Проектирование и расчет установки винтового компрессора

Установка сливной воронки и подводка к ней трубопроводов.

Водосливные трубы легко разбираются и имеют уклон в сторону слива не менее 1:100. Трубы в траншеях следует закреплять на кронштейнах; расстояние между трубами должно обеспечивать легкую разборку любого участка трубопровода, что особенно важно при прочистке труб от засорений. Плотность соединений трубопровода проверяется до испытания компрессора.

Промывка лубрикатора.

Снять с лубрикатора верхнюю крышку, промыть его резервуар изнутри керосином и протереть. Промыть снаружи весь механизм насоса, залить лубрикатор чистым фильтрованным маслом.

Прокачивание трубок маслопровода в системе смазки высокого давления маслом из лубрикатора. Отсоединить трубки от обратных клапанов и прокачать их маслом из лубрикатора. Прокачивание маслом, наряду с проверкой герметичности трубой маслопровода обеспечивает их очистку. Кроме того, трубки, заполненные маслом, немедленно после пуска машины начинают питать маслом все смазываемые точки. После сборки маслопроводов необходимо залить масло в раму компрессора, до верхней риски маслоуказателя. Заливать следует только хорошо профильтрованное масло, так как загрязненное масло может служить причиной возникновения различных неполадок. Проверка клапанов. Произвести внешний осмотр каждого клапана в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Монтаж прочего оборудования. Проверить, установлены ли ограждения и закрыты ли колодцы и траншеи соответствующими перекрытиями.

Установить на компрессор вспомогательное оборудование (манометры, вентили, краны, предохранительные клапаны, реле давления и пр.) и сделать необходимые подводки. На всасывающем трубопроводе обязательно установить чистые воздушные фильтры.

Монтаж и эксплуатация газосепаратора

При приёмке аппарата в монтаж он должен быть подвергнут наружному осмотру без разработки аппарата, при этом проверяются:

- комплектность аппарата по ведомости комплектности поставки или заводским спецификациям;

соответствие аппарата рабочим чертежам, требованиям ПБ 10-115-96 и ОСТ 26 291-94;

- отсутствие повреждений или поломок, трещин и других видимых дефектов;

наличие ответных фланцев, рабочих прокладок и крепежных деталей;

наличие заглушек у штуцеров, пробок и бобышек, предохраняющих аппарат от загрязнений, а уплотнительные поверхности фланцев от повреждений:

качество лакокрасочных покрытий, наличие маркировки и консервации (для аппаратов из углеродистых и низколегированных марганцовистых и марганцевокремнистых сталей);

наличие на вертикальном аппарате по две контрольных метки (риски) вверху и внизу обечайки под углом 90° на аппарате, не подлежащем теплоизоляции, а на аппарате, подлежащем теплоизоляции;

- специальных приспособлений по ОСТ 36-18 для выверки вертикальности его на фундаменте;

- наличие на вертикальном аппарате на нижней части корпуса монтажных меток (рисок), фиксирующих в плане главные оси аппарата, для выверки проектного положения его на фундаменте;

- наличие на вертикальном или горизонтальном аппарате отметок (знаков) указывающих положение центра масс;

- наличие на вертикальном аппарате отличительной окраски строповых устройств, а на горизонтальном аппарате отличительной окраски мест расположения строп;

- наличие накладок под площадки обслуживания и деталей для крепления теплоизоляции для аппаратов подлежащих теплоизоляции;

При поставке горизонтального аппарата со снятыми опорами или опорными лапами, вертикального аппарата со снятыми стойками и срезанными сегментами цилиндрической опора приварка их должна производиться на месте монтажа предприятием-изготовителем или привлеченной владельцем аппарата монтажной организацией, имеющей лицензию органов Ростехнадзора России на выполнение этих работ.

Аппарат, поставляемый с временной противокоррозионной защитой внутренней поверхности, перед монтажом должен быть расконсервирован способом, указанным в паспорте аппарата.

Отбраковка аппарата производится в соответствии с "Инструкцией по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств", ИТН-93.

Монтаж аппарата должен производиться в соответствии с проектом производства монтажных работ, разработанным специализированной монтажной организацией.

При производстве работ по монтажу аппарата и трубопроводов должны выполняться требования СНиП - 3.05.05 "Строительные нормы и правила. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы".

При установке вертикального аппарата в проектное положение отклонение от вертикальности должно быть не более 0,1% от высоты аппарата, но не более 10 мм.

Установка аппарата на фундамент должна осуществляться при минимальном выпуске регулировочных винтов.

До окончания затяжки гаек фундаментных болтов не разрешается проводить работы, которые могут вызвать смещение аппарата.

Обвязка аппарата технологическими трубопроводами должна исключать передачу нагрузок на штуцеры аппарата.

Перед сборкой фланцевых соединений аппарата необходимо провести проверку сертификата на крепежные детали и прокладки для установления соответствия материала требованиям чертежей и маркировке завода-изготовителя, а также соответствия шпилек, гаек и прокладок условиям эксплуатации.

Перед установкой шпильки и гайки должны быть тщательно проверены на качество изготовления, при этом резьба должна быть чистой, без задиков, заусенцев, царапин и срывов, а поверхности не нарезанной части шпилек -гладкой.

Гайка, навернутая на резьбу шпильки, не должна иметь слабины (шатаний, качаний) и должна навертываться на всю резьбу вручную с небольшим усилием.

Торцы гаек должны плотно прилегать к опорной поверхности фланцев по всей поверхности.

Перед сборкой фланцевых соединений произвести тщательный осмотр уплотнительной поверхности фланцев. Риски, забоины и другие дефекты не допускаются. Проверить размеры и состояние прокладки, а также соответствие её с размерами уплотнительных поверхностей стыкуемых фланцев. Паронитовые прокладки перед установкой натереть с обеих сторон сухим графитом.

Во избежание прилипания спирально-навитых прокладок при разборке фланцевого соединения на уплотнительные поверхности фланцев нанести порошок графита.

Перед затяжкой шпилек убедиться в правильности установки прокладки, в наличии полного комплекта шпилек в отверстиях фланцев и в том, что выступ фланца вошел во впадину ответного фланца. Перекос фланцев, а также неполный комплект шпилек не допускаются.

Завертывание гаек при сборке фланцевых соединений производить стандартными ключами с контролем усилия затяжки. Пользование удлинителями ключей не допускается.

Затяжка шпилек производится равномерно в 3-4 приема и в последовательности, схематически представленной на эскизе

Рисунок 11. - Последовательность затяжки шпилек

Через 2 часа после затяжки шпилек их дополнительная подтяжка с обеспечением одинакового условия на каждой шпильке.

Подтяжка шпилек во время работы под нагрузкой во время проведения гидравлических испытаний не допускается.

Спирально-навитые прокладки рекомендуется сжимать до толщины на 25-30% меньше первоначальной. Прокладки толщиной 3,2 мм должны быть сжаты до 2,2-2,5 мм, толщиной 4,5 мм - до 3-3,4 мм. Затяжка шпилек производить в 3-4 раза приёма с проверкой зазора между фланцами щупом.

Отвертывание гаек при разборке фланцевых соединений производится также равномерно в 3-4 приема и в последовательности схематически представленной на эскизе. При этом производится осмотр фланцев, прокладки и крепежа с целью выявления дефектов. Каждая разборка фланцевого соединения, выявленные дефекты и способы их устранении должны быть зарегистрированы в паспорте аппарата. При монтаже аппарата должны выполняться требования безопасности и требования по снабжению аппарата предохранительным клапаном, приборами КИП и А, указателями уровня, уровнемерами и средствами автоматического контроля и регулирования уровня жидкой фазы согласно настоящей инструкции и технологической документации. По окончании монтажа должно быть составлено удостоверение о качестве монтажа, подписанное руководителями монтажной организации и организации владельца аппарата, и скреплено печатями этих организаций. Содержание удостоверения о качестве монтажа должно соответствовать "Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Перед монтажом аппарат должен быть проверен на герметичность в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", ГОСТ 26291 - 94. Выверка положения аппарата в пространстве (горизонтальность, вертикальность, уклон) должна производиться с помощью регулировочных устройств или подкладных листов. Установка аппаратов на фундамент должна осуществляться при минимальном выпуске регулировочных винтов.

Обвязка аппарата технологическими трубопроводами должен исключать передачу нагрузок на штуцера аппарата. Аппараты подлежат теплоизоляции из условий: теплопотерь требований техники безопасности, предотвращения конденсации влаги. Толщина и тип теплоизоляции должны приниматься согласно требованиям технической документации проектной организации, осуществляющей привязку аппарата. Теплоизоляция должна выполняться специализированной организацией в соответствии с утвержденным проектом работ после завершения гидравлических и других испытаний аппарата.

Раздел 4. Экономическая часть проекта

4.1 Экономическая часть

4.1.1 Анализ ранее внедренных мероприятий

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

Г - газовая; В - винтовая:

4 - объёмная производительность, м3/мин;

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

Рисунок 12.- Диаграмма обьема газа и затрат эл. энергии

Сжимаемый газ - попутный нефтяной.

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

4.1.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капиталовложениями.

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

- Снижение затрат на производство единицы продукции;

- Повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- Рост производительности труда.

- Улучшение условий труда;

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

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

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

- себестоимость продукции;

- прирост производительности труда;

- экономия;

- приведенные затраты;

- сроки окупаемости;

- экономический эффект;

Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники и технологии используются вспомогательные натуральные показатели - удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д. Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.). Экономический эффект от внедрения новой техники показывает целесообразность внедрения и определяется за условный год, то есть со дня внедрения и на весь следующий год, если в последствии увеличивается объем внедрения или внедрения переносятся на ряд родственных предприятий, то данная методика разрешает произвести перерасчет по вновь достигнутому объему и соответственно получить новый экономический эффект представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов, (живого труда, общего труда, капитальных вложений) которую получит народное хозяйство в результате производства и использования новой техники, которая в конечном счете выражается в увеличении национального дохода.

Экономический эффект от мероприятий за условный год определяется по формуле:

ЭТ=РТ-ЗТ, (118)

где Эт - экономический эффект за расчётный период;

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

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

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

Приведенные затраты представляют собой сумму себестоимости и нормативные прибыли:

З = С + Ен * К, (119)

где З - приведенные затраты в рублях;

С - себестоимость единицы продукции в рублях;

Ен = 0,15 - нормативный коэффициент капитальных вложений;

К - удельные капитальные вложения

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

Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию производственных ресурсов (живой труд, материалы, капиталовложения), которую получает народное хозяйство. В результате производства и использования новой, более качественной техники, которая в конечном счёте выражается в увеличении национального дохода. Таким образом, в том показателе отражается народнохозяйственная эффективность.

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

ЭГ=(C0-CT)xQT±ДHT, (120)

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

Qt - годовой объём продукции (работы);

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

Срок окупаемости: Т0К= Д К / ДС

где ДК - дополнительные капиталовложения, в тыс. руб.

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

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

Эффективность предлагаемой техники обеспечивается снижением текущих эксплуатационных затрат.

Таблица 5

Исходные данные

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

Раздел 5. Безопасность экологичность проекта

5.1 Безопасность производственной среды

Нефтяной газ тяжелее воздуха (плотность 1,33 кг/мі), бесцветен, имеет слабый запах бензина, взрывоопасен. При содержании газа в воздухе от1 до 18% образуется взрывоопасная смесь, которая взрывается от любого источника огня. При содержании газа выше 18% по объему образуется пожароопасная смесь, которая горит при свободном доступе воздуха.

Попутный газ, выделяющийся при сепарации сернистых нефтей верхних горизонтов, содержит сероводород. Сероводород-бесцветный газ, тяжелее воздуха (плотность 1,54 кг/мі), имеет запах тухлых яиц, горит синеватым пламенем. При определенной концентрации в воздухе образуется взрывоопасная смесь (пределы взрываемости : нижний -4,3%, верхний -45,5%). При увеличении концентрации сероводорода в воздухе запах становится менее сильным и неприятным. Порог обонятельного восприятия (нижний) находится в пределах 0,012-0,03 мІ/мі. При длительном пребываниии человека в сероводородной среде происходит привыкание к запаху поэтому может произойти отравление.

Нефтяной газ действует на организм человека удушающе. Газ тяжелее воздуха, поэтому скапливается в низких местах (колодцах, ямах, траншеях).

Признаками удушья являются:

-учащение пульса;

-увеличение объема дыхания;

-ослабление внимания;

-сонливость;

-потеря сознания и смерть.

Нефтяной газ сернистых нефтей действует на организм человека отравляюще. При концентрации сероводорода в воздухе 100 мІ/мі и выше, может развиться острое, почти мгновенное отравление, так как начинаются судороги и потеря сознания от остановки дыхания и быстрая смерть.

Индивидуальными средствами защиты от нефтяного газа и с примесями сероводорода являются фильтрующие промышленные противогазы ПШ-1,2, коробки марки КД и ВМ,В или изолирующие дыхательные аппараты.

На объектах, связанных с возможным выделением газа при проведении технологических процессов и выполнении работ, установлен систематический контроль за содержанием газа в воздушной среде. Периодичность проведения анализов воздушной среды и количества точек отбора проб определяется комиссией в составе: начальника цеха, инженера по промышленной безопасности и охране труда, представителей местных органов госгортехнадзора, санитарного и пожарного надзора. Проведение отбора проб на открытом воздухе - не реже 1 раза в сутки.

Результаты анализов, а также показания регистрирующих приборов записываются в журнал контроля воздушной среды. О всех случаях обнаружения опасных концентраций немедленно извещается руководитель объекта и принимаются меры по устранению причин, вызывающих увеличения опасных концентраций нефтяного газа. Отбор проб и замер концентрации нефтяного газа производится переносными газоанализаторами- ПГФ, ЭТХ, Анкат(для Н2S).

5.2 Безопасность при чрезвычайных ситуациях

Действия населения при подготовке к рассредоточению и эвакуации

Вывоз населения за пределы крупных городов в сельские районы позволяет резко снизить возможные потери в случае применения оружиямассового поражения по этим городам.

Эвакуации (рассредоточению) предшествует оповещение населения.

Порядок оповещения зависит от того, где находятся оповещаемые (на работе или дома), наличия средств связи и ряда других факторов.

Так, рабочие и служащие, находящиеся на работе, о проведении эвакуации (рассредоточения) могут быть оповещены по объектовой радиосети или устно по цехам, отделам, лабораториям и т.д. Эти же рабочие и служащие в нерабочее время могут быть оповещены по телефону или посыльными. Неработающее население оповещается через ЖЭК и домоуправления.

Способ оповещения в каждом конкретном случае зависит от местных условий и предусматривает использование всех имеющихся средств связи.

Получив распоряжение на рассредоточение (эвакуацию), рабочие и служащие должны подготовить все самое необходимое, что следует взять с собой. Каждый рассредоточиваемый и эвакуируемый должен взять:

- личные документы (паспорт, военный билет, диплом об образовании, свидетельства о рождении детей), деньги;

- индивидуальные средства защиты органов дыхания, медицинскую аптечку и противохимические пакеты;

- продукты питания на 2-3 суток;

- крайне необходимые предметы одежды, обуви, белья и туалетных принадлежностей.

Из продуктов питания, в зависимости от индивидуальных потребностей членов семьи, в том числе и детей, лучше всего брать с собой консервы, концентраты, копченые изделия, сыр, сухари, печенье, сахар и другие не скоропортящиеся продукты, флягу (бутылку) с водой.

Желательно также иметь перочинный нож, спички, карманный фонарь.

Особо вдумчиво необходимо подойти к подбору предметов одежды, обуви и белья. При определении их следует исходить из способа эвакуации, географического местоположения, времени года.

При эвакуации (рассредоточении) транспортом общий вес взятых с собой вещей не должен превышать 50 кг на человека.

При эвакуации пешим порядком каждый эвакуируемый должен взять такое количество вещей и продуктов, которое он сможет нести на себе.

При подготовке к эвакуации пешим порядком особо серьезное внимание следует уделить подбору обуви. Необходимо надеть такую обувь, которая при совершении марша не натирала бы ноги и соответствовала сезону.

При эвакуации (рассредоточении) транспортом подготовленные вещи и продукты можно укладывать в чемоданы, сумки или рюкзаки, а при эвакуации пешим порядком их для удобства переноски целесообразно уложить в рюкзак или в вещевой мешок.

Поскольку время на подготовку к рассредоточению (эвакуации) может быть весьма ограничено, в каждой семье желательно заранее определить и составить список вещей и продуктов, которые нужно взять с собой в то или иное время года.

Правила поведения и действия населения при эвакуации и рассредоточении

Получив распоряжение на эвакуацию или рассредоточение, граждане должны быстро подготовить и уложить (если они не были собраны и уложены заранее) вещи, продукты питания, медикаменты. К чемоданам (рюкзакам, вещевым мешкам) прикрепить бирки с указанием владельца (фамилия, имя, отчество, адреса постоянного местожительства и места эвакуации). Взять положенные личные документы, деньги и в установленное время прибыть с вещами на указанный для них СЭП. Перед уходом из квартиры проверить и отключить газ, электричество, завернуть водопроводные краны, закрыть окна и двери. Прибыв на СЭП, пройти регистрацию, разместиться в отведенном месте и в дальнейшем действовать по указанию руководства СЭП. Находясь на эвакопункте, следует внимательно слушать распоряжения и безоговорочно выполнять их, особенно распоряжения о комплектовании колонн, распределении по эшелонам, вагонам, судам и машинам.

При следовании на транспорте строго соблюдать установленные правила, поддерживать дисциплину и порядок, выполнять указания представителей органов ГО, старшего по вагону, судну или автомашине и без их разрешения не покидать транспортные средства.

В том случае, когда эвакуация будет осуществляться пешим порядком, формируются колонны, скорость движения которых зависит от климатических условий, времени года, состояния дорог, рельефа местности и других местных условий. Непосредственно перед маршем следует принять горячую пищу, ибо возможность ее приготовления и принятия в пути следования маловероятна. При совершении марша необходимо соблюдать установленный порядок. Нельзя покидать колонну без разрешения ее начальника. При плохом самочувствии нужно обратиться к медицинскому работнику, сопровождающему колонну. Не разрешается пить воду из источников, не проверенных медицинской службой.

При присоединении к колонне посторонних лиц - сообщить об этом начальнику колонны. При движении ночью нужно предупреждать сзади идущих о препятствиях на пути, особенно при движении по тропам и колонным путям, следить за тем, чтобы соседи по колонне не отставали, а на привалах не засыпали. При совершении марша в жаркое время, во избежание тепловых и солнечных ударов, идти в колонне необходимо разомкнуто по фронту и в глубину, не снимать головных уборов, строго соблюдать питьевой режим, на привалах располагаться по возможности в тенистых местах.

При совершении марша зимой в холодную и ветреную погоду нужно взаимно следить за тем, чтобы своевременно обнаружить признаки обморожения. На привалах ложиться на снег запрещается.

Прибыв в загородную зону на приемный эвакопункт пройти регистрацию и по распоряжению представителей эвакоприемных органов занять место на транспорте или организованно пешим порядком следовать до конечного пункта размещения на местожительство.

Классификация помещений по степени взрываемости и электроопасности

Классификация производств по степени пожароопасности (взрывоопасности) установлена строительными нормами и правилами, согласно которых существуют следующие категории: А, Б, В, Г, Д, Е.(табл.13.9 стр.711-712-Справочник по технике безопасности. П.А. Далин-М.,”Энергоиздат”-1985.). Данная установка относится к категории А(взрыво-пожароопасное), то есть производство, связанное с использованием горючих газов с нижним концентрационным пределом взрываемости 10% и менее объема воздуха, что соответствует СНиП 11-90-81 (Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования-М.,”Стройиздат”-1982г.-16стр.). К электрооборудованию и электроосвещению применяется классификация, согласно “Правил устройства электроустановок (ПУЭ) Министерства электростанций”-гл.VII - 3, VII - 4.По этой классификации взрывоопасные помещения и установки подразделяются на следующие классы: В-I, В-Iа, В-Iб, В-Iг, В-II, В-IIа.

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

Заключение

Спроектированная установка винтового компрессора выдала следующие преимущества перед другими решениями:

Уменьшение затрат на перекачку газа.

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

Уменьшение затрат на ремонт и обслуживание.

Практически вдвое увеличился срок службы подшипников.

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

Не требуется массивный фундамент.

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

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

поршневой компрессор обслуживание эксплуатация

Список использованной литературы

1. Актабиев Э.В.; Атаев О.А. Сооружения компрессорных и нефтеперекачивающих станций магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1989

2. Асинхронные двигатели серии 4А: Справочник / А. Э. Кравчик, М. М. Шлаф, В. И. Афонин, Е. А. Соболенская. - М.: Энергоиздат, 1982

3. Березин В.Л.; Бобрицкий Н.В. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов. - М.: Недра, 1992

4. Бородавкин П.П.; Зинкевич А.М. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. - М.: Недра, 1998

5. Брускин Д.Э. и др. Электрические машины. - М.: Высшая школа, 1981

6. Булгаков А. А. Частотное управление асинхронным двигателем - М.: Энергоиздат, 1982

7. Бухаленко Е.И. и др. Монтаж и обслуживание нефтепромыслового оборудования. М. Недра, 1994

8. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М. Недра, 1990

9. Грузов В. Л., Сабинин Ю. А.. Асинхронные маломощные приводы со статическими преобразователями. СПб, Энергия, 1970

10. Ковач К.П., Рац И.. Переходные процессы в машинах переменного тока. М., Госэнергоиздат, 1963

11. Марицкий Е.Е.; Миталев И.А. Нефтяное оборудование. Т. 2. - М.: Гипронефтемаш, 1990

12. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважных насосных установок. М. Недра,1987

13. Раабин А.А. и др. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования. М. Недра,1989

14. Руденко М.Ф. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Труды МИНХ и ГТ, 1995

15. Соколов В.М. Методы увеличения продуктивности скважин. М.: «Недра», 1991

16. Титов В.А. Монтаж оборудования насосных и компрессорных станций. - М.: Недра, 1989

17. Токарев Б. Ф. Электрические машины. Учеб. пособие для вузов. - М: Энергоатомиздат, 1990:

18. Чичедов Л.Г. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М. Недра, 1987

19. Шапиро В.Д. Проблемы и организация ремонтов на объектах нефтяной и газовой промышленности. - М.: ВНИНОЭНГ, 1995

20. Шинудин С.В. Типовые расчеты при капитальном ремонте скважин. М.: «Гефест», 2000

Размещено на Allbest.ru

...