. Камера з сировиною розігрівалась за допомогою електропечі зі швидкістю 15°С за хвилину. При досягненні температури 85°С почалось активне випаровування води з подальшою конденсацією на більш холодному кінці камери. При температурі 180°С з деревини почалось витікання смолистої речовини. При температурі 320°С розпочалось активне газовиділення, газ при піднесенні сірника до вивідної трубки спалахував і продовжував горіти. При цьому, приблизне значення його складу показане на рис. 2. По закінченні процесу піролізу маса зразка (рис. 3) склала 2,1 г. Решта маси втрачена з випаровуванням води, витіканням смол та газоутворенням. Як видно з рис. 3. після спалювання структура залишків деревини стає дуже розгалуженою, з великою питомою поверхнею та наявністю пор. Це сприяє ефекту сорбції нею шкідливих, в екологічному плані, продуктів неповного спалювання. В зв’язку з цим, доцільно використовувати конструкції піролізних котлів зі зворотним ходом полум’я, в яких генераторний газ проходить через шар своєрідно активованого вугілля. При подальшому дослідженні заплановано експериментальне вивчення впливу силових полів та каталізаторів.

Рис. 1. Схема лабораторної установки для отримання піролізного газу: 1 – камера піролізу; 2 – корок з отвором; 3 – скляна трубка для відводу піролізного газу; 4 – термопара; 5 – електропіч; 6 – сировина для піролізу (деревина)

Рис. 2. Склад піролізного газу: 1 – СnНm, 2 – СH4, 3 – Н2, 4 – СО, 5 – СО2 Моделювання параметрів камери спалювання У США, Великобританії та інших розвинених країнах розроблені універсальні програмні комплекси для вирішення задач математичного моделювання процесів, що відбуваються у теплогенеруючому обладнанні: FLUENT, PHOENIX, CFX, STAR-CD та інші. Вони засновані на сумісному розв’язуванні диференційних рівнянь молекулярно-турбулентного переносу маси, енергії, імпульсу, одночасно з урахуванням термодинаміки та кінетики горіння. Комп’ютерні комплекси дозволяють отримати як інтегральні, так і локальні характеристики: поля температур, концентрацій, складові швидкостей, аналізувати їх залежність від конструктивних та експлуатаційних характеристик апаратів. Нами виконані розрахунки на ЕОМ параметрів камери спалювання і допалювання піролізного газу. Використання теплозахисних полімерних матеріалів Для покращення енергетичних характеристик установок, розробляли спеціальні теплозахисні матеріали [6]. Їх можна використовувати, наприклад, в якості теплових екранів в конструкціях піролізних котлів, для теплового екранування водонагрівних елементів, величина температури блоків яких менша температури плавлення полімерних матеріалів. Дослідження коефіцієнтів відбиття та пропускання відбувалось на приладі зовнішній вигляд та будова якого зображено на рис. 4. Результати дослідження залежності коефіцієнтів відбиття та пропускання плівок Al на підкладках із ПЕТФ від товщини шару металу представлені на рис. 5 і 6. Коефіцієнт відбивання плівок алюмінію на підкладці із ПЕТФ при досягненні товщини порядку 200 нм стає близьким до 45 - 50%.

При подальшому збільшенні товщини плівки коефіцієнт залишається практично без змін. Такий результат можна пояснити появою на поверхні плівки шару оксиду алюмінію, який даватиме внесок у розсіяння та поглинання падаючого випромінювання. На повітрі залишений без захисної плівки алюміній швидко утворює оксид: 2Al+3O2→ 2Al2O3. Також на коефіцієнт відбивання впливає рельєф підкладки, нерівність якої додатково розсіює світло. Результати дослідження коефіцієнтів поглинання для плівок різної товщини в залежності від довжини падаючої хвилі (рис. 7), показали наявність мінімуму при λ=600 нм. В таблиці представлені дані електроопору системи полімерна

Рис. 3. Структура деревини після закінчення процесу горіння

Рис. 4. Прилад для вимірювання коефіцієнтів пропускання та відбивання прозорих матеріалів: а – зовнішній вигляд, б – принципова схема

Рис. 5. Залежність інтегрального коефіцієнта пропускання плівок алюмінію різної товщини на полімерній підкладці (у видимому діапазоні світла)

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Таблиця. Залежність питомого опору плівки алюмінію на ПЕТФ від товщини шару металу d, нм

100

120

140

160

180

ρ∙10-3, Ом-1∙м-1

25,00

16,10

0,40

0,46

4,93×10-2

1,35×10-2

1,21×10-2

1,45×10-2

3,02×10-2

Рис. 6. Залежність коефіцієнта відбивання плівок алюмінію різної товщини на полімерній підкладці (у видимому діапазоні світла) плівка/металева плівка, які можуть бути використані для технологічного контролю процесу нанесення металу. Дослідження залежності питомого опору плівки алюмінію від температури проводилось на зразках двох типів: 50 та 5 днів після напилення. Результати дослідження, що зображені на рис. 8, свідчать про можливість використання таких тепловідбиваючих матеріалів при відносно невисоких температурах. Були проведені дослідження адгезійної міцності алюмінієвих плівок до полімерного композиту в залежності від подальших умов зберігання та експлуатації (рис. 9). Алюміній, з пошкодженою чи без захисної оксидної плівки, активно реагує з водою і утворює гідроксид алюмінію з виділенням водню: 2Al+6H2O → 2Al(OH)3 + 3H2. Як результат можуть руйнуватись адгезійні зв’язки, що призводить до деякого зменшення адгезійної міцності. Таким чином, створені зразки матеріалів, які можна рекомендувати для теплоенергетики, зокрема теплових екранів піролізних котлів.

Відомий також пристрій для спалювання біомаси [8]. У ньому система для спалювання біомаси містить турбоагрегат, який працює під надлишковим тиском, топковий агрегат, що включає в себе пристрій для спалювання часток біомаси й зовнішній кожух із захисним екраном. При цьому топковий агрегат включає у себе вогнетривкий конус, розміщений у нижній його частині. Система містить пристрій для транспортування біомаси в нижню частину топкового агрегату, циклонний сепаратор зольного залишку, сполучений з топковим агрегатом трубопроводом, при цьому циклонний сепаратор має зовнішній кожух, захисний екран і трубопровід. Недоліками такої системи є відносно низький ККД, що пов’язане з конструктивним розміщенням топки і зумовлено неповним згорянням палива. Відомий також котел зі зворотним полум’ям для спалювання твер-

Рис. 7. Залежність коефіцієнта поглинання від довжини падаючої хвилі для алюмінієвого покриття різної товщини на ПЕТФ Конструкції піролізних котлів Досить відомі піролізні котли: Viessmann Vitolig 150 (Німеччина); Dakon KP PYRO, Dakon DAMAT PYRO, OPOPH 730 PYRO, ATMOS (Чехія), а також піролізні котли Глухівського заводу «Електропанель» (рис. 10) [7].

дого палива [9]. Котел являє собою замкнуту структуру з двох відділів для спалювання палива, зібраних з окремих однакових модулів, стягнутих між собою і заповнених всередині водою, а також передньої і задньої кришок з завантажувальними і технологічними люками.

Рис. 8. Залежність відносної зміни питомого опору плівок Al на ПЄТФ від температури: 1 – 5 днів після нанесення; 2 – 50 днів після нанесення Відомий також теплогенератор [10], який має корпус, топку з камерами згоряння і допалювання, піддувало з регулятором подачі повітря, колосникові ґрати, внутрішню горизонтальну перегородку, що примикає до задньої стінки, камеру золовловлення, інжектори з патрубками підведення вторинного повітря, патрубок виведення продуктів згоряння. Недоліками такого теплогенератора є наступне: – відносно невисокий ККД, що зумовлено відсутністю повноти згорання палива внаслідок самодовільної, недозованої подачі повітря в камеру вторинного горіння; – великі викиди шкідливих речовин, зумовлені відсутністю системи контролю повноти горіння; – процес горіння автоматично не керується, а кількість повітря, яке надходить самодовільно в камеру спалювання може бути недостатньою для повного згорання. Нами поставлено технічну задачу - підвищення ККД, екологічності і більшої повноти згоряння. Поставлена мета досягається конструктивними особливостями котла і тим, що в ньому використовується пристрій для оптимальної подачі повітря при попередній газифікації і піролізі твердого ор-

ганічного палива та спалюванні газу. Для цього котел містить дві камери – спалювання (верхню) і допалювання (нижню). В верхній, з’єднаній з нижньою камерою та димоходом (через заслонку), відбувається піроліз, газифікація твердого палива. Система подачі повітря містить вентилятори, повітряпровід та розміщені тангенціально і направлені в різні сторони патрубки, які забезпе-

чують подачу повітря в камеру спалювання і допалювання. Цим досягаються оптимальні умови газифікації по всьому об’єму верхньої камери. Камера допалювання має довільну форму, наприклад куба, палалелепіпеда, сфери, або циліндра, футерованих жаростійким матеріалом, наприклад шамотом, або волокнистим матеріалом - тизолітом, який витримує температуру до 1450ºС. Характерною особливістю запропонованого котла є також наявність в камері спалювання генераторного газу відбійної жаростійкої плити з добавками каталізатора в поверхневому шарі, яка розміщена під вихідним отвором з верхньої камери. В якості каталізатора для допалювання може бути використаним металопористий Ni/Al2O3. Відбійна жаростійка плита виконана з використанням високоглиноземистого цементу з вмістом глинозему 65-80% та високотемпературного наповнювача. Топка охоплена з усіх сторін водяною сорочкою, сполученою з кожухотрубчастим теплообмінником. Це дозволяє підримувати оптимальну температуру в камері газифікації та використовувати нагріту воду. Котел обладнано системою дуття повітря, виконаної у вигляді вентиляторів, які мають частотний привід для регулювання об’ємів повітря і продуктивності котла, а також датчиком повноти

Рис. 9. Адгезійна міцність плівки алюмінію товщиною 1000 Å, яка нанесена на полімер МСН до витримки у воді (1) і після витримки (2), адгезійна міцність плівки алюмінію товщиною 1500 Å нанесеної на полімер полі-метил-пентен до (3) і після (4) знакозмінної деформації

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Рис. 10. Піролізний котел Глухівського заводу «Електропанель» згоряння палива, який виконаний у вигляді аналізатора кисню, окису і двоокису вуглецю. Крім того, котел має систему атоматичного регулювання робочих характеристик, зокрема – температури води, та контролю стану окремих вузлів. Котел оснащено технологічним люком, який розміщено у верхній його частині напроти теплообмінника і забезпечує доступ до газових каналів теплообмінника при їх періодичному очищенні. Для недопущення відкладання солей жорсткості на внутрішніх поверхнях теплообмінника котел оснащено пристроєм для магнітогідродинамічної обробки води, виконаного в вигляді системи постійних магнітів (рис. 11). Його використання запобігає зменшенню коефіцієнта теплопередачі поверхонь теплообмінних апаратів. Для зменшення теплових втрат котел оснащено зовнішнім теплозахисним екраном із металополімерного матеріалу. Для підвищення протипожежної безпеки на виході камери спалювання синтез-газу встановлено відсікач полум’я, виготовлений з жаростійкого матеріалу. Система індикації стану блоків котла містить датчик наявності води в теплообмінному пристрої, датчик температури води, вольтметр для вимірювання напруги на клемах

Рис. 11. Пристрій для магнітогідродинамічної обробки води вентилятора з частотним приводом. Екологічність запропонованого котла зумовлена оптимізацією утворення і горінння генераторного газу, а також тим, що він проходить через шар активованого вугілля, одержаного при попередньому спалюванні твердого палива в верхній камері, наявністю каталізатора у відбійній та розділяючій плитах. Датчик повноти згоряння, який функціонально сполучено з регулюючою апаратурою, керує системою подачі повітря в зону горіння. Таким чином, перевагами запропонованого газогенеруючого котла є більш високий ККД, більша повнота згоряння за рахунок оптимальної подачі повітря в зону піролізу і в зону горіння, використання жаровідбійної плити з добавками каталізатора, більш висока екологічність, яка досягається за рахунок попереднього очищення піролізного газу при проходженні його в газогенераторі через шар активованого вугілля, яке утворюється при горінні твердого палива*. Висновки 1. Показано, що в газогенеруючих установках, піролізнизних котлах існують перспекти-

ви підвищення ККД за рахунок розробки додаткових опцій – пристроїв ініціювання горіння, а також використання спеціальних каталізаторів горіння, нових теплозахисних полімерних композиційних матеріалів. 2. Розроблено композиційні матеріали з тепловідбиваючими поверхнями для використання в різних сферах енергозбереження та виготовлення з них конструкцій з мінімізованим випромінювальним та конвективним теплоперенесенням. 3. Запропоновано використання нових магнітогідродинамічних установок для обробки води в котлах з метою зменшення відкладення солей жорсткості на внутрішній поверхні теплообмінних апаратів і трубопроводів. Список літератури 1. Лаутон Дж., Вайнберг Ф. Электрические аспекты горения / Пер. с англ. Под общ. ред. В.А. Попова. М.: Энергия, 1976.– 296 с. 2. Plasma waste to energy tehnology // www.MagneGas.com. 3. Жарков П.Е. Продукты газификации угля – доступная альтернатива природному газу // Компрессорное и энергетическое машиностроение, 2010.– №3(21).– С. 2-6. 4. Морозов Ю.Г., Кузнецов В.М., Нерсесян М.Д., Мержанов А.Г. Электрохимические явления в процессах самораспространяющегося высокотемпературного синтеза // Докл. РАН. 1996. Т. 351, №6. С. 780-782. 5. Лагутин А.С., Ожогин В.И. Сильные импульсные магнитные поля в физическом эксперименте. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 192 с. 6. Билык В.Н. Теплосберегающие покрытия. // Международная научно-техническая конференция «Технические и технологические газы. Энергоэффективное оборудование и установки для альтернативной энергетики».– Сумы, 2009. 7. Кирик Г.В., Жарков П.Є. і ін.. Теплогенеруючий котел. Патент України на корину модель (№ заявки 201000031), 2010 р. 8. Патент Росії №99101047. 9. Європатент №1566591. 10. Патент Росії №2263847.

* Робота виконана на замовлення МОН НАН України «Дослідження, оптимізація та впровадження технологій утворення синтез-газу в вітчизняних генераторних установках з підвищеним ККД».

Èññëåäîâàíèå

ÓÄÊ 621.514

Ñ.Â. Ïîíîìàðüîâ, íà÷àëüíèê ñåêòîðà, Â.Ï. Îðåë, ê.õ.í. ñ.ò.í. (ÓêðÍÄ²ÏÁ ÌÍÑ, ì.Êè¿â) ª.Ï. Íåæîâàíèé, íà÷àëüíèê ñåêòîðà, Ò.Ì. Ãàâåíêî, ³íæåíåð ( ÄÏ «ÊÁ «Ï³âäåííå», ì. Äí³ïðîïåòðîâñüê)

Ïåðñïåêòèâè âèêîðèñòàííÿ àçîòó äëÿ ïîæåæîãàñ³ííÿ â àåðîêîñì³÷í³é òåõí³ö³ Приведено результати досліджень, спрямованих на припинення використання озоноруйнівних газових вогнегасних речовин (галонів), які застосовуються для протипожежного захисту пожежонебезпечних технологій в аерокосмічній техніці. Обгрунтовано доцільність використання азоту як альтернативу галонам. Ключові слова: озоноруйнівні речовини, вогнегасна речовина, система пожежотушіння, моделювання, дослідження, азот. Приведены результаты исследований, направленных на прекращение использования озоноразрушающих газовых огнетушительных веществ (галлонов), которые применяются для противопожарной защиты технологий в аэрокосмической технике. Обоснована целесообразность использования азота как альтернативы галлонам. Ключевые слова:озоноразрушающие вещества, огнетушительное вещество, система пожаротушения, моделирование, исследование, азот. The results of researches, directed on stopping of the use of ozone-destroying gas fire-extinguisher materials (gallons) which are used for fire-prevention defence of technologies in an aerospace technique are resulted. Expedience of the use of nitrogen as alternatives is grounded to the gallons. Keywords: оzone-destroying materials, fire-extinguisher material, system of еxtinguishing of fire, design, research, nitrogen.

гідно з вимогами Монреальського протоколу [1], а також на виконання Постанови Кабінету Міністрів України від 4 березня 2004 р. № 256 «Про затвердження Програми припинення виробництва та використання озоноруйнівних речовин на 2004-2030 роки» [2] Україна взяла на себе зобов’язання щодо поступового припинення використання озоноруйнівних вогнегасних речовин, у тому числі – у сфері пожежної безпеки. В технічних засобах пожежогасіння, що застосовуються для забезпечення пожежної безпеки внутрішнього простору хвостового відсіку першої ступені ракетоносія «Таурус-ІІ» (далі – РН «Таурус-ІІ»), до недавнього часу використовувалась озоноруйнівна газова вогнегасна речовина ( ГВР) хладон 13В1 (галон 1301). На сьогоднішній день постала задача заміни її на екологічно безпечну вогнегасну речовину шляхом модернізації існуючої системи пожежогасіння. Для досягнення цієї мети необхідно було виконати комплекс аналітичних і теоретичних обґрунтувань та, з метою підтвердження їх результатів, провести експериментальні дослідження.

На першому етапі роботи, з урахуванням попередньо набутого досвіду [3] та специфіки захищуваного об’єкта, було запропоновано схему заміни застарілої екологічно небезпечної системи пожежогасіння першої ступені РН «Таурус-ІІ» на сучасну (стосовно вогнегасної речовини): «озоноруйнівна ГВР» → «екологічно безпечна ГВР». Виходячи з тактико-технічних характеристик, було визначено технічну можливість використання таких екологічно безпечних ГВР: – галогеновані вуглеводні: хладон 125 (HFC-125) [4], хладон 227еа (HFC-227еа) [5]; – діоксид вуглецю [6]; – інертні гази: азот (IG-100) [7], аргон (IG-01) [8]. З огляду на екологічні та токсикологічні властивості галогенованих вуглеводнів та діоксиду вуглецю [9] та їх економічні характеристики серед проаналізованих ГВР найбільш прийнятною (з урахуванням наявності в існуючому технологічному обладнанні) для використання у системі протипожежного захисту першої ступені РН «Таурус-ІІ» було вибрано азот. Для проведення експериментальних досліджень щодо визначення можливості використання

азоту для протипожежного захисту першої ступені РН «Таурус-ІІ» було запропоновано випробувальне обладнання, до складу якого, у загальному випадку, увійшло наступне: – модельна споруда; – джерело азоту; – магістральний трубопровід; – необхідні засоби вимірювальної техніки та технологічне обладнання. Хвостовий відсік першої ступені РН «Таурус-ІІ» (у формалізованому вигляді) являє собою циліндричну оболонку, у внутрішній порожнині якої розташовано дві циліндричні вставки-двигуни, що є умовно герметичними відносно до вільної від них порожнини зазначеної зовнішньої циліндричної оболонки. Було запропоновано створити випробувальну споруду із значеннями загального й вільного об’ємів внутрішнього простору та площею постійно не закритих прорізів, що відповідають першій ступені РН «Таурус-ІІ». У внутрішньому вільному просторі споруди було встановлено дві однакові непроникні для вогнегасної речовини конструкціївставки, що імітують об’єм, зайнятий двигунами, трубопроводами, тощо та їх розташування у просторі

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

хвостового відсіку першої ступені РН «Таурус-ІІ». Вихідними даними для розрахунків було обрано такі: – загальний об’єм внутрішнього простору (Vзаг). – вільний об’єм внутрішнього простору (Vвіл). – площа прорізів, що постійно не закриті (Sпр). Відповідно до ГОСТ 12.1.044 [10], одним з основних показників пожежовибухонебезпечності горючих рідин є температура спалаху. Виходячи зі значення температури спалаху гасу RР-1 MIL-DTL-25576Е [11], який використовується в технологічному обладнанні РН «Таурус-ІІ», і гептану нормального еталонного ГОСТ 25828 [12] та, враховуючи вимоги ДСТУ 4466-1 [13], як пальне для випробувань було прийнято гептан нормальний еталонний за ГОСТ 25828 [12], як такий, що є більш пожежонебезпечним. Це необхідно для створення більш жорстких умов випробувань. Згідно з вимогами ДСТУ 446613 [7], ГОСТ 9293 [14] та МІL-РRF27401F [15], основним показником якості азоту є вміст основної речовини (об’ємна частка). Виходячи з нормативних даних щодо вмісту основної речовини, було зроблено висновок про можливість використання під час випробувань азоту технічного 1 сорту за ГОСТ 9293 [14]. З метою гарантованого забезпечення умов унеможливлення утворення вибухопожежонебезпечної концентрації газової суміші у вільному просторі під час завершального етапу підготовки до запуску та на початковому етапі роботи двигунів першої ступені РН «Таурус-ІІ» за необхідне значення концентрації азоту було прийнято нормативну вогнегасну концентрацію (ІG-100 ДСТУ 4466-13 [7]) для гептану за ГОСТ 25828 [12]. Для визначення кількості азоту, необхідної для досягнення нормативної вогнегасної концентрації для гасіння об’ємним способом, було використано методику розрахунку за ДСТУ 4466-13 [7]: ,

(1)

де mазот – маса азоту, необхідна для досягнення нормативної концентрації, кг; с – нормативна концентрація для гасіння об’ємним способом, % (об.); Vвіл – загальний об’єм захищуваного простору, м3 (різниця між об’ємом, обмеженим огороджуваль-

ними конструкціями захищуваного приміщення, та об’ємом будь-яких постійно непроникних для вогнегасної речовини елементів споруди в межах цього об’єму); ν – питомий об’єм, м3/кг, який розраховують за формулою: ,

(2)

де k1, k2 – константи для азоту [7]; Т – температура середовища у захищуваному об’ємі, °С. В ролі джерела азоту було запропоновано, як найбільш поширені, модулі пожежогасіння (далі – модулі) на базі балонів 40-150 за ГОСТ 949 [16]. Кількість балонів (модулів), що необхідна для одного випробування, визначали за формулами: ,

(3)

де п – кількість балонів (модулів), необхідної для одного випробування, шт.; Vазот – об’єм, що займає азот під тиском Р (за законом Мендєлєєва-Клайперона), м3; ,

(4)

де R – універсальна газова стала, R=8,31 Дж/(моль∙К); Р – робочий тиск у модулях, МПа; Vбал – об’єм балона 40-150 за ГОСТ 949 [59], м3. У зв’язку з тим, що витрата азоту під час його подавання з модулів не є сталою величиною, то, як для розрахунків, так і під час випробувань, можна лише оперувати поняттям «середня масова витрата». Середню масову витрату азоту можна обчислити за формулою: ,

(5)

де G – середня масова витрата азоту, кг/с; t – нормативна тривалість подавання азоту за ДСТУ 4466-1 [13], с. Значення тиску суміші «повітряазот», що утвориться у модельній споруді у разі подавання до неї азоту у кількості mазот, можна обчислити за формулою: ,

(6)

де Р1 – значення тиску, що утвориться у модельній споруді, МПа; mсум – маса суміші «повітря-азот», кг; μсум – молярна маса суміші «повітря – азот», кг/моль, яка розраховується за формулою:

(7)

де μпов – молярна маса повітря, кг/ моль; μазот – молярна маса азоту, кг/моль. Об’єм кисню у суміші «повітряазот» та об’єм секундного приросту кількості кисню, що потрапляє до вільного простору першої ступені РН «Таурус-П» у разі його витоків з технологічного устаткування, також розраховували за законом Мендєлєєва-Клайперона з подальшим коригуванням кількості азоту, необхідної для досягнення вогнегасної концентрації, та значення його середньої масової витрати. Для забезпечення більшої рівномірності розподілення в захищуваному просторі та у зв’язку з тим, що за однакових умов густина азоту менша за густину повітря, азот має подаватися через випускні отвори розподільчого трубопроводу експериментальної системи пожежогасіння до нижньої частини внутрішнього простору модельної споруди. Гідравлічний розрахунок трубопроводу експериментальної системи пожежогасіння було виконано з урахуванням методики розрахунку за ВСН 21-02-01 [17]. З метою встановлення обсягів, послідовності та умов проведення експериментальних досліджень щодо використання екологічно безпечної газової вогнегасної речовини (азоту) як флегматизатора у активній системі запобігання пожежі першої ступені РН «Таурус-ІІ» було розроблено Програму та методику експериментальних досліджень (далі – ПМ) із застосуванням основних методологічних підходів до проведення випробувань за ДСТУ 4466-1 [13] та ДСТУ 4466-13 [7]. Відповідно до ГОСТ 16504 [18], випробування – це експериментальне визначення кількісних та (або) якісних характеристик властивостей об’єкта випробувань як результату впливу на нього, під час його функціонування, у разі моделювання об’єкта й (або) впливів. Для отримання об’єктивних результатів випробування зазвичай мають проводитися в умовах, що відповідають реальним (метод моделювання), або на реальному об’єкті. Метод моделювання під час проведення зазначених досліджень полягає в обґрунтованому створенні таких умов випробувань, за яких у просторі модельної споруди досягається концентрація азоту, яка має бути

не меншою, ніж нормативна вогнегасна. Дослідження було запропоновано провести у три етапи: Етап 1 – підтвердження можливості досягнення у просторі модельної споруди концентрації азоту, що відповідає розрахунковим (перевірка правильності конструктивних та технологічних параметрів обраного випробувального обладнання, засобів вимірювальної техніки та методики випробувань); Етап 2 – підтвердження можливості створення в об’ємі модельної споруди умов, що унеможливлюють виникнення пожежі; Етап 3 – гасіння модельних вогнищ пожежі, що підтверджує можливість досягнення нормативної вогнегасної концентрації азоту. Виходячи з вищевикладеного, а також базуючись на результатах теоретичних розрахунків, було уточнено перелік випробувального обладнання та основні вимоги до його розташування у модельній споруді під час проведення випробувань на різних їх етапах (рис 1). Відповідно до прийнятої (за ДСТУ 4466-1 [13]) методики проведення експериментальних досліджень, на І етапі випробувань було заплановано безперервне вимірювання і реєстрування концентрації кисню протягом подавання азоту, а також до моменту збільшення його концентрації до значення, що відповідає концентрації азоту, яка становить 85 % від нормативної вогнегасної. При чому, на момент закінчення подавання азоту значення концентрації кисню у суміші «повітря-азот» мало відповідати

а)

концентрації азоту (визначається шляхом перерахунку), що не нижча за нормативну вогнегасну (43,7 % об.). Отримані під час випробувань значення середньої поточної концентрації кисню згідно з ДСТУ 4466-1 [13] можна перерахувати на значення поточної концентрації азоту за рівнянням: (8) де cN2 – концентрація азоту, виражена у відсотках як об’ємна частка; co – концентрація кисню, виміряна у модельній споруді, виражена у відсотках як об’ємна частка. Під час випробувань на ІІ етапі концентрація азоту має визначатися таким же чином, як наведено вище. У період від моменту закінчення подавання азоту до моменту збільшення концентрації кисню до величини, що відповідає концентрації азоту, яка становить 85 % від нормативної, за допомогою пристроїв примусового підпалювання пального з інтервалом не більше ніж 3 с мали виконуватися спроби запалити модельні вогнища пожежі. У процесі випробувань за ІІІ етапом перед пуском експериментальної системи пожежогасіння необхідно виконати примусове підпалювання модельних вогнищ пожежі. Пуск системи пожежогасіння має бути виконаний після закінчення нормативної (за ДСТУ 4466-1 [13]) тривалості вільного горіння модельних вогнищ пожежі. Концентрацію азоту визначають та-

б)

Рис. 1. Схема розташування випробувального обладнання під час проведення досліджень (у загальному вигляді): а – вигляд у плані; б – схема розташування кисневих аналізаторів; 1 – модулі; 2 – рама; 3 – магістральний трубопровід; 4 – датчик тиску; 5 – вимірювальний комплекс; 6 – кисневі аналізатори; 7 – модельні вогнища пожежі

ким же чином, як і під час випробувань за І та ІІ етапами. Відповідно до ПМ, дослідження за І етапом мають вважатися позитивними у разі підтвердження можливості створення в просторі випробувальної споруди концентрації азоту, що відповідають розрахунковим. Дослідження за ІІ етапом мають вважатися позитивними у разі підтвердження можливості створення в просторі випробувальної споруди умов, що унеможливлюють виникнення пожежі (створення флегматизувальної концентрації азоту). Дослідження за ІІІ етапом мають вважатися позитивними у разі гасіння всіх модельних вогнищ пожежі, що підтверджує можливість створення нормативної вогнегасної концентрації азоту. Водночас, в процесі опрацювання ПМ було виявлено, що відповідно до ДСТУ 4466-1 [13] кисневі аналізатори мають розташовуватися у «тіньовій» зоні споруди відносно місця подавання азоту (рис. 1). Тому, враховуючи обмеженість тривалості подавання азоту (60 с), та пов’язану з цим неоднорідність розподілення азоту в просторі модельної споруди, було запропоновано альтернативний метод досліджень. Таким чином, метод випробувань, встановлюваний ДСТУ 4466-1 [13], передбачає визначення поточної концентрації азоту у внутрішній порожнині модельної споруди шляхом її обчислення (непряме вимірювання) залежно від виміряного значення поточної концентрації кисню (пряме вимірювання) в ній же під час випускання азоту з модулів батареї газового пожежогасіння. Альтернативний метод полягає у визначенні поточної концентрації азоту у внутрішній порожнині модельної споруди шляхом її обчислення (непряме вимірювання) залежно від виміряного значення поточного тиску азоту, що знаходиться у модулях (пряме вимірювання) під час його випускання. Випробування згідно із запропонованим методом мають виконуватися таким чином. Перед пуском експериментальної системи пожежогасіння має виконуватись перевірка маси заряду азоту, необхідної для кожного випробування, яка обчислюється за формулою: ,

(9)

де МГВР – маса заряду азоту, кг; Мпі – повна маса модуля, кг;

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Мкі – конструктивна маса модуля, кг; n – кількість модулів. Перед початком випробувань вміст кисню у повітрі всередині модельної споруди має відповідати його нормальній концентрації в атмосфері. Тиск у магістральному трубопроводі експериментальної системи пожежогасіння має безперервно вимірюватися і реєструватися протягом подавання азоту. Тривалість подавання азоту має визначатися від моменту початку його виходу у магістральний трубопровід (поява надлишкового тиску) до моменту закінчення подавання (відсутність надлишкового тиску). Поточну масу азоту, поданого до модельної споруди, розраховують за законом Мендєлєєва-Клайперона з рівняння: ,

(10)

де Р2 – значення тиску, що створюється у трубопроводі експериментальної системи пожежогасіння, МПа; Vтруб – вільний об’єм, що займає азот у трубопроводі експериментальної системи пожежогасіння, м3. Поточна концентрація азоту у модельній споруді розраховується з формули (1), поточна концентрація кисню – з рівняння (8). Для підтвердження правильності отриманих в результаті розрахунків значень поточної концентрації азоту протягом його подавання також безперервно має вимірюватися і реєструватися тиск суміші «повітря-азот» у внутрішній порожнині модельної споруди. При цьому максимальне значення тиску у модельній споруді має відповідати умові: ,

(11)

де Рсп – тиск у внутрішній порожнині модельної споруди, МПа; Рмод – тиск азоту у модулях, МПа; Vмод – загальний об’єм модулів, м3. Експериментальні дослідження проводили відповідно до ПМ із застосуванням альтернативного методу випробувань. 1. На першому етапі експериментальних досліджень було підтверджено можливість досягнення у просторі модельної споруди концентрації азоту, що відповідають розрахунковим. Основні результати випробувань: – середня тривалість подавання азоту до внутрішньої порожнини мо-

дельної споруди становила 21,5 с (відповідає вимогам ДСТУ 4466-1 [13]); – середнє обчислене максимальне значення об’ємної концентрації азоту в модельній споруді становило 43,86 % (об.), що не менше, ніж нормативна вогнегасна концентрація за ДСТУ 4466-13 [7]; – середня масова витрата азоту становила 0,63 кг/с. 2. Випробування на другому етапі експериментальних досліджень підтвердили можливість створення у просторі модельної споруди умов, що унеможливлюють виникнення пожежі. Основні результати випробувань: – середня тривалість подавання азоту до модельної споруди становила: 21,5 с (відповідає вимогам ДСТУ 4466-1 [13]); – значення тиску в модельній споруді не перевищувало 0,057 МПа (відповідає умові (11)); – середнє обчислене максимальне значення об’ємної концентрації азоту в модельній споруді становило 44,49 % (об.), що не менше, ніж нормативна вогнегасна концентрація за ДСТУ 4466-13 [7]. При цьому за нормативної вогнегасної концентрації азоту концентрація кисню склала 11,79 % (об.); – спроби запалити модельні вогнища пожежі протягом 62±1 с (починаючи з моменту часу, що відповідає 10 с від початку подавання азоту) не призвели до їх запалювання; – середня масова витрата азоту становила 0,62 кг/с (відповідає умові (11)). 3. Випробування на третьому етапі експериментальних досліджень підтвердили можливість досягнення вогнегасної концентрації азоту шляхом гасіння модельних вогнищ пожежі. Основні результати випробувань: – середня тривалість подавання азоту до модельної споруди становила 21,5 с (відповідає вимогам ДСТУ 4466-1 [13]); – значення тиску в модельній споруді не перевищувало 0,059 МПа (відповідає умові (11)); – середнє обчислене максимальне значення об’ємної концентрації азоту в модельній споруді склало – 45,63 % (об.), що не менше ніж нормативна вогнегасна концентрація – за ДСТУ 4466-13 [7], при цьому за нормативної вогнегасної концентрації азоту концентрація кисню становила 11,79 % (об.); – всі модельні вогнища було погашено, причому гасіння відбулось (за показаннями термопар)

протягом перших 10 с від початку подавання азоту (розрахункові значення об’ємної концентрації азоту та кисню у споруді через 10 с від початку подавання азоту в середньому становили 39,67 % (об.) та 12,64 % (об.) відповідно); – середня масова витрата азоту становила 0,63 кг/с. Загальні висновки за результатами експериментальних досліджень: – середня тривалість подавання азоту до модельної споруди – 21,5 с (відповідає вимогам ДСТУ 4466-1 [13]); – значення тиску в модельній споруді – не більше ніж 0,059 МПа (відповідає умові (11)); – середнє обчислене максимальне значення об’ємної концентрації азоту в модельній споруді становило не менше ніж 43,86 % (об.), що більше ніж нормативна вогнегасна концентрація за ДСТУ 446613 [7], причому за нормативної концентрації азоту – концентрація кисню становила 11,79 % (об.); – середня масова витрата азоту становила 0,62 кг/с; – можливість створення ефективної системи запобігання пожежі першої ступені РН «Таурус-ІІ» з використанням азоту як флегматизатора підтверджено. З урахуванням отриманих результатів експериментальних досліджень також було виконано розрахунки, що підтверджують можливість застосування системи для забезпечення створення та підтримання пожежобезпечного середовища у внутрішньому просторі першої ступені РН «Таурус-ІІ». Результати розрахунків свідчать, що, з урахуванням витоків кисню, значення нормативної концентрації азоту за ДСТУ 4466-13 [7] буде досягнуто не пізніше ніж через 21,5 с від початку його подавання у внутрішній простір першої ступені РН «Таурус-ІІ» (рис. 2). Через 360 с (6 хв.) від початку подавання азоту і протягом всього процесу його подавання, розрахункова концентрація кисню становитиме близько 0,1 % (об.), що недостатньо для виникнення пожежонебезпечного середовища. У випадку відключення (аварійного або технологічного) системи термостатування концентрація азоту у внутрішньому просторі першої ступені РН «Таурус-ІІ» знизиться до 43,7% (об.) не менше ніж через 116,9 с від її відключення (рис. 3). Висновки Розроблено систему з використанням в якості вогнегасної ре-

Рис. 2. Динаміка зміни об’ємної концентрації кисню залежно від об’ємної концентрації азоту (фрагмент)

Діоксид вуглецю (EN 25923:1993 (ISO 5923:1989), MOD). 7. ДСТУ 4466-13:2008. Системи газового пожежогасіння. Проектування, монтаж, випробування, технічне обслуговування та безпека. Частина 13. Вогнегасна речовина IG-100 (ISO 14520-13:2005, MOD). 8. ДСТУ 4466-12:2008. Системи газового пожежогасіння. Проектування, монтаж, випробовування, технічне обслуговування та безпека. Частина 12: Вогнегасна речовина IG-01 (ISO 14520-12:2005, MOD). 9. Halon technical options Committee. Technical note # 1Revision 3. New Technology Нalon Alternatives. 10. ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ. Пожаровзрывоопасность веществ и материалов. Номенклатура показателей и методы их определения.

човини газоподібного азоту, яка по тактико-технічним характеристикам придатна для створення умов запобігання пожежі у внутрішньому просторі першої ступені ракетного носія «Таурус-ІІ». Список літератури 1. Руководство по международным договорам в области охраны озонового слоя. Венская конвенция (1985 год). Монреальский протокол (1987 год). Седьмое издание (2006 год). 2. Постанова КМ України № 256 від 04.03.2004 р. «Про затвердження Програми припинення виробництва та використання озоноруйнівних речовин на 2004-2030 роки». 3. Пономарьов С.В., Дуброва С.А. Монреальський протокол та техногенна безпека об’єктів та технологій./ Матеріали міжнародної науково-практичної конференції «Технические и технологические газы. Компрессорное оборудование в технологических процессах», м. Суми, 24-25.04.2008. 4. ДСТУ 4466-8:2008. Системи газового пожежогасіння. Проектування, монтаж, випробовування, технічне обслуговування та безпека. Частина 8: Вогнегасна речовина HFC 125 (ISO 14520-8:2006, MOD). 5. ДСТУ 4466-9:2008. Системи газового пожежогасіння. Загальні вимоги до проектування, монтажу, випробувань, технічного обслуговування та безпеки. Частина 9: Вогнегасна речовина HFC 227ea (ISO 14520-9:2006, MOD). 6. ДСТУ 5092:2008. Пожежна безпека. Вогнегасні речовини.

Рис. 3. Динаміка зміни об’ємної концентрації азоту (у разі відключення системи термостатування) залежно від об’ємної концентрації кисню (фрагмент) 11. MIL-DTL-25576E DETAIL SPECIFICATION: PROPELLANT, ROCKET GRADE KEROSENE. 12. ГОСТ 25828-83. Гептан нормальний эталонный. Технические условия. 13. ДСТУ 4466-1:2008. Системи газового пожежогасіння. Проектування, монтаж, випробовування, технічне обслуговування та безпека. Частина 1: Загальні вимоги (ISO 14520-1:2006, MOD). 14. ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73). Азот газообразный и жидкий. Технические условия. 15. M I L - P R F - 2 7 4 0 1 F PERFORMANCE SPECIFICATION

PROPELLANT PRESSURIZING AGENT, NITROGEN. 16. ГОСТ 949-73. Баллоны стальные малого и среднего объема для газов на Рр≤19,6 МПа (200 кгс/см2). 17. ВСН 21-02. Установки газового пожаротушения автоматические объектов вооруженных сил Российской Федерации. Нормы и правила проектирования (проект). 18. ГОСТ 16504-81. Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Õðîíèêà

ÓÄÊ 621.791

Ïðîáëåìû è ïåðñïåêòèâû êîìïðåññîðîñòðîåíèÿ Óêðàèíû 17-18 ноября 2010 г. в городе Сумы состоялась Международная научно-техническая конференция «Создание и использование современного энергоэффективного компрессорного оборудования в горнорудной и других отраслях промышленности», организованная концерном «Укрросметалл» и Международным институтом компрессорного и энергетического машиностроения. В конференции приняло участие более 110 ученых и практиков – представителей академических институтов НАН Украины, отраслевых НИИ, технических государственных университетов, предприятий и компаний Украины, Российской Федерации, Республики Беларусь, Республики Молдова, Австрии. Всего на конференции было представлено 62 организации.

Основные проблемы, перспективы и возможные направления развития компрессорного производства Украины, рассмотренные на конференции следующие: – снижение энергоемкости оборудования для получения сжатого воздуха на предприятиях горнорудной и угольной промышленности; – взаимодействие и развитие международных связей по дальнейшему сотрудничеству в области компрессоростроения; – разработка отечественного оборудования для дегазации и утилизации в когенерационных установках шахтного метана, полигонов бытовых отходов и биогаза; – получение и использование газообразного азота для подде-

ржания пластового давления, ликвидации пожаров в шахтах; – использование тепла систем охлаждения промышленных предприятий и шахт для отопления и горячего водоснабжения различных объектов с помощью тепловых насосов. Два академика, член-корреспондент, два доктора, 8 кандидатов технических наук и 29 инженеров представили 30 докладов на пленарные заседания и 5 на стендах. Значительная часть докладов была посвящена достижениям в освоении производства новой компрессорной техники в концерне «Укрросметалл». Вице-президент концерна «Укрросметалл» В.А. Белозеров представил все новинки компрессорной техники для горно-

рудной промышленности. Главный конструктор А.И. Шаповаленко доложил о передвижных компрессорных установках для подземных работ в угольных шахтах. Инженер В.И. Молибог сообщил об опыте применения роторных компрессоров производства концерна в горнорудных обогатительных установках. В докладе начальника отдела В.И. Ивашова были представлены передвижные винтовые воздушные станции серии ВВП, которые широко применяются в строительных и монтажных работах. Ведущий конструктор Воронежского ОАО «Рудгормаш» А.М. Власов в своем докладе отметил надежную работу компрессорных установок производства ОАО «НПАО ВНИИкомпрессормаш» в суровых климатических условиях разных широт на буровых установках СБШ. ОАО «Рудгормаш» в проектах новых и реконструкции действующих СБШ преимущественно применяет именно эти компрессорные установки. Заведующий отделом Донецкого НИИ горной механики им. М. М. Федорова В.В. Лобода доложил об осуществлении проекта создания и применения пожаробезопасной передвижной винтовой маслозаполненной компрессорной станции серии УКВШ производства концерна «Укрросметалл», применимой для работы в подземных выработках угольных шахт Украины, в том числе в тупиковых забоях. Последовательное усовершенствование конструкции установки позволило достичь цели пожаробезопасности. Однако, как отметил докладчик, предстоит работа над созданием установки, работающей без применения масла, являющегося потенциальным источником возникновения пожара, несмотря на комплекс предохранительных мер. Сотрудники концерна главный инженер проекта Ю.В. Бережной и заведующий отделом Р.В. Кравченко доложили о перспективах, опыте создания и практического применения мембранных компрессорных установок для получения газообразного азота. Директор Московского представительства фирмы Леоберсдорфер Машиненфабрик ГмБХ Т. Шредер сообщил об особенностях передвижных азотных установок высокого давления австрийской компании ЛМФ. На конференции серия докладов была посвящена актуальным вопросам энергосбережения и ис-

пользования нетрадиционных источников энергии. Применению оборудования концерна «Укрросметалл» для дегазации угольных шахт, утилизации шахтного метана, использованию его в когенерационных установках были посвящены доклады главного инженера проекта В.В. Конотопа, руководителей конструкторских подразделений С.С. Варакиной, В.П. Ткачевой, И.И. Левши. О перспективах рекуперации громадного источника тепла угольных шахт Украины с применением тепловых насосов, выпуск которых освоил концерн, доложил главный инженер проекта О.Н. Нечитайло. Об опыте решения злободневной проблемы утилизации загрязняющего атмосферу метана на полигонах бытовых отходов больших и малых городов рассказал главный инженер проекта Киевского ООО «НТЦ «Биомасса» В.Б. Глобин. В заключении темы энергосбережения с большим интересом был заслушан доклад академика Ака-

росметалл» уже практически готов принять участие в государственных программах энергосбережения. При осуществлении проектов энергосбережения для организации надежной работы системы, для оперативного мониторинга и управления необходима современная техника и технологии. Удаленному мониторингу и управлению компрессорными и утилизационными установками были посвящены доклады сотрудников концерна А.Н. Киптенко и В.В. Кремезного. Во всех представленных в докладах компрессорных установках и в энергосберегающих технологиях применяются теплообменные аппараты. От их эффективности и надежности зависит долговечность и экономичность работы компрессоров, компрессорных станций и технологических линий. Об опыте применения компактных паяных пластинчато-ребристых теплообменников, конструирование и совершенствование которых на

демии энергетики Украины, заместителя председателя правления по вопросам науки ОАО «Львовтеплоэлектропроект» Р.В. Пилипьюка о проблемах теплоснабжения в Западном регионе Украины с применением тепловых насосов. Докладчик отметил, что эта проблема в настоящее время рассматривается в правительственных комитетах как актуальная для всей Украины. В связи с этим особо положительным есть то, что концерн «Укр-

протяжении многих лет осуществляется на специализированном производстве ОАО «НПАО ВНИИкомпрессормаш» доложил главный инженер проекта Г.Г. Ткаченко. Доклады о новых научных разработках представили доцент кафедры информатики В.Г. Концевич и аспирант С.О. Шарапов из СумГУ, а также аспирантка Днепропетровского Института геотехнической механики им. Н.С. Полякова НАН Украины И.Ю. Комлева.

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

Участники конференции с интересом заслушали менеджеров Московского ООО «Каминз» А.Г. Ховаева и А.А. Рыжова об истории и продукции фирмы – двигателях промышленного применения. Обширную информацию о деятельности Сумского ОАО «Укрхимпроект» представил главный инженер А.В. Зленко. Сумские проектировщики разработали и реализовали десятки крупных проектов сооружения и реконструкции компрессорных станций на магистральных газопроводах Украины, России, стран СНГ и дальнего зарубежья. Большинство проектов основано на применении продукции сумских компрессоростроителей. Доклады на конференции сопровождались многочисленными вопросами и комментариями. Детальное обсуждение докладов и связанных с тематикой конференции вопросов осуществлялось на четырех круглых столах по темам: • Оборудование для получения газообразного азота; • Утилизация шахтного метана; • Выполнение сервисных работ по обслуживанию компрессорной техники; • Использование тепловых насосов для утилизации тепла шахтных вод. Во время конференции ее участники посетили выставку компрессорного оборудования, выпускаемого концерном «Укрросметалл». На выставке были представлены воздушные компрессорные установки общего назначения – различной модификации передвижные станции серий ВВП, ПКСД производительностью 5…7 м3/мин и стационарные с производительностью от 10 до 100м3/мин серий ВВУ, НВЭ, ВВ. Также были представлены установки серии УКВШ производительностью от 5 до 15м3/мин, предназначенные для работы в подземных выработках шахт различных угольных бассейнов, и компрессоры серии КТ для комплектации подвижного состава. Особый интерес вызвал сектор выставки, где были представлены мембранные азотные компрессорные станции, специализированные уникальные компрессоры для сжатия технологических газов – метана, паров бензина, коксового газа, тепловые насосы, пиролизные котлы. В заключение участники конференции выразили благодарность

ее организаторам и приняли решение, в котором одобрили инициативу концерна «Укрросметалл» и Международного института компрессорного и энергетического машиностроения по организации и проведению ежегодной международной конференции по данной тематике. В решение конференции внесены ряд пунктов, основные из которых следующие: 1. Концерну «Укрросметалл» подготовить и передать Министерству угольной промышленности, Министерству топлива и энергетики, Министерству экономики, Министерству промышленной политики и другим центральным органам власти технические предложения для включения их в государственные программы по следующим направлениям: – выпуск современного энергоэффективного компрессорного оборудования для угольной и горнорудной промышленности; – использование газообразного азота в различных отраслях народного хозяйства; – использование шахтного метана в когенерационных установках; – использование теплонасосного оборудования для утилизации тепла шахтных вод и технической оборотной воды; – оборудование и технологии для интенсификации добычи углеводородного сырья из низкопотенциальных газоконденсатных месторождений. 2. Концерну «Укрросметалл» совместно с проектными организа-

циями разработать и представить на утверждение Министерству угольной промышленности программу утилизации тепла шахтных вод для горячего водоснабжения с помощью тепловых насосов. 3. Международному институту компрессорного и энергетического машиностроения вместе с предприятиями и НИИ предложить новые технологии и проекты с целью расширения использования азотномембранных установок. 4. Обратиться с предложением в президиум НАН Украины, Министерство науки и образования Украины, отраслевые институты с предложением проведения совещания по координации усилий научно-производственного потенциала в области разработки эффективных технологий и установок дегазации угольных пластов, использования потенциала шахтного метана. 5. Концерну «Укрросметалл» разработать техническое предложение по энергосберегающим установкам, в частности по созданию газоутилизационных электрогенерирующих комплексов. 6. Рассмотреть совместно с специалистами Харьковского завода им. Малышева пути и возможность совместного изготовления когенерационных установок и биореакторов для биогаза. 7. Одобрить стратегию развития сервиса компрессорной техники с использованием новых технологий логистики. Д.т.н. В.Н. Радзиевский

Þáèëåè

Âèöå-ïðåçèäåíò êîíöåðíà «Óêððîñìåòàëë», àêàäåìèê òåõíîëîãè÷åñêîé àêàäåìèè Óêðàèíû Ï.Å. Æàðêîâ Ãëàâíûé ðåäàêòîð æóðíàëà «Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå», äîêòîð òåõíè÷åñêèõ íàóê Â.Í.Ðàäçèåâñêèé

Ïàðàä þáèëååâ êîìïðåññîðîñòðîèòåëåé

010 год оказался богатым на юбилеи в отрасли компрессоростроения. Первой принимала поздравления и подводила итоги 20-летней деятельности Ассоциация компрессорщиков и пневматиков (АСКОМП), созданная по инициативе ряда научных и производственных предприятий в июне 1990 года. Среди учредителей творческой Всесоюзной общественной организации был наш Всесоюзный научно-исследовательский институт компрессоростроения – ВНИИкомпрессормаш – в г.Сумы. В качестве коллективных членов в Ассоциацию вошли практически все компрессоростроительные предприятия и научно-исследовательские организации. Основной задачей Ассоциации была научно-техническая подготовка государственных решений по формированию и развитию компрессоростроения, одной из самых энергоемких и наукоемких отраслей промышленности. В последующие незадолго после организации АСКОМП трудные годы государственного преобразования СССР, перехода стран СНГ на новые методы экономики, реорганизации производства и рынка Ассоциация оказалась звеном, которое позволило сохранить в компрессоростроении сотрудничество научных организаций, ВУЗов и производственных предприятий для создания современной конкурентоспособной новой компрессорной техники, технологии и организации ее изготовления. Ассоциация направляла усилия на расширение рамок сотрудничества, вовлекая в него ведущие зарубежные компрессоростроительные фирмы. Формой подведения итогов сотрудничества и разработки перспективных планов было проведение Международ-

ных научно-технических конференций по компрессоростроению. Активным участником организации проведения в 2004 г. XIII- ой МНТК в городе Сумы был ВНИИкомпрессормаш, вошедший в 1997 году в состав концерна «Укрросметалл». Наряду с МНТК Ассоциация регулярно организовывала проведение Международных симпозиумов «Потребители-проиводители компрессоров и компрессорного оборудования», на которых освещаются достижения в компрессоростроении и обсуждаются актуальные проблемы потребителей в разных отраслях народного хозяйства. По инициативе АСКОМП учреждена ежегодная Международная форум-выставка «Насосы, компрессоры, арматура», на которой производители компрессорной техники представляют свои достижения широкому кругу потребителей. Компрессоростроительные предприятия концерна «Укрросметалл» постоянно принимают участие в этих информационных научно-производственных и маркетинговых мероприятиях. 20-летний юбилей отметил научно-технический и информационный журнал «Компрессорная техника и пневматика». Журнал учредила АСКОМП в первый год создания ассоциации. Главным редактором журнала является доктор технических наук, профессор, действительный член Международной академии холода и Международной энергетической академии, заведующий кафедрой компрессорной, вакуумной и холодильной техники Санкт-Петербургского государственного технического университета Юрий Борисович Галеркин. Основная работа по подготовке периодического выпуска журнала поручена члену Совета АСКОМП Элеоноре

Ивановне Морозовой. Журнал является единственным специализированным периодическим научно-техническим изданием, освещающим состояние компрессоростроительной отрасли машиностроения. Во всех выпусках журнал в своих постоянных рубриках отражает научно-технические, производственные стороны создания новой техники и особенности ее эксплуатации. Ученые, конструкторы, изготовители компрессорной техники на страницах журнала информируют о своих достижениях и имеют возможность ознакомиться с работами коллег. Регулярная широкая информация в журнале о прошедших и предстоящих конференциях, форумах, симпозиумах, выставках способствует компрессорщикам находить рациональные решения в своей работе. Концерн «Укрросметалл» является постоянным партнером журнала, направляя для публикации материалы о своей деятельности и достижениях. Сотрудники концерна благодарны журналу за специальный выпуск, приуроченный 10 - летию «Укрросметалла» в 2005 году. 85-летие отметила кафедра компрессорной, вакуумной и холодильной техники Санкт-Петербургского государственного технического университета. Созданная в 30-х годах прошлого столетия кафедра на протяжении всей своей деятельности была на передовых позициях в теоретических и экспериментальных исследованиях процессов компримирования газов. Работы, выполненные на кафедре, были научной базой для разработки новых компрессорных машин и установок. Кафедра была и продолжает оставаться кузницей кадров компрессоростроителей. В теорети-

Êîìïðåññîðíîå è ýíåðãåòè÷åñêîå ìàøèíîñòðîåíèå ¹4 (22) äåêàáðü 2010

ческих разработках, исследованиях, подготовке кадров кафедра на протяжении десятков лет плодотворно сотрудничала с «ВНИИкомпрессормаш». Новые высокопроизводительные поршневые и центробежные компрессоры высокого и сверхвысокого давления исследовались и совершенствовались на уникальных стендах «ВНИИкомпрессормаш» сотрудниками института и учеными кафедры. Многие работы по праву характеризовались термином «впервые». На материалах исследований с участием ученых кафедры 18 сотрудников «ВНИИкомпрессормаш» на Специализированном совете машиностроительного факультета

званий, он подготовил 20 докторов и около 100 кандидатов технических наук. Светлую память о видном ученом хранят компрессоростроители города Сумы. Большинство проектов новых компрессоров, установок и агрегатов, изготовляемых на СМНПО им.М.В.Фрунзе, разрабатывалось с участием К.П.Селезнева. Его обстоятельная аргументация стала основой принятия государственного решения о создании на базе ВНИИкомпрессормаш специализированной лаборатории компрессоров высокого и сверхвысокого давления. К.П. Селезнев многократно пребывал в нашем городе, возглавляя ра-

практические актуальные проблемы развития отрасли, в частности, касающиеся энергосбережения, экологии, повышения безопасности труда и многие другие. Специалисты знакомятся с техническими новинками, новыми образцами продукции концерна на выставках, приуроченных к проведению конференций. Материалы конференций и выставок освещаются в журнале «Компрессорное и энергетическое машиностроение». Тематическими приоритетами журнала являются новые теоретические и практические результаты исследований, проектирование, производство, эксплуатация оборудования, качество, надежность, безопасность

Ленинградского политехнического института защитили кандидатские диссертации. В настоящее время кафедрой руководит д.т.н., проф. Ю.Б.Галеркин, преемник в научной школе доктора технических наук, профессора Константина Павловича Селезнева, 90-летие со дня рождения которого компрессоростроители отмечают в этом году. Все юбилеи этого года тесно связаны с деятельностью этого известного авторитетного ученого. Он, орденоносец, участник Отечественной войны, бессменно с послевоенных лет на протяжении своей жизни руководил кафедрой компрессоростроения. Он не прекращал работу на кафедре, даже став ректором Санкт-Петербургского государственного технического университета. По его инициативе, благодаря неисчерпаемой активности и работоспособности, была создана АСКОМП, учрежден журнал «Компрессорная техника и пневматика», в котором он был главным редактором. Научное наследие К.П.Селезнева насчитывает более 400 библиографических на-

боту научных и организационных комиссий. В завершении парада юбилеев компрессоростроителей 2010 года необходимо отметить первый 5-летний юбилей Международного института компрессорного и энергетического машиностроения – МИКЭМ, входящего в состав концерна «Укрросметалл» и его печатного органа - научно-технического и производственного журнала «Компрессорное и энергетическое машиностроение». МИКЭМ и журнал были созданы в 2005 году для объединения усилий ученых и практиков различных стран при решении первоочередных задач отрасли компрессоростроения Украины. За эти годы, благодаря МИКЭМ, осуществлены многие перспективные разработки, проложены мосты продуктивного сотрудничества с рядом институтов Национальной академии наук Украины, России, Беларуси, ведущими ВУЗами и крупными мировыми компаниями. Дважды в год на базе концерна проводятся Международные научно-практические конференции, на которых рассматриваются как теоретические, так и

техники, автоматические системы управления, диагностика, экономические, экологические и другие проблемы. Из печати вышли 22 номера журнала. На его страницах опубликованы материалы более 360 авторов из Украины, России, стран СНГ, зарубежных фирм и компаний. Свои материалы для публикации в журнале представили более 90 научных организаций, ВУЗов и промышленных предприятий. Журнал является единственным в Украине, специализированным по тематике компрессоростроения. Постановлением президиума ВАК Украины журнал внесен в перечень научных изданий в разделе технических наук. Информация о журнале, содержание выпусков и полное изложение основных статей размещается в Интернет на сайте http://www. ukrrosmetall.com.ua/magazine. В заключении, возвращаясь к знаменательному параду компрессоростроителей, от имени коллектива концерна «Укрросметалл» желаем всем юбилярам творческих достижений в работе, крепкого здоровья и счастья!

Приглашение к сотрудничеству Искренне признательны нашим уже постоянным и новым авторам журнала и надеемся, что это сотрудничество будет расширяться. Приглашение к нему мы адресуем всем, кому не безразличны проблемы отрасли, кто готов поделиться с коллегами своим опытом, идеями или просто интересной информацией. Будем рады видеть среди авторов журнала научных и инженерно-технических работников институтов, организаций, предприятий и компаний, связанных с проектированием, разработкой, производством и эксплуатацией компрессорного и энергетического оборудования, а также студентов и аспирантов высших учебных заведений. Надеемся, наше сотрудничество будет интересным и взаимополезным.

Ê ñâåäåíèþ àâòîðîâ æóðíàëà Научные статьи, предлагаемые к публикации в журнале «Компрессорное и энергетическое машиностроение», принимаются к печати на украинском, русском или английском языках при соблюдении следующих условий. Статья должна начинаться со ссылки на УДК (индекс по Универсальной десятичной классификации), краткой аннотацией с ключевыми словами на украинском, русском и английском языках и содержать такие логично связанные разделы: ● Вступление (постановка проблемы в общем виде и ее связь с важными научными или практическими задачами; анализ последних исследований и публикаций, которыми заложено начало решения данной проблемы и на которые опирается автор; выделение нерешенных ранее частей общей проблемы, которым посвящается данная статья). ● Постановка задачи (формулируется цель статьи). ● Результаты (излагаются основные материалы исследования с полным обоснованием полученных научных результатов). ● Выводы (раздел должен содержать новые сведения, полученные автором статьи, их теоретическое и практическое значение, перспективы дальнейших разработок в данном направлении). ● Список литературы (составляется в очередности ссылок в тексте на языке оригинала в соответствии со стандартами оформления – ссылки на неопубликованные труды не допускаются). Отдельно необходимо приложить экспертное заключение, две рецензии (внутренняя и внешняя) за подписью кандидата или доктора наук по соответствующему профилю (подпись заверяется печатью), а также сведения об авторе или группе авторов (фамилия, имя, отчество, ученая степень, ученое звание, название организации, где работает автор, должность, адрес организации, номер телефона). Окончательное решение о публикации принимает редакционная коллегия журнала. Статьи, отклоненные рецензентами или редколлегией, возвращаются авторам для доработки.

Просим также учесть следующие правила подготовки рукописей и иллюстрационных материалов.

Текст статьи должен быть набран в программе Microsoft Word, формулы – с использованием редактора формул Equation, встроенного в Microsoft Word. Все графики, диаграммы, схемы, фотографии и т. п., расположенные по ходу статьи, должны иметь подписи к ним (номер рисунка, схемы и т. д., пояснение). Дополнительно отдельными файлами следует приложить все графики, диаграммы, схемы (желательно с прозрачным фоном), фотографии и т. п. в программах, в которых они первоначально были созданы, или в формате TIFF, разрешением 300 dpi, модели CMYK: ● фотографии – размером не менее формата А5 разрешением 300 dpi модели CMYK; ● эскизы, фрагментарные чертежи, диаграммы, графики, схемы и т. п. – в программах AutoCAD, 3Dmax, Photoshop версии 6 – 7, CorelDRAW версии 9 – 11 (с отдельным приложением используемых шрифтов – системные шрифты не использовать).