сотрудник с 01.01.1944 по настоящее время
Красноярск, Красноярский край, Россия
студент с 01.01.2025 по настоящее время
Красноярский край, Россия
Красноярский край, Россия
Красноярский край, Россия
Красноярский край, Россия
Приведен метод термодинамического диагностирования объемных гидромашин строительных экскаваторов. При работе объемных гидромашин строительных экскаваторов повышается температура рабочей жидкости, что может снизить вязкость и эффективность системы, а также привести к износу компонентов. Показано, что метод термодинамического диагностирования объемных гидромашин строительных экскаваторов позволяет оценить энергетические потери, тепловыделение и влияние температуры на эффективность системы гидропривода. Приведены уравнения энергетического баланса гидронасоса с дренажной и бездренажной магистралями. Получены результаты моделирования теплофизических параметров рабочих жидкостей, используемых в гидроприводе, при известных значениях теплофизических параметров жидкости. Определены значение КПД объемных гидромашин в зависимости от перепадов давления и температуры. Установлено, что при наличии нерастворенного газа в гидросистеме гидродинамический метод определения полного КПД обеспечивает меньшую вероятность отбраковки исправных гидронасосов, чем метод диагностирования по величине объемного КПД. Чем выше перепад давления и чем ниже КПД насоса, тем выше точность измерения. На погрешность определения полного КПД гидронасоса термодинамическими методами оказывают влияние следующие факторы: нестабильность характеристик рабочей жидкости, наличие нерастворенного газа в рабочей жидкости, теплообмен между корпусом гидронасоса и окружающей средой. Сделаны рекомендации по определению значение КПД объемных насосов в реальных условиях эксплуатации путем измерения перепадов давления и температуры.
термодинамический метод, температура, КПД, насос, баланс
1. Баулин М.Н., Немтинова Д.А., Оболонская Е.М., Оболонская О.Ю., Шотер П.И. Расчетное исследование течения жидкости в центробежном насосе в среде Ansys CFX. Насосы. Турбины. Системы. 2016 №2 (19). C. 75-79. EDN: https://elibrary.ru/WXLUSZ
2. Валюхов С.Г., Кретинин А.В. Математическое моделирование гидродинамических процессов в проточной части центробежного насоса с использованием нейросетевых алгоритмов. Насосы. Турбины. Системы. 2016 №3 (20). C. 53-59.
3. Калан В.А., Петров В.И., Тузов В.Ю., Доронина Н.И. Метод проектирования проточных каналов погружных насосов. Насосы. Турбины. Системы. 2016 №3 (20). C. 60-65.
4. Ломбардо М. Пути повышения КПД центробежных насосов. Теоретические аспекты и опыт эксплуатации. Насосы. Турбины. Системы. 2015 №4 (17). C. 34–42.
5. Чабурко П.С., Ломакин В.О., Кулешова М.С., Баулин М.Н. Комплексная оптимизация проточной части герметичного насоса методом ЛП-тау поиска. Насосы. Турбины. Системы, 2016 №1 (18). C. 55-61. EDN: https://elibrary.ru/WDEQVX
6. Корнюшенко, С.И. Основы объемного гидропривода и его управления: учебное пособие. М.: НИЦ ИНФРА-М, 2024. 338 с.
7. Волков Г. Ю., Менихов В. И., Мелихов О. И. Проблемы численного моделирования конденсационного гидроудара двухжидкостными кодами и возможный механизм падения давления перед гидроударом. Волны и вихри в сложных средах: Сборник материалов 12-ой международной конференции - школы молодых ученых, Москва, 01-03 декабря 2021 года. Москва: ООО «ИСПО-принт», 2021. C. 60-63. EDN: https://elibrary.ru/ZNNOJG
8. Квасников И.А. Термодинамика и статистическая физика. Т.1: Теория равновесных систем: Термодинамика. Изд. 2-е. – М.: Едиториал УРСС, 2002. 240 с.
9. Lunev S, Nikitin AA, Kaizer YF, et al. Comparative analysis of the dependence of the bulk elastic modules of the liquid on pressure and gas factor. Journal of Physics: Conference Series, Polytechnical Institute of Siberian Federal University. Vol. 1399. Krasnoyarsk: Institute of Physics and IOP Publishing Limited, 2019. DOIhttps://doi.org/10.1088/1742-6596/1399/5/055083.
10. Crane Technical Paper 410, 2006 International Standard ISO 13709, 2007, “Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical, and Natural Gas Industries,” International Organization for Standardization, Geneva, Switzerland.
11. Garcia A, Brun K, Aparicio A. Case Study of Liquids Drop-Out in a Natural Gas Pipeline Network. Pipeline Simulation Interest Group, Galveston, Texas. 2009.
12. McKee RJ, Broerman E. Acoustics in Pumping Systems. Proceedings of the Twenty-Fifth International Pump Users Symposium, Turbomachinery Laboratory, Texas A&M University, College Station, Texas. 2009. Pp. 69–74.
13. Mohitpour M, Golshan H, Alan M. Pipeline Design & Construction. ASME Press, New York. 2005
14. Mohitpour M, Szabo J, Hardeveld T. Pipeline Operation & Maintenance – A Practical Approach. ASME Press, New York. 2005.
15. Santos SP. Availability and Risk Analysis Effects on Gas Pipeline Tariff Making. Seventh International Pipeline Conference, Calgary, Alberta, Canada. 2008.
16. Santos SP. Monte Carlo Simulation – A Key for a Feasible Pipeline Design. Pipeline Simulation Interest Group, Galveston, Texas. 2009.
17. Southwest Research Institute Applied Physics Division Staff. Controlling the Effects of Pulsations and Fluid Transients in Industrial Plants. SGA-PCRC Seminar, San Antonio, Texas. 1982.
