ЭКЛ_Гидромашины и компрессоры в нефтегазовом деле

МИНИCTEPCTBO ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»







И. В. МУРАДХАНОВ

Гидромашины и компрессоры в нефтегазовом деле



Учебное пособие
(курс лекций)








Ставрополь
2016
СОДЕРЖАНИЕ
Лекция 1.
1.1 Роль насосов и компрессоров в нефтяной и газовой промышленности
1.2 Общая классификация проточных машин
1.3 Классификация компрессоров
Лекция 2. Лопастные насосы
2.1 Классификация лопастных насосов
2.2 Принцип действия лопастных насосов
2.3 Типы лопастных насосов
Лекция 3. Поршневые насосы
3.1 Поршневые насосы, области применения
3.2 Классификация поршневых насосов
3.3 Принцип действия поршневого насоса
3.4 Устройство поршневых насосов
Лекция 4. Гидравлические забойные двигатели
4.1 Турбобуры: назначение, принцип действия
4.2 Рабочая характеристика турбины
4.3 Типы и конструктивные особенности турбобуров
Лекция 5. Винтовые забойные двигатели
5.1 Классификация и принцип действия винтовых забойных двигателей
5.2 Двигатели общего назначения: типы, устройство, принцип действия
Лекция 6. Турбопередачи
6.1 Характеристика турбопередач
6.2 Турбомуфты
6.3 Регулирование турбомуфт
6.4 Турботрансформатор
Лекция 7. Поршневые компрессоры
7.1 Классификация поршневых компрессоров
7.2 Принцип действия поршневых компрессоров
7.3 Типы и схемы компрессоров
Лекция 8. Роторные компрессоры
8.1 Одновальные компрессоры
8.2 Двухвальные компрессоры
8.3 Центробежные компрессоры
Лекция 9. Компрессорные установки
9.1 Состав компрессорной установки
9.2 Очистка воздуха и газа от механических примесей
9.3 Система охлаждения компрессоров
9.4 Воздухосборники, буферные емкости, предохранительные клапаны
9.5 Автоматизация компрессорных установок
Лекция 1
1.1 Роль насосов и компрессоров в нефтяной и газовой промышленности
Насосы широко применяются во всех отраслях нефтяной промышленности. При бурении применяются горизонтальные двухцилиндровые поршневые буровые насосы, развивающие давление 15 – 20 МПа, а также горизонтальные двухцилиндровые поршневые цементировочные насосы с глобоидальной передачей, развивающие давление 32 – 40 МПа.
В нефтедобыче для разных целей применяют поршневые насосы различного устройства. Так, для откачки нефти из скважин применяют глубинные штанговые плунжерные насосы и глубинные бесштанговые плунжерные гидропоршневые насосы. Для законтурного и внутриконтурного заводнений применяют многоплунжерные вертикальные насосы. Для гидравлического разрыва пласта используют горизонтальные трехплунжерные насосы, развивающие давление до 50 – 70 МПа.
При подземном ремонте скважин находят применение горизонтальные двухцилиндровые поршневые и трехплунжерные промывочные насосы. Для деэмульсации нефти в скважинах применяются вертикальные шестиплунжерные дозировочные насосы. На нефтеперерабатывающих заводах для перекачки холодных и горячих нефтепродуктов также применяют поршневые приводные насосы, но наиболее широко применяют паровые прямодействующие поршневые насосы различных конструкций.
На нефтебазах, а также для внутризаводских перекачек на нефтеперерабатывающих заводах применяют горизонтальные приводные двухцилиндровые насосы.
Для перекачки нефти и различных нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам применяют приводные горизонтальные трехплунжерные насосы.
Область применения компрессоров непрерывно растет, так как сжатый воздух и газы требуются для ускорения разработки новых месторождений, для искусственного воздействия на пласт, для рациональной эксплуатации газоконденсатных месторождений без потерь конденсата в пласте, для осуществления сбора нефти и газа, для транспортировки газа по трубопроводам от месторождения к потребителям, для осуществления циркуляции газа в установках по извлечению пропан-бутана из попутного нефтяного газа, в установках депарафинизации и деасфальтизации масел и в ряде других случаев.

1.2 Общая классификация проточных машин
Гидравлические машины и компрессоры, используемые в нефтегазодобывающей промышленности, относятся к обширному классу проточных машин, играющих исключительно важную роль во всех областях производства. Машиной называется механизм или комплекс механизмов, предназначенный для выполнения полезной (отдаваемой) работы. Это – работа сил производственных (полезных) сопротивлений. Вследствие вредных сопротивлений в самой машине она всегда меньше затраченной (потребляемой) работы, совершаемой движущими силами.
Проточные машины отличаются от прочих тем, что процесс передачи работы у них целиком связан с потоком среды, протекающей через машину. В частности, если текучей средой является капельная жидкость, то проточные машины называются гидравлическими; если же текучая среда газообразная, то говорят о газовых или пневматических проточных машинах.
Приведенное общее определение машин полностью относится к проточным и используется для их классификации по двум основным группам в зависимости от направления передачи работы:
проточные машины – орудия, которые получают работу от приводного вала или штока, а отдают ее потоку текучей среды. К этой группе относятся насосы, служащие для создания потока жидкой среды, и компрессорные машины (то же, но для газообразных сред);
проточные машины – двигатели, которые воспринимают работу от потока жидкости или газа, а отдают ее через выводной вал. К ним относятся турбины и другие гидро - и пневмодвигатели.
Существуют агрегаты, составленные из машин обеих названных групп. В подобных системах текучая среда служит передаточным звеном, по отношению к которому проточная машина - орудие – отдающий, а машина - двигатель – приемный орган агрегата. Примеры: гидродинамическая передача, используемая в силовом приводе буровой установки; бесштанговая насосная установка, составленная из наземного силового насоса и погружного поршневого двигателя с насосом; система, состоящая из бурового насоса и забойного гидродвигателя; насосный гидропривод некоторых механизмов буровых и нефтепромысловых установок.
В зависимости от принципа действия все проточные машины делятся на два кл[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]динамические и объемные. В динамической машине передача работы от рабочего органа к текучей среде (или наоборот) происходит в камере, постоянно сообщающейся со входом и выходом машины. Примеры: центробежный или вихревой насос, турбина турбобура, центробежный или осевой компрессор.
Признак объемной проточной машины – периодическое изменение объема рабочей камеры, попеременно сообщающейся со входом и выходом машины. Примеры: поршневой насос или компрессор, роторный насос, гидромотор, винтовой или пластинчатый компрессор.
Государственный стандарт определяет насос как машину для создания потока жидкой среды. Развитие этого определения приводит к пониманию насоса как машины, предназначенной для перемещения жидкости и увеличения ее энергии. При работе насоса энергия, получаемая им от двигателя, превращается в потенциальную, кинетическую и в незначительной мере в тепловую энергию потока жидкости.
Машины для подачи газовых сред в зависимости от развиваемого ими давления называют вентиляторами, газодувками, компрессорами.
Вентилятор – машина, перемещающая газовую среду при степени повышения давления
· = 1ч1,15
Газодувка – машина, работающая при
· > 1,15 (обычно
· < 2,5 ч 3), но искусственно не охлаждаемая.
Компрессор сжимает газ при
· > 1,15 и имеет искусственное (обычно водяное) охлаждение полостей, в которых происходит сжатие газа.
В современной промышленности распространены гидро- и пневмодвигатели – машины, превращающие энергию потока текучей среды в механическую энергию (гидротурбины, гидро - и пневмомоторы).
В последнее время в различных технических устройствах употребляются гидропередачи – конструктивные комбинации, служащие для передачи механической энергии с вала двигателя на вал приводимой машины гидравлическим способом. Гидропередача состоит из насоса, гидродвигателя и системы трубопроводов с устройствами для распределения и регулирования потоков рабочей жидкости (энергоносителя). Во многих случаях все указанные элементы гидропередачи совмещаются в едином конструктивном блоке. Гидравлические двигатели, насосы и гидропередачи составляют класс гидравлических машин.
Аналогично распространены системы пневмопривода, использующие в качестве рабочей среды сжатый воздух. К очевидным преимуществам этого вида проточных машин относятся, с одной стороны, простота устройства (отсутствие необходимости в трубопроводах возврата рабочей среды низкого давления, роль которых исполняет атмосферный воздух) и удачная способность наилучшим образом удовлетворять важным требованиям экологичности применяемых технических систем.
Известными примерами таких систем являются пневматический инструмент, устройства, приспособления и прессы в металлообрабатывающей и машиностроительной промышленности, пневмосистемы управления буровыми и промысловыми установками, установками на предприятиях газо - нефтепереработки, системы пневмотормозов автотранспорта, а также в текстильной промышленности сжатый воздух используется как энергоноситель для проведения ткацкого процесса.
Классификация проточных машин по виду текучей среды и направлению передачи энергии представлена на рис. 1.

Рисунок 1 – Общая классификация проточных машин
Насосы подразделяют на два основных класса: динамические и объемные.
В динамических насосах передача энергии потоку происходит под влиянием сил, действующих на жидкость в рабочих полостях, постоянно соединенных с входом и вы-ходом насоса. Характерным представителем этого класса является центробежный насос.
В объемных насосах энергия передается жидкой среде в рабочих камерах, периодически изменяющих объем и попеременно сообщающихся с входом и выходом насоса. Для этого класса типичным является поршневой насос.
Среди динамических насосов, применяемых в промышленности, наиболее распространены лопастные, в которых жидкая среда перемещается под воздействием движущихся лопастей, и вихревые. В последних жидкость перемещается в тангенциальном направлении благодаря действию плоских радиальных лопастей, расположенных по периферии рабочего колеса.

1.3 Классификация компрессоров
Разнообразие областей применения обусловливает широкую номенклатуру компрессоров, отличающихся друг от друга как по давлению всасывания и нагнетания, так и по производительности и мощности привода и по исполнению.
Если для индивидуального сбора затрубного газа необходимы давление до 0,5 МПа и мощность привода в пределах нескольких лошадиных сил, то для нагнетания газа в пласты с целью интенсификации добычи нефти и разработки газоконденсатных месторождений требуются компрессорные агрегаты, создающие давление до 40 МПа и потребляющие мощность до 4000 КВт.
Для перекачки газа по магистральным трубопроводам требуются компрессоры с давлением нагнетания до 6 МПа и мощностью привода до 4000 КВт, в то время как для внутрипромыслового транспорта нужно давление 3 – 5 МПа и мощность привода 100 – 300 КВт.
Если для перечисленных выше целей требуются стационарные компрессоры, то для испытания строящихся магистральных трубопроводов, для бурения скважин с продувкой забоя воздухом или газом, для освоения скважин требуются мощные передвижные компрессорные станции различной производительности и с давлением нагнетания от 2 до 8 МПа, а иногда до 15 – 20 МПа
Все машины, служащие для сжатия и перемещения воздуха и газа, можно разделить на следующие виды.
1. По принципу действия – на объемные и центробежные машины.
2. По назначению – на стационарные и передвижные.
3. По давлению, на которое рассчитаны машины, на следующие группы:
а) вакуум-компрессоры, откачивающие газ из пространства, где давление ниже атмосферного, и нагнетающие его в пространство с атмосферным давлением; когда нагнетание происходит в пространство с давлением выше атмосферного;
б) вентиляторы – машины, сжимающие газ или воздух до 0,015 МПа
в) газодувки, предназначенные для сжатия рабочего агента до 0,2 МПа
г) компрессоры низкого давления, рассчитанные на создание давления 0,2-1 МПа;
д) компрессоры среднего давления, рассчитанные на 1 – 10 МПа;
е) компрессоры высокого давления – на 10 – 100 МПа и выше.
Компрессоры среднего и высокого давления иногда предназначены для сжатия газа или воздуха, начальное давление которых в несколько раз превышает атмосферное. Такие компрессоры называются дожимающими.
Объемные и центробежные машины отличаются друг от друга по принципу действия.
Основным признаком объемных машин является то, что сжатие газа в них осуществляется в замкнутой полости, объем которой периодически изменяется. К этой категории машин относятся поршневые, ротационные, диафрагменные и винтовые компрессоры.
В центробежных машинах сжатие производится путем непрерывного сообщения газу большой скорости, которая затем преобразуется в давление. К этой группе машин относят и осевые компрессоры в которых в отличие от центробежных перемещение газа и сообщение ему скорости происходят вдоль оси вала машины.
Стационарные и передвижные компрессоры принципиально друг от друга не отличаются. Однако последние для уменьшения габаритов и веса делаются более быстроходными, имеют автономную систему охлаждения и обычно приводятся в действие от двигателя внутреннего сгорания.


Лекция 2. Лопастные насосы
2.1 Классификация лопастных насосов
По принципу действия: лопастные насосы разделяются на центробежные, осевые и вихревые. Некоторые конструкции построены на совмещении различных принципов (например, центробежно-осевые, центробежно-вихревые и другие).
Кроме того, лопастные насосы классифицируются:
1) по расположению оси вала – горизонтальные и вертикальные;
2) по числу рабочих колес – одноколесные и многоколесные. Последние могут иметь колеса, действующие последовательно (многоступенчатые насосы) или параллельно (многопоточные насосы);
3) по способу соединения с двигателем – моноблок-насосы, соединенные при помощи муфты, и приводные (со шкивом или редуктором);
4) по назначению – насосы общего назначения (для воды с температурой до 105° С, а также для жидкостей, имеющих сходные с водой свойства в отношении вязкости и химической активности) и насосы, приспособленные к специальным жидкостям или условиям работы.
Существуют также разграничения насосов в зависимости от конструкции рабочих колес и отводов, от расположения опор и конструкции корпуса.

2.2 Принцип действия лопастных насосов
Лопастной насос является обращенной турбиной в том смысле, что его лопастная система передает работу жидкости, а не воспринимает ее. Можно выделить три основных типа насосов с различным принципом действия: центробежный, осевой и вихревой.

Рисунок 2.1 – Схема центробежного насоса
В центробежном насосе (рис. 2.1) используется радиальная решетка лопастей, оформленная в виде рабочего колеса. Жидкость, проходя через лопасти, получает вращательное движение и под действием центробежных сил выбрасывается в один или несколько периферийных каналов, служащих для плавного отвода в напорный расширяющийся патрубок (диффузор). Здесь скорость жидкости снижается, а давление увеличивается. Вокруг ступицы рабочего колеса создается область пониженного давления, благодаря чему возникает постоянный приток жидкости из подводящего патрубка насоса.
В осевом насосе (рис. 2.2) решетка осевая, а поток жидкости параллелен оси вращения, как в прямоточной турбине. Возникновение движения жидкости в осевом насосе можно объяснить, представив лопатку как элемент многозаходного, по числу лопаток, винта.

Рисунок 2.2 – Схема осевого насоса
Центробежно-осевые насосы (или полуосевые) основаны на совмещении двух рассмотренных выше принципов, и благодаря их существованию строгая граница между центробежными и осевыми насосами отсутствует.
Принцип действия вихревого насоса отчетливо выявляется в конструкции, изображенной на рис. 2.3. Кольцевая полость 1 соединена с всасывающим и нагнетательным патрубками. В этой полости жидкость увлекается в круговое движение посредством своеобразного «трения», создаваемого интенсивным перемешиванием жидкости между межлопаточными ячейками рабочего колеса 2 и примыкающим к нему боковым каналом. Как показано в сечении аа, под действием центробежных сил по периферии колеса возникает циркуляционное вихревое течение. На него накладывается второе течение, вызванное давлением лопаток на жидкость, т. е. перепадом давления на передней и задней сторонах лопаток; относительно движущегося колеса. Обмен импульсами за счет вторичных течений столь интенсивный, что при равных размерах и скоростях вращения вихревой насос преодолевает более высокий перепад давления, чем центробежный насос.

Рисунок 2.3 – Схема вихревого насоса
В отличие от объемных лопастные насосы не обладают способностью самовсасывания. Воздух, первоначально находящийся во всасывающей трубе, не может быть откачан самим насосом до создания вакуума, достаточного для подъема жидкости и заполнения ею насоса. Поэтому перед пуском лопастной насос заливают жидкостью извне или же снабжают вспомогательным вакуум-насосом или эжектором.
Среди лопастных насосов вихревой насос в этом отношении составляет исключение, так как специальным расположением входного отверстия ему придаются свойства насоса объемного действия.

2.3 Типы лопастных насосов
Варианты исполнения горизонтальных насосов:
1. Консольное исполнение с односторонним расположением подшипников, а также с односторонним осевым или двухсторонним тангенциальным подводом.
2. Моноблочное исполнение, при котором рабочее колесо крепится на удлиненном валу электродвигателя, а подшипники последнего являются одновременно подшипниками насоса.
3. С расположением подшипников по обе стороны насоса и с горизонтальным разъемом, причем всасывающий и нагнетательный патрубки находятся в нижней половине, а верхняя половина крепится к нижней шпильками. Отводы, как правило, спирального типа. Корпус многоступенчатого насоса имеет переводные каналы, соединяющие ступени, выполняемые в присоединяемых к корпусу патрубках или отливаемых в верхней половине корпуса. В насосах с корпусом описываемой конструкции рабочие колеса расположены попарно симметрично. Как видно, последняя ступень находится внутри насоса. При такой схеме переводных каналов конструкция корпуса осложнена, зато сальник подвержен сравнительно невысокому давлению нагнетания первой ступени.
4. С фланцевыми соединениями в плоскости, перпендикулярной валу. Такая конструкция предназначена для перекачки горячих (температурой до 200° С) нефтепродуктов, когда трудно обеспечить плотность соединения при горизонтальном разъеме вдоль оси корпуса.
Безкорпусное исполнение, при котором каждая ступень насоса выполняется в виде отдельной секции, а затем все ступени стягиваются продольными сквозными болтами вместе с концевыми секциями, несущими опоры, всасывающий и нагнетательный патрубки, сальники и гидравлическую пяту. Каждая ступень имеет лопаточный отвод, а также обратные каналы. Такая конструкция имеет то преимущество, что на основе стандартной секции легко создавать однотипные насосы с различным числом ступеней. С другой стороны, при горизонтальном разъеме корпуса сборка, ревизия и ремонт насоса осуществляются проще. При большом числе ступеней (свыше 10) насосы изготовляют только секционными.
Варианты исполнения вертикальных насосов:
1. Насос для заглубленных насосных станций. Отличается расположением опорных лап. Соединяется с электродвигателем, устанавливаемым наверху, непосредственно или через промежуточный вал. Осевые усилия от насоса воспринимаются пятой электродвигателя.
2. Насос непогружного типа, подвешенный в скважине на колонне нагнетательных труб. Электродвигатель установлен над устьем скважины на опорной станине, имеющей колено для отвода воды в горизонтальный трубопровод. Приводной вал, нагнетательные трубы и корпус насоса собирают из секций.
3. Глубинный насос погружного типа отличается от предыдущего непосредственным соединением с электродвигателем. Насос с электродвигателем погружен ниже динамического уровня воды в скважине. Кабель питания электродвигателя спускается в скважину одновременно с навеской колонны нагнетательных труб. На устье скважины устанавливают задвижку и манометр.
Глубинные насосы различаются:
1. системой защиты электродвигателя – сухие, маслозаполненные, полусухие и мокрые электродвигатели;
2. конструкцией соединения ступеней – бескорпусные с фланцевыми соединениями секций и с корпусом в виде трубы, внутри которой помещены ступени насоса.

Лекция 3
3.1 Поршневые насосы, области применения
Поршневые насосы широко применяются во всех отраслях нефтяной промышленности. При бурении применяются горизонтальные двухцилиндровые поршневые буровые насосы, развивающие давление 15 – 20 МПа, а также горизонтальные двухцилиндровые поршневые цементировочные насосы с глобоидальной (типа червячной) передачей, развивающие давление 32 – 40 МПа.
В нефтедобыче для разных целей применяют поршневые насосы различного устройства. Так, для откачки нефти из скважин применяют глубинные штанговые плунжерные насосы и глубинные бесштанговые плунжерные гидропоршневые насосы. Для законтурного и внутриконтурного заводнений применяют многоплунжерные вертикальные насосы. Для гидравлического разрыва пласта используют горизонтальные трехплунжерные насосы, развивающие давление до 50 – 70 МПа.
При подземном ремонте скважин находят применение горизонтальные двухцилиндровые поршневые и трехплунжерные промывочные насосы. Для деэмульсации нефти в скважинах применяются вертикальные шестиплунжерные дозировочные насосы. На нефтеперерабатывающих заводах для перекачки холодных и горячих нефтепродуктов также применяют поршневые приводные насосы, но наиболее широко применяют паровые прямодействующие поршневые насосы различных конструкций.
На нефтебазах, а также для внутризаводских перекачек на нефтеперерабатывающих заводах применяют горизонтальные приводные двухцилиндровые насосы.
Для перекачки нефти и различных нефтепродуктов по магистральным нефтепроводам применяют приводные горизонтальные трехплунжерные насосы.

3.2 Классификация поршневых насосов
При общности принципа действия и основных свойств поршневые насосы весьма разнообразны по устройству и конструкции деталей, в зависимости от условий работы и свойств перекачиваемой жидкости. В основу классификации поршневых насосов положены следующие признаки.
Способ приведения в действие:
1) Приводные, действующие от отдельно расположенного двигателя через передачу (зубчатую, клиноременную, цепную и пр.) и кривошипно-шатунный механизм (рис. 3.1, а);
2) Прямодействующие, у которых поршень связан одним штоком с поршнем двигателя, составляющего вместе с насосом один агрегат (рис 3.1, б). В качестве рабочего тела для двигателей этих насосов используется пар, сжатый воздух или жидкость. В соответствии с этим различают прямодействующие насосы паровые, пневматические и гидравлические («гидропоршневые»);
3) Ручные, приводимые в действие вручную.

Рисунок 3.1 – Схемы поршневых насосов
Расположение цилиндров: горизонтальные и вертикальные.
Число цилиндров: одно-, двух-, трехцилиндровые и т. д.
Конструкция поршня:
1) собственно поршневые, в которых выталкивающим телом является поршень с уплотнениями, плотно прилегающими к обработанной поверхности цилиндра (рис. 3.1);
2) плунжерные (скальчатые), в которых выталкивающим телом является плунжер, работающий в сальнике (рис. 3.2, а);
3) с проходным поршнем, у которых нагнетательный клапан расположен в теле поршня (рис. 3.2, б);
4) диафрагмовые, у которых всасывание и нагнетание достигается изменением формы гибкой диафрагмы или мембраны, служащей для разделения перекачиваемой жидкости и жидкости, омывающей трущиеся части насоса (рис. 3.2, в).

Рисунок 3.2 – Типы поршневых насосов
Род действия:
1) простого (одинарного) действия. При одном двойном ходе поршня насос один раз всасывает и один раз нагнетает. Объем, описываемый поршнем в цилиндре
VS = FS,
где F и S – соответственно площадь и длина хода поршня;
2) двойного действия. За один двойной ход насос всасывает и нагнетает два раза, так что
VS = FS + (F – f) S = (2F – f) S,
где f – площадь сечения штока;
3) дифференциального действия (рис. 3.2, г). За один двойной ход насос всасывает один раз, а подает двумя порциями:
VS = (F – f)S + fS = FS.
Если, например, f = 0,5 F, то за оба хода влево и вправо насос выталкивает равные объемы жидкости. Подача дифференциального насоса более равномерная, чем у насоса простого действия, а количество клапанов вдвое меньше, чем у насоса двойного действия.
Назначение:
1) буровые для подачи промывочной жидкости при бурении скважин;
2) цементировочные для подачи цементного раствора и воды при цементировании скважин;
3) для гидравлического разрыва пластов;
4) глубинные штанговые и бесштанговые (гидропоршневые) для добычи нефти из скважин;
5) для законтурного заводнения;
6) дозировочные для подачи химических реагентов;
7) нефтяные для перекачки горячих нефтепродуктов;
8) для перекачки сжиженных газов.

3.3 Принцип действия поршневого насоса
Простейший поршневой насос (рис. 3.1, а) состоит из цилиндра 1, поршня 2, при помощи штока 3 соединенного с приводной частью насоса, и размещенных в клапанной коробке 4 всасывающего 5 и нагнетательного 6 клапанов.
Пространство, заключенное между поршнем и клапанами, называется рабочей камерой насоса. Ее объем изменяется в зависимости от положения поршня. Минимальный объем называется объемом мертвого (или вредного) пространства VM. Максимальный объем рабочей камеры VS + VM, где Vs – полезный объем рабочей камеры, описываемый поршнем за ход длиной S.
При движении поршня от клапанов в рабочей камере вследствие увеличения ее объема давление уменьшается. Поэтому жидкость под действием атмосферного давления поднимается по трубе, открывает всасывающий клапан и заполняет рабочую камеру. При этом закрытый нагнетательный клапан изолирует цилиндр от области высокого давления в нагнетательной трубе. При обратном ходе поршня в рабочей камере создается давление, превышающее давление в нагнетательной трубе. Нагнетательный клапан открывается, а закрытый всасывающий клапан изолирует рабочую камеру от области низкого давления во всасывающей трубе.
Поршневой насос обладает способностью самовсасывания, так как при достаточном уплотнении поршня и клапанов он способен откачивать воздух до такого разрежения, пока в камеру не начнет поступать жидкость. Практически такой запуск насоса не всегда допустим из-за увеличения трения поршня о цилиндр.
Теоретическая производительность поршневого насоса QТ определяется объемом, описываемым поршнем в единицу времени, и в отличие от лопастного насоса, не зависит от перепада давления
·р в насосе. Действительная производительность (или подача) Q меньше теоретической за счет утечек через неплотности в клапанах, сальниках и уплотнениях поршня, а также за счет частичного наполнения рабочей камеры жидкостью вследствие попадания воздуха и выделения паров. Поэтому с повышением давления подача насоса уменьшается, что связано с увеличением утечек через неплотности.

3.4 Устройство поршневых насосов
К специфическим деталям поршневого насоса, как гидравлической машины, относятся гидравлическая коробка, цилиндровые втулки, поршни, плунжеры, штоки, сальники, клапаны и пневматические гасители пульсаций.
Детали приводной части – станина, валы, подшипники, зубчатые передачи, шатуны, крейцкопфы, – являются общими для всех машин с кривошипно-шатунным механизмом.
Гидравлическая коробка представляет собой блок цилиндров и клапанных камер. В ней монтируются все остальные детали гидравлической части. В зависимости от давления, температуры и коррозионных свойств перекачиваемой жидкости гидравлическую коробку изготовляют из чугуна или из литой стали (углеродистой или легированной). Она снабжена фланцами или приливами для присоединения всасывающего и нагнетательного трубопроводов, крышек цилиндров и клапанных камер. Иногда клапанная коробка выполняется отдельно от цилиндров и крепится к ним болтами. Цилиндры снабжают сменными втулками, защищающими гидравлическую коробку от износа, а также позволяющими регулировать производительность, если имеется комплект втулок и поршней нескольких размеров.
Поршни (рис. 3.3) бывают цельные и составные (разборные). В качестве уплотнений поршней применяют уплотнительные кольца, изготовленные из чугуна, эбонита (для воды), текстолита (для нефтепродуктов), резины и прорезиненных тканей. В буровых насосах поршни снабжены резиновыми самоуплотняющимися манжетами сменными или привулканизированными к сердечнику.

Рисунок 3.3 – Типы поршней
а – цельный с металлическими кольцами, б – разборный с металлическими кольцами,
в – цельный с текстолитовыми кольцами, г - разборный с кожаными манжетами,
д – с самоуправляющимися манжетами
Плунжеры (скалки) бывают пустотелые и сплошного сечения. Во избежание быстрого износа поверхности плунжера придают повышенную твердость и полируют.
Сальники уплотняют шток поршня и плунжер. Простейшая конструкция сальника представлена на рис. 3.4. Для герметизации используются набивочные материалы и конструктивные средства, аналогичные тем, которые применяются в лопастных насосах. В буровых насосах используются самоуплотняющиеся сальниковые манжеты из резины с металлическим каркасом.

Рисунок 3.4 – Сальник поршневого насоса
Клапаны бывают самодействующими и принудительного действия. Современные поршневые насосы оборудуются исключительно самодействующими клапанами, которые открываются и закрываются при изменении разности давлений по обе стороны клапана. По кинематике различаются: откидные клапаны, имеющие одну степень свободы для вращения вокруг оси, расположенной в плоскости прилегания; шаровые, обладающие шестью степенями свободы (благодаря вращению шара и возможности отклонения от оси седла); подъемные с одной степенью свободы для перемещения вдоль оси клапана.
Откидные клапаны имеют ограниченное применение в насосах с малым числом ходов и при небольших перепадах давления. Шаровые клапаны используют в тихоходных насосах при перекачивании густых и загрязненных жидкостей. Их преимущество – компактность, что позволяет применять их в глубинных насосах.
В обычных конструкциях насосов чаще всего применяют подъемные клапаны, которые могут быть весовыми или пружинными.
Весовые клапаны применяют тогда, когда высокая температура или особая коррозионность перекачиваемой жидкости исключают длительную работу пружины. К моменту перехода поршня через мертвую точку клапан всегда несколько запаздывает с посадкой. Пружина служит для уменьшения этого запаздывания.
По конструкции подъемные клапаны разделяются на тарельчатые и кольцевые. Более простой тарельчатый клапан может быть с плоским или коническим седлом, с верхним, нижним, или двумя направлениями, обеспечивающими точную посадку на седло, с притиркой клапана к седлу (для чистых жидкостей) или с резиновым уплотнением (для засоренных жидкостей, см. рис. 3.5,а).
В кольцевом клапане (рис. 3.5, б) жидкость протекает по наружным и внутренним стенкам кольца. Благодаря этому площадь прохода для жидкости получается больше, чем в тарельчатом клапане; однако конструкция кольцевого клапана сложнее.

Рисунок 3.5 – Клапаны: а – тарельчатый, б – кольцевой
Седла клапанов выполняются в виде втулки с наружной конической поверхностью для запрессовки в гнезда гидравлической коробки или с наружным пояском для крепления посредством клетки или стакана.
Пневматические гасители пульсаций давления служат для создания равномерного течения во всасывающей и нагнетательной трубах, поглощая избыток жидкости в момент, когда мгновенный ее расход в трубе больше среднего, и отводя в трубу этот поглощенный избыток в момент, когда расход жидкости становится меньше среднего. Пневматический гаситель пульсации на стороне нагнетания также уменьшает перегрузку двигателя при пуске насоса, так как между поршнем насоса и жидкостью в нагнетательном трубопроводе имеется упругая среда (воздух или инертный газ). Гаситель пульсации на стороне всасывания служит для улучшения процесса всасывания.
Простейшая конструкция гасителя – воздушный колпак (рис. 3.6, а), оборудованный водомерным стеклом и манометром.

Рисунок 3.6 – Пневматические гасители пульсации:
а – со свободным воздухом, б – диафрагмовый тупиковый, в – шаровой, 1 – корпус,
2 – диафрагма, 3 – ограничительная труба, 4 – манометр, 5 – клапан.
В буровых насосах используются усовершенствованные пневматические гасители пульсаций (компенсаторы), устанавливаемые на выкидной линии. Они снабжены упругой мембраной или оболочкой, отделяющей воздушную или азотную подушку от потока жидкости, благодаря чему объем ее остается постоянным (рис. 3.6, б, в).
Предохранительные клапаны являются обязательной принадлежностью поршневого насоса. В отличие от лопастного, поршневой насос, как указано выше, не способен снижать подачу жидкости при увеличении сопротивления в трубопроводе. В случае образования пробки в линии или в случае ошибочного пуска при закрытой задвижке давление возрастает до предела, при котором останавливается двигатель или разрывается трубопровод либо корпус насоса. Для предотвращения аварии на нагнетательном трубопроводе устанавливают предохранительный, клапан. В простейшем исполнении – это поршень, удерживаемый металлическим штифтом, или диафрагма, которые разрываются от повышенного давления и пропускают жидкость в область всасывания. Более оперативны пружинные предохранительные клапаны, которые снова закрываются при снижении давления до нормального.


Лекция 4
Гидравлические забойные двигатели
В настоящее время выпускаются гидравлические забойные двигатели четырех видов:
турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения типов Т и А;
редукторные турбинные забойные двигатели типа ТР (турбобуры редукторные);
винтовые забойные двигатели типа Д;
турбинно-винтовые забойные двигатели типа ТВД.
4.1 Турбобуры: назначение, принцип действия
Турбобур, предназначенный для вращения долота при бурении скважин, представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, приводимую в движение потоком промывочной жидкости от бурового насоса. Каждая ступень турбины состоит из двух лопаточных систем: неподвижной (статор) и вращающейся (ротор).
В статоре поток жидкости подготовляется для работы в роторе: скорость увеличивается и изменяет свое направление. В каналах ротора, лопатки которого наклонены к лопаткам статора в противоположном направлении, скорость восстанавливается по величине и направлению. Затем жидкость входит в следующую ступень, где процесс повторяется.
При изменении в межлопаточных каналах скорости потока и соответствующего количества движения возникает сила, с которой поток действует на лопатки, суммируясь во всех ступенях в виде общего крутящего момента. Крутящий момент, создаваемый в статоре, воспринимается корпусом турбобура, жестко связанным с бурильными трубами. Равный, но противоположно направленный вращающий момент, действующий в роторе, через вал турбобура передается долоту.
В отличие от других гидравлических турбин, применяемых в основном для вращения вала электрогенератора и выполняемых, как правило, одноступенчатыми, турбобур подобно газовым и паровым турбинам является многоступенчатым.
Это объясняется тем, что он применяется в условиях, когда ограничены в своем наибольшем значении три следующих фактора, от которых в прямой зависимости находится вращающий момент: 1) расход жидкости, выбираемый из условий эффективного выноса из скважины разбуриваемой породы, не может быть увеличен из-за чрезмерного возрастания давления в циркуляционной системе; 2) диаметр турбины ограничен размером ствола скважины; 3) частота вращения вала турбины, жестко связанного с долотом, подчинена требованиям технологии бурения и не может быть произвольно увеличена.
Большое число ступеней турбины позволяет при ее малом диаметре (100 – 250 мм), сравнительно малом расходе жидкости (25 – 50 л/сек) и низкой частоте вращения (8 – 12 об/сек) создать высокий (2000 – 4000 Н·м) вращающий момент.
В зависимости от конструкции в турбобурах применяется от 25 до 350 ступеней. При большом числе ступеней значительно увеличивается длина турбобура. В таких случаях для удобства изготовления и монтажа его выполняют из отдельных секций (до четырех).
По направлению течения жидкости в лопастных системах турбобур относится к прямоточным турбинам. Как в статоре, так и в роторе жидкость движется вдоль оси турбины, не приближаясь к ней и не удаляясь от нее.
4.2 Рабочая характеристика турбины
Характеристика турбины турбобура графически представляется линиями вращающего момента Мk, перепада давления
·рт, мощности Nk и к. п. д.
· в зависимости от частоты вращения п при постоянном расходе жидкости Q (рис. 4.1).

Рисунок 4.1 – Рабочая характеристика турбины
Кривые Мk – п и
·рт – п являются первичными, так как они получаются в результате испытаний нескольких ступеней турбины на стенде. Первая из них служит для определения частоты вращения п по заданному моменту Mk, а вторая – для перепада давления
·рт и, следовательно, гидравлической мощности (Nг =
·ртQ; Q – постоянная). Две другие кривые вторичные; они получаются простым расчетом по формулам:
Nk = Мk·
·; 13 EMBED Equation.3 1415
Здесь
· угловая скорость.
Если принять, что крутящий момент, перепад давления и мощность пропорциональны числу ступеней, то стендовую характеристику можно пересчитать как для одной ступени, так и для любого числа ступеней, составляющих турбобур.
4.3 Типы и конструктивные особенности турбобуров
Отечественной промышленностью освоено производство турбобуров следующих типов.
Односекционные: бесшпиндельные типа Т12; бесшпиндельные унифицированные типа ТУ-К; со вставным шпинделем типа ТВШ; с независимым креплением роторов типа ТНК; для бурения скважин большого диаметра типа ТБД.
Секционные: бесшпиндельные типа ТС; шпиндельные типа ТСШ; шпиндельные унифицированные типов ТСШ1, 2Т-К и 3Т-К; шпиндельные типов ТСША и ТДШ, для бурения алмазными долотами; шпиндельные типа АШ с наклонной линией давления; шпиндельные типа АГТШ со ступенями гидродинамического торможения.
С плавающими статорами типа ТПС.
С независимой подвеской валов секций типа ТНБ.
Термостойкие турбобуры типа ТТА для скважин с температурой до 240°С.
Редукторные турбобуры типов ТР, ТРМ и ТСМ.
Малогабаритные турбобуры типов ТГ, ТШ и ТВ1 для бурения и ремонта скважин.
Турбинные отклонители типа ТО.
Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинных секций типа ТО2 для бурения боковых стволов из старых скважин.
Шпиндель-отклонитель типа ШО1.
Турбодолота колонковые типа КТД для отбора керна.
Керноотборное устройство типа УКТ.
Турбинные забойные двигатели выпускаются с турбинами:
металлическими цельнолитыми отливкой в землю;
металлическими составными точного литья (ТЛ);
пластмассовыми составными, в которых металлические ступицы и пластмассовые проточные части.
Опоры турбобуров – скольжения (резинометаллические проточные) и качения (шаровые), в том числе проточные и непроточные с уплотнением различной конструкции.
В соответствии с требованиями ГОСТ 26673 – 85 предусмотрено изготовление турбобуров односекционных, двухсекционных и трехсекционных, шпиндельных и бесшпиндельных, с наружными диаметрами 172, 195 и 240 мм, предназначенных как для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин, так и для комплектования реактивно-турбинных и роторно-турбинных буров типа РТБ.
Турбобуры односекционные бесшпиндельные типа Т12 (Т12М3Е-172, Т12М3Б-195 и Т12М3Б-240) с наружным диаметром 172, 195 и 240 мм предназначены для бурения верхних интервалов глубоких вертикальных и наклонно-направленных скважин различного назначения, а также для комплектации роторно-турбинных буров типа РТБ диаметрами от 394 до 640 мм. Они применяются при бурении скважин шарошечными и безопорными долотами различных типов и серий диаметром от 190,5 до 393,7 мм, обеспечивающими технологически обоснованный зазор между корпусом забойного двигателя и стенками скважин.
Турбобуры типа Т12М3 (рис. 4.2) изготавливаются в односекционном бесшпиндельном исполнении. На валу турбинной секции размещается от 104 до 106 ступеней турбины в зависимости от диаметра турбобура. Каждая ступень турбины состоит из ротора и статора, имеющих (у разных типов турбин) различное число лопаток соответствующей осевой высоты. На валу турбобура установлены роторы и вращающиеся детали радиальных опор и резинометаллической пяты. Эти детали на валу зажимаются роторной гайкой. В корпусе турбобура установлены невращающиеся детали: статоры, резино-металлические средние опоры и подпятники, которые закрепляются ниппелем. Корпус турбобура присоединяется к бурильной колонне с помощью верхнего переводника.
Вал турбобура оснащен радиальными опорами, воспринимающими поперечные нагрузки, и осевыми опорами, воспринимающими осевые нагрузки, действующих на вал в процессе эксплуатации. В нижней части вала имеются окна для прохода бурового раствора и к нему снизу через предохранительный переводник присоединяется долото.
Рисунок 4.2 – Турбобур типа Т12М3Б-240:
1 – переводник вала; 2 – вал; 3 – ниппель; 4 – упор; 5 – ротор; 6 – статор; 7 – опора средняя;8 – гайка роторная; 9 – контргайка; 10 – корпус; 11 – переводник верхний
Турбобуры односекционные со вставным шпинделем типа ТВШ (ТВШ-172, ТВШ-195 и ТВШ-240) предназначены для комплектации роторно-турбинных и реактивно-турбинных буров типа РТБ.
Турбобуры типа ТВШ выпускаются с наружным диаметром 240, 195 и 172 мм для комплектации роторно-турбинных буров диаметрами от 394 до 640 мм. Они могут использоваться как самостоятельно – в виде односекционного турбобура, так и в качестве нижней или шпиндельной секции в любом секционном турбобуре соответствующего габарита.
В отличие от серийных турбобуров (например, типа 3ТСШ1-240, у которого опора вынесена в отдельную секцию – шпиндель) турбобур типа ТВШ представляет собой единую турбинную и шпиндельную секцию, размещенную в корпусе стандартной длины. При этом число ступеней турбины сокращается всего на 6 %, а общая длина турбобура уменьшается на длину шпиндельной секции.
Турбобуры типа ТНК с независимым креплением роторов предназначены для комплектации реактивно-турбинных и роторно-турбинных буров типа РТБ, применяемых при бурении водопонижающих скважин, вспомогательных и вентиляционных шахтных стволов и скважин другого назначения в сочетании с шарошечными долотами различных типов и серий диаметрами от 215,9 до 750 мм. Отличительной конструктивной особенностью турбобура типа ТНК-240 является замена осевого торцевого сжатия всего пакета роторов на валу с помощью роторной гайки на независимое крепление каждого ротора турбины при помощи эксцентричного крепления составных деталей. В осевом направлении роторы неподвижны. Каждый ротор с помощью индивидуального подшипника закрепляется на соответствующем статоре.
Турбобуры секционные бесшпиндельные типа ТС (ТС4А-104,5; ТС4А-127; ТС5Б-172; ТС5Б-195; ТС5Б-240 и 3ТС5Б-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с использованием буровых растворов при температуре не выше 120°С. Секционные турбобуры типа ТС (рис. 4.3) в виде отдельных секций доставляются на буровую, где осуществляется их сборка непосредственно перед спуском в скважину. При этом корпуса секций соединяются между собой на замковых резьбах, а их валы – с помощью конусно-шлицевых (или конусно-фрикционных) полумуфт, закрепленных на валу резьбой или гладким конусом (1:10). Конструктивно нижняя секция выполнена таким образом, что позволяет использовать ее в качестве обычного односекционного турбобура.

Рисунок 4.3 – Турбобур секционный бесшпиндельный типа ТС (ТС5Б-240):
I – секция нижняя; II – секция верхняя; 1 – переводник вала; 2 – вал;
3 – ниппель; 4 – упор; 5 – ротор; 6 – статор; 7, 18 – опора средняя; 8 – гайка роторная; 9 – контргайка; 10 – корпус; 11 – переводник; 12 – полумуфта нижняя; 13 – полумуфта верхняя; 14 – вал верхней секции; 15 – переводник соединительный; 16 – ротор; 17 – статор; 19 – гайка роторная; 20 – колпак;
21 – корпус; 22 – переводник корпуса
Верхняя и средние секции этого турбобура отличаются от нижней тем, что в них отсутствует упорный подшипник – пята, который в нижней секции воспринимает гидравлическую нагрузку всех секций и вес вращающихся деталей и конструкций вала. Положение роторов относительно статоров в верхней и средних секциях фиксируется с помощью регулировочных колец турбины, имеющих различную толщину, которые устанавливаются между соединительным переводником и турбиной.
Турбобуры секционные шпиндельные типа ТСШ (3ТСШ-172, 3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ и 3ТСШ-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с применением буровых растворов при температуре не выше 120 °С. Отличительной особенностью этих турбобуров является то, что осевая опора как быстроизнашивающаяся часть, вынесена в самостоятельный узел – шпиндельную секцию, присоединяемую к нижней (турбинной) секции турбобура. Турбинные секции конструктивно (крепление деталей в корпусе и на валу, соединение корпусов и валов) аналогичны верхним и средним секциям секционных бесшпиндельных турбобуров типа ТС, а в шпиндельной секции размещаются непроточные осевые и радиальные опоры. Такая конструкция шпиндельной секции позволяет заменять ее без разборки турбинных секций турбобура непосредственно на буровой.
Турбобур типа 3ТСШ-195ТЛ оснащен турбинами, изготовленными методом точного литья, что существенно улучшает его энергетическую характеристику.
Турбобуры секционные шпиндельные унифицированные типа ТСШ1 (3ТСШ1-172, 3ТСШ1-195, 3ТСШ1-195ТЛ и 3ТСШ1-240) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения (на нефть, газ и другие полезные ископаемые) с использованием буровых растворов при температуре не более 120°С. В турбобурах типа ТСШ1 проведена межтиповая унификация, т.е. различные типы турбин, корпусы, валы, опоры, полумуфты и переводники в пределах одного габаритного размера имеют одинаковые посадочные и присоединительные размеры, благодаря чему представляется возможным применять в них турбины и осевые опоры любого типа.
К этому же типу забойных двигателей относятся унифицированные двух- и трехсекционные турбобуры типов 2Т195К и 3Т195К нового поколения с улучшенной энергетической характеристикой, базирующейся на турбине нового типа, обеспечивающей повышение не менее чем на 30 % величины момента силы на выходном валу.
Турбобуры секционные шпиндельные с наклонной линией давления типа АШ (А6Ш, А7Ш, А7Ш2, А9, А9Ш2) предназначены для бурения вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с использованием утяжеленных буровых растворов при температуре выше 120°С. Турбобуры типа АШ выпускаются с наружным диаметром от 164 до 240 мм и состоят из двух или трех турбинных и одной шпиндельной секций. Турбины этих турбобуров имеют наклонную к тормозному режиму линию давления.
Отличительная особенность турбобуров типов А6Ш, А7Ш2, А9Ш2 состоит в том, что они выполнены с независимой подвеской вала турбинной секции, т.е. каждая секция имеет свою осевую опору – вал в ней подвешен в верхней части на отдельном многорядном упорно-радиальном подшипнике, комплектуемом из шарикоподшипников. Для протока промывочной жидкости в турбину с обеих сторон подшипника предусмотрены специальные фонари. По всей длине вала расположены ступени турбин и резинометаллические средние опоры.
Турбобуры секционные шпиндельные со ступенями гидродинамического торможения типа АГТШ (А6ГТШ, А7ГТШ и А9ГТШ) предназначены для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с применением буровых растворов плотностью до 2200 кг/м3 при температуре выше 110°С. Турбобуры типа АГТШ выпускаются с наружным диаметром от 164 до 240 мм и состоят из четырех секций: трех идентичных турбинных секций (верхней, средней и нижней) и одной шпиндельной секции. Эти турбобуры снабжены решетками гидродинамического торможения, что обеспечивает их работу с более низкой частотой вращения, чем у турбобуров типа АШ.
Секционный шпиндельный турбобур с плавающими статорами типа ТПС-172 предназначен для бурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различного назначения с промывкой буровым раствором при температуре до 90 °С. Турбобур ТПС-172 с наружным диаметром корпуса 172 мм, состоит из трех турбинных и одной шпиндельной секций. Турбобур типа ТПС-172 выполнен по новой конструктивной схеме, отличающейся от обычной схемы тем, что система деталей в корпусе турбинной секции не закреплена путем сжатия осевым усилием и имеет возможность осевого перемещения на 100-150 мм вдоль корпуса вместе с валом секции и деталями, закрепленными на нем. Для этого в корпусах турбинных секций по всей длине внутренней поверхности выполнен шпоночный паз глубиной 2,5 мм.
Турбобуры редукторные типа ТР с маслонаполненными редукторами-вставками предназначены для бурения глубоких вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ, сверхглубоких и геотермальных скважин различного назначения, а также для бурения скважин с отбором керна при пониженной частоте вращения и увеличенном моменте на выходном валу забойного двигателя, с использованием буровых растворов различной плотности при высоких температуре (до 300 °С) и давлении (до 250 МПа). В основу конструкции редукторного турбобура положен агрегатный метод соединения машин. Поэтому он состоит из трех основных элементов: секций турбины, редуктора и шпинделя.
Высокая прочность планетарного редуктора позволяет в зависимости от горно-геологических условий бурения компоновать редукторный турбобур одной или несколькими турбинными секциями различных типов, одним или несколькими редукторами с различным передаточным числом, шпинделем или шпиндель-редуктором. Также к нему можно присоединять керноотборный инструмент для отбора керна или отклонитель для зарезки наклонного участка ствола скважины или корректировки ее направления. Если по условиям бурения применение редуктора не требуется, например, при использовании алмазных долот, то турбобур собирается в обычной комплектации – из турбинных секций и шпинделя.
Применение редукторного турбобура позволяет изменять мощность, момент силы и частоту вращения выходного вала забойного двигателя непосредственно на строящейся скважине путем изменения числа секций турбин, смены или последовательного соединения нескольких редукторов с различными передаточными числами. Этим обеспечиваются оптимальные режимы работы долот всех типов и серий при сниженных расходах бурового раствора.


Лекция 5
5.1 Винтовые забойные двигатели: классификация, принцип действия
Винтовые забойные гидравлические двигатели подразделяются на следующие двигатели: общего назначения; для наклонно направленного и горизонтального бурения; для отбора керна; для ремонта скважин; с разделенным потоком; турбовинтовые.
По принципу действия ВЗД являются объемной (гидростатической) машиной, многозаходные рабочие органы которой представляют собой планетарно-роторный механизм с внутренним косозубым зацеплением.
Выпускаемые в России ВЗД общего назначения выполняются по единой схеме, имеющей неподвижный статор и вращающийся ротор, соединяемые со шпинделем, и охватывают диапазон диаметров корпуса от 127 до 240 мм и предназначены для привода долот шарошечных и безопорных, бурголовок, фрезеров и райберов диаметром от 139,7 до 295,3 мм с обеспечением минимального технологически требуемого зазора между корпусом двигателя и стенками скважины в конкретных горно-геологических условиях разрезов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
ВЗД эксплуатируются с использованием воды и буровых растворов плотностью (1000 кг/м3 и менее) до максимальной (2000 кг/м3), включая аэрированные растворы и пены (при бурении и капитальном ремонте скважин), с содержанием песка не более 1 % по весу, максимальным размером частиц не более 1 мм, при забойной температуре не выше +100 °С.

5.2 Двигатели общего назначения: типы, устройство, принцип действия
Двигатели общего назначения для бурения выпускаются под шифрами типов Д, Д0, Д1, Д2, Д3, Д4 и Д5.
Односекционные винтовые забойные двигатели типа Д (рис. 1) включают двигательную и шпиндельную секции и переливной клапан, корпусы которых соединяются между собой с помощью конической резьбы. Рабочими органами двигательной секции являются многозаходные винтовые ротор и статор. Внутри стального статора привулканизирована резиновая обкладка с винтовыми зубьями левого направления. На наружной поверхности стального ротора нарезаны зубья того же направления. Число зубьев ротора на единицу меньше числа зубьев статора, а отношение шагов винтовых линий пропорционально числу зубьев. Узел соединения ротора и выходного вала шпинделя, который может быть выполнен в виде двухшарнирного карданного соединения или гибкого вала, предназначен для пребразования планетарного движения ротора во вращение вала шпинделя и передачи осевой гидравлической силы с ротора на подшипник шпинделя.
С целью уменьшения угла перекоса шарниры разнесены по длине и соединены между собой по конусным поверхностям посредством промежуточной (соединительной) трубы. Присоединение карданного вала к ротору и валу шпинделя достигается с помощью конусно-шлицевых соединений. Благодаря такой конструкции на выходной вал двигателя передается высокий момент силы при низкой частоте вращения, а также обеспечивается высокая долговечность и надежность работы двигателя, что позволяет эффективно использовать его в сочетании с современными конструкциями высокопроизводительных долот с герметизированными маслонаполнен-ными опорами при сравнительно высоких осевых нагрузках.

Рисунок 1 – Винтовой забойный двигатель типа Д:
1, 6 – переводник соединительный; 2 – статор; 3 – ротор; 4 – торсион;
5 – шпиндель

Шпиндельная секция ВЗД различных типоразмеров имеет отличительные особенности и в общем виде включает корпус, выходной вал, осевую опору – многорядный упорно-радиальный подшипник качения и радиальные резинометаллические опоры. На нижнем конце выходного вала установлен наддолотный переводник для соединения вала с долотом.
Для применения гидромониторных долот с целью снижения утечек бурового раствора в опорном узле двигателя монтируется уплотнение (сальниковое устройство торцевого типа с твердосплавными уплотняющими элементами), обеспечивающее бурение при перепадах давления на долоте до 7,85 МПа. Переливной клапан служит для сообщения внутренней полости бурильной колонны с затрубным пространством в процессе проведения спуско-подъемных операций в скважине с целью снижения гидродинамического воздействия на разбуриваемые породы при спуске и подъеме бурильной колонны, исключения холостого вращения вала двигателя и потерь бурового раствора при проведении указанных операций.
Секционные винтовые забойные двигатели предназначены для бурения вертикальных (ДС) и наклонно направленных (ДГ) скважин различного назначения с использованием буровых растворов при температуре не выше 100 °С.
Поскольку энергетическая характеристика односекционного ВЗД ухудшается по мере износа рабочих винтовых пар и при зазоре в них свыше 1,0 мм, применение такого двигателя становится практически нецелесообразным, то секционирование рабочих органов, в том числе повторным использованием отработанных винтовых пар, является одним из наиболее перспективных направлений повышения долговечности винтовых пар – межремонтного периода работы ВЗД в целом. Последнее обстоятельство обусловливается тем, что при таком конструктивном решении снижаются удельные нагрузки в рабочей паре, а требуемый момент силы на выходном валу обеспечивается при сниженном расходе бурового раствора, вследствие чего уменьшается износ рабочих пар. Благодаря этому расширяется область эффективного применения ВЗД в районах с осложненными условиями бурения с промывкой буровыми растворами на водной основе различных типов – от облегченных до утяжеленных.
Секционный забойный двигатель типа ДС-195 собирается в промысловых условиях из двух или трех двигательных секций, состоящих из винтовых пар серийных двигателей типа Д1-195 (рис. 2) и одной шпиндельной секции с шаровой или резинометаллической опорой. Они выпускаются с наружным диаметром 195 мм и применяются при бурении скважин в конкретных горно-геологических условиях разрезов нефтяных, газовых и га-зоконденсатных месторождений.

Рисунок 2 – Двигательная секция двухсекционного двигателя типа Д1-195 с соединением роторов при помощи шарнира:
1 клапан; 2 переводник соединительный; 3 втулка распорная; 4 статор; 5 ротор; 6 муфта; 7,9, 10 переводники; 8 шарнир; 11 вал

Для секционирования рабочих органов двигателя разработаны различные варианты сочленения роторов и статоров и приспособления для осуществления их сборки. Конструктивное исполнение секционных двигателей может быть следующим:
сборка с ориентированием рабочих органов по винтовой линии с жестким соединением статоров и роторов с помощью переводника;
сборка без ориентирования рабочих органов с жестким соединением статоров и соединением роторов с помощью шарнира или гибкого вала.
Сочленение на конусах может быть надежным при выполнении обязательного условия установки сверху винтовой пары с меньшим зазором, т.е. верхняя секция должна быть ведущей. В противном случае возможен подъем верхней секции ротора и рассоединение конусов и, как следствие, нарушение сочленения.
Для соединения ротора двигательной секции с валом шпиндельной секции может применяться карданный или гибкий вал.
Секционный двигатель позволяет работать при перепадах давления в насадках используемых долот до 7,85 МПа.
Винтовые забойные двигатели с разделенным потоком предназначены для бурения вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин различного назначения с промывкой буровым раствором на водной основе плотностью до 1300 кг/м3 в условиях температуры до 100 °С.
Отличительной особенностью этих двигателей является то, что в них соединение полого ротора с валом шпинделя осуществляется через торсион, размещенный внутри ротора. Ротор изготавливается из трубной заготовки методом фрезерования или еще более перспективным методом штамповки из тонкостенной трубы.
Уменьшение массы ротора и применение торсиона, размещенного в роторе, позволили уменьшить длину и массу двигателей на 10-15 %, а также существенно (в 3-4 раза) увеличить стойкость узла соединения ротора с валом шпинделя. Кроме того, такая конструкция двигателя позволяет улучшить энергетическую характеристику двигателя, повысить его КПД и в 2-4 раза снизить уровень вибраций двигателя.
За счет унификации присоединительных элементов рабочих органов и торсиона эти двигатели могут быть секционированы, что позволяет повысить момент силы на валу и мощность, а также значительно увеличить срок службы рабочих органов. В двигателях применяется простой и надежный переливной клапан манжетного типа.
Винтовые забойные двигатели типа ДГ предназначены для бурения горизонтальных скважин, в том числе с малым радиусом искривления. В отличие от других ВЗД двигатель имеет укороченный шпиндель, оснащен опорно-центрирующими элементами и корпусными шарнирами, обеспечивающими эффективную проводку горизонтальных скважин по заданной проектом траектории. Кроме этого, созданы ВЗД типов ДР и ДГР, предназначенные для капитального ремонта скважин, отличающиеся от других типов наличием искривленного переводника с регулируемым углом перекоса.
Все винтовые двигатели выпускаются в шпиндельном исполнении. Под термином «шпиндель» подразумевается автономный узел двигателя, состоящий из корпуса, выходного вала, осевых и радиальных подшипников. Большинство конструкций ВЗД позволяет произвести отсоединение шпинделя от силовой секции без ее демонтажа, в том числе в условиях буровой.
Все узлы трения шпинделя смазываются и охлаждаются буровым раствором. Он является одним из главных узлов двигателя и передает крутящий момент и требуемую осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент, а также воспринимает реакцию забоя и гидравлическую осевую нагрузку, действующую в рабочих органах двигателя, и радиальные нагрузки от долот и шарнирного соединения секций. При использовании долот с гидромониторными насадками шпиндель выполняет функции уплотнения выходного вала, позволяя создавать необходимый перепад давления в насадках.
Шпиндель ВЗД является унифицированным узлом со шпинделями, применяемыми в турбобурах. Шпиндель состоит из корпуса, монолитного полого вала, соединяемого с помощью муфты вверху с шарниром или с гибким валом, и внизу с помощью наддолотного переводника – с долотом. Для восприятия осевых нагрузок используются упорно-радиальные и осевые подшипники качения и скольжения. Осевые подшипники выполняются многорядными и способны работать при износе до 5 – 7 мм.


Лекция 6 Турбопередачи
6.1 Характеристика турбопередач
Турбопередачи применяются во многих силовых приводах, действующих в условиях переменного режима нагружения. Турбопередачи не вытесняют механические передачи, а дополняют их там, где это выгодно.
Схема турбопередачи изображена на рис. 6.1. Это лопастной насос и гидравлическая турбина, связанные замкнутым кругом циркуляции жидкости. Вал насоса является первичным валом гидравлической трансмиссии, а вал турбины – вторичным.
Главное свойство турбопередачи – то, что ее к.п.д. в значительной степени зависит от передаточного отношения и лишь при определенном значении достигает своего максимума. Эта особенность вытекает из известных свойств составных частей передачи – лопастного насоса и турбины.

Рисунок 6.1 – Схема турбопередачи
1 – вал двигателя; 2 – рабочее колесо центробежного насоса; 3 – соединительный трубопровод; 4 – реактор; 5 – рабочее колесо турбины; 6 – ведомый вал турбопередачи;
7 – спиральный подвод турбины; 8 – резервуар; 9 – отсасывающая труба; 10 – всасывающая труба насоса; 11 – спиральный отвод насоса.
Представим, что при неизменном расходе жидкости в круге циркуляции перепад давления в турбине не зависит от частоты ее вращения. Таким свойством обладает, в частности, нормальная осевая турбина. Лопастной насос, прокачивающий жидкость через турбину как через постоянное гидравлическое сопротивление, работает в некотором
режиме. При этом потребляется мощность N1-(точка S), не зависящая от нагрузки на турбину и частоты её вращения. Поэтому кривая к. п. д. передачи повторяет некотором масштабе кривую изменения мощности iV2, а линия коэффициента трансформации линию изменения вращающего момента турбины (сравнить рис. 24.3, б ж в).

Рис. 6.2. Характеристики частей турбопередачи.
В действительности расход жидкости Q в круге циркуляции не сохраняется неизменным, а колеблется из-за непостоянства
перепада давления в турбине, а также в результате изменения угла направления потока а1 при входе в рабочее колесо лопастного насоса. Вследствие колебания расхода жидкости характеристика турбины деформируется, сохраняя однако свой характер. Так, к. п. д. турбины, а следовательно, и к. п. д. всей передачи равен нулю при затормаживании (и2 = 0) и при полной разгрузке (Мг =0), а в интервале между п2 = 0 и п2 = п2так достигает своего максимума. Положение максимума к. п. п. зависит от конструкции турбопередачи.
6.2. Турбомуфты
В турбомуфте рабочие колеса центробежного насоса и турбины предельно сближены, так как они заключены в общий корпус. Между ними в круге циркуляции нет никаких неподвижных лопаток, воспринимающих опорный крутящий момент.
Схема турбомуфты показана на рис. 6.3. При отсутствии на грузки на ведомом валу турбинные и насосные колеса вращаются с жидкостью синхронно, без относительного перемещения. С нагружением ведомого вала частота вращения турбины уменьшается, и появляется циркуляция жидкости. Скольжение муфты

Характеристики турбомуфты при полном ее наполнении жидкостью представлены на рисунке 6.4.
На внешней характеристике турбомуфты при n, = idem достаточно построить две кривые зависимости - общего крутящего момента М ик п. д. от щ. Линия М в другом масштабе характеризует также мощность на первичном валу N,. Мощность на вторичном валу при любом режиме вращения определяется по формуле
Безразмерная характеристика отличается от рассмотренной только" тем "что вместо М по оси ординат откладываются значения коэффициента крутящего момента, а по оси абсцисс величины Если не учитывать момента трения в окружающей среде, можно считать, что к = 1, и тогда П = »в, г, т. е. кривая к. п. д. представляется прямой линией. При п„ приближающейся к пу к п. д. турбомуфты теоретически стремится к единице.

Рис.6.3. Схема турбомуфты.
1- ведущий вал; 2 – ведомый вал; 3 – турбинное колесо; 4 – вращающейся кожух;
5 – насосное колесо.

Рис. 6.4. Характеристики турбомуфты при полном наполнении.
а – внешняя; б – универсальная.

Внутренняя полость турбомуфт бывает двух видов: с внутренним тором и без внутреннего тора.
В настоящее время преимущественно распространены турбо-муфты второго вида благодаря простоте их конструкции и большей мощности (при равных размерах).
Движение жидкости в турбомуфте без внутреннего тора при частичных наполнениях имеет некоторые особенности [2]. При s = О свободная поверхность жидкости располагается, как показано на рис. 6.5, а. С увеличением нагрузки (s ]> 0) частота вращения турбинного колеса уменьшается и возникает относительное движение, в результате которого происходит перераспределение жидкости между насосным и турбинным колесами. На жидкость теперь действуют центробежные силы, возникающие не только от вращения жидкости относительно оси турбомуфты, но тт в результате движения ее в меридиональных плоскостях так, как показано стрелками на рис. 6.5, б. В дальнейшем происходит расслоение между центростремительной и центробежной ветвями потока сначала в пределах турбинного колеса (рис. 6.5, в), а затем, когда центростремительная ветвь достигает внутреннего радиуса го полости, она входит в насосное колесо, так что жидкость образует кольцо, прижатое к чашам насосного и турбинного колес (рис. 6.5, г). В зоне перехода к этой кольцевой
В отличие от других турбомашин турбомуфты всегда изготовляют с плоскими радиальными лопатками (|31л = р21 =*90°), но плоскости лопаток могут быть расположены по-разному. В связи


Рис. 6.5.. Формы потока в турбомуфте при частичном наполнении.
а при s = 0; б при s = 5 -f-10%; в при s = 30 4- 35%; гпри s> 40 45%.

Рис. 6.6. Турбомуфта с порогом.
а при малом скольжении; б при большом скольжении.

Угол наклона лопаток в значительной степени влияет на характеристику муфты, а отсюда и на ее размеры. На режиме s = 0,03 муфта с лопатками, наклоненными вперед на 45°, передает момент в 2,5 раза больший (а при наклоне лопаток на 45° назад всего на 5% меньший) по сравнению с муфтой без наклона лопаток. На режиме s = 1 (турбина остановлена) соотношение моментов в трех указанных случаях 100 : 10 : 1 J2]. Это свойство турбомуфт важно для их использования в качестве гидродинамических тормозов буровых
лебедок (п2 = 0), когда требуется большое сопротивление при спуске груза и очень малое при подъеме незагруженного крюка.
В зависимости от регулируемости турбомуфты подразделяются на две группы:
1) нерегулируемые, у которых любому - крутящему моменту соответствует единственное значение м2, что неудобно там, где требуется изменение скорости ведомого вала при постоянной скорости ведущего;
2) регулируемые, характеристика которых зависит от положения регулирующего органа (черпательной трубы, заслонки и др.)-

6.3 Регулирование турбомуфт.
Регулируемые турбомуфты позволяют при данной нагрузке на вторичном валу осуществлять различное скольжение, т. е. они являются вариаторами скоростей. Обычно эти муфты снабжены черпательными трубами, возвращающими жидкость с периферии к
центру муфты. Черпательные муфты изготовляют стационарными, поворотными и выдвижными.
Система с выдвижной трубой изображена на рис. 6.7. Каждому положению черпательной трубы 1, перемещаемой в вертикальной плоскости, соответствует определенное наполнение проточной полости. Черпательная труба своим загнутым концом отчерпывает жидкость из корпуса 2, вращающегося вместе с насосным колесом,

Рис. 6.7. Турбомуфта с черпательной трубой.
и направляет ее через маслоохладитель 4 обратно в проточную область. Дополнительная камера имеет объем, достаточный для полного опорожнения муфты при разъединении ведущего и ведомого валов. Турбомуфта снабжена пластинчатым клапаном 3, позволяющим, быстро опорожнить проточную полость и, соответственно, быстро снизить скорость ведомого вала. Характерно, что при остановках муфты жидкость располагается ниже вала, благодаря чему отпадают жесткие требования к уплотнениям и соосности валов.
Регулирование турбомуфт постоянного наполнения достигается перекрытием проточных каналов рабочих колес заслонкой, раздвижкой рабочих колес или поворотом лопаток. Такие муфты распространены меньше, чем муфты с черпательной трубой.

6.4 Турботрансформатор
Турботрансформатор в отличие от турбомуфты имеет по крайней мере один неподвижный лопаточный аппарат, называемый реактором. Последний воспринимает разницу в крутящих моментах

Рис. 6.8. Колеса турбо-передач.
а турботрансформатора: 1 реактор, 2 насосное колесо, ,3 турбинное колесо, 4 кожух; б турбомуфты: 1 насосное колесо, г турбинное колесо, 3 кожух.


на обоих валах трансформатора. Благодаря реактору характеристика турботрансформатора может иметь сколь угодно малую «жесткость», даже равную единице, если она совершенно «непрозрачная». В некоторых случаях «прозрачность» характеристики является полезным свойством, и тогда можно применить турботрансформаторы, у которых кривая крутящего момента на первичном валу поднимается к оси ординат.
Вместе с тем реактор в турботрансформаторе является источником значительных гидравлических потерь, вследствие чего максимальный к. п. д. турботрансформатора не превышает 0,800,85, тогда как у турбомуфты он равен 0,960,98. Но зато диапазон (примерно до 0,8) у трансформатора равен примерно двум, и в некоторых конструкциях может быть еще более расширен, тогда как is турбомуфтах этот диапазон равен всего 1,25.
Там, где при наличии зубчатого редуктора отпадает необходимость в трансформации момента, турбомуфту следует предпочесть трансформатору тем более, что конструкция ее проще, главным образом благодаря плоским радиальным лопаткам (рис. 12.8)
Для совмещения положительных качеств турбомуфты и турботрансформатора (высокого к. п. д. для первой и регулируемости при сохранении сравнительно высокого к. п. д. для второго) применяют универсальные турбопередачи, которые в зависимости от нагрузки могут превращаться из турботрансформатора в турбомуфту и наоборот. Преимущество такого превращения выявляется особенно в буровых подъемных установках. При больших нагрузках турбопередача, являясь трансформатором, предохраняет двигатель от перегрузки. Если нагрузки небольшие, как например, во время подъема порожнего элеватора, передача превращается в муфту с прозрачной характеристикой. В результате двигатель, имеющий регулятор скорости, автоматически снижает подачу топлива и соответственно вращающий момент и мощность. При этом сохраняется высокий к. п. д. турбопередачи, так что мощность двигателя не затрачивается бесполезно на нагревание рабочей жидкости.
Схемы турботрансформаторов весьма разнообразны. В зависимости от числа турбинных колес турботрансформаторы бывают одноступенчатыми и многоступенчатыми. Многоступенчатый турботрансформатор, имеющий двух- или трехступенчатую турбину, при ограниченном расходе жидкости в проточной полости позволяет передавать большие крутящие моменты, т. е. при равных передаточных отношениях может иметь увеличенные коэффициенты трансформации.
Свойства турботрансформатора зависят от взаимного расположения лопастных колес в проточной полости. В одноступенчатом трансформаторе наиболее распространена последовательность первого класса: насос турбина реактор (считая по направлению потока в меридиональном сечении). Так как при этом реактор предшествует насосу, то угол входа потока в насос не зависит от частоты вращения турбины, благодаря чему сохраняется неизменной характеристика Q // насоса при постоянной частоте вращения его вала и, как следствие, обеспечивается «непрозрачность» характеристики.

Рис.6.9. Схема трехступенчатого турботрансформатора.
Среди многоступенчатых трансформаторов наиболее распространен трехступенчатый трансформатор типа Лисхольм-Смит, применяемый во многих отраслях промышленности без существенных изменений. Геометрия его рабочих органов показана на рис. 6.9.


Лекция 7
Поршневые компрессоры
7.1 Классификация поршневых компрессоров
Поршневые компрессоры классифицируются по следующим признакам:
1) способ приведения в действие – компрессоры с кривошипно-шатунным механизмом (с приводом от обособленного двигателя через трансмиссию или непосредственно со встроенным двигателем, в том числе газомоторные компрессоры) и дизель-компрессоры со свободными поршнями (СПДК);
2) число ступеней компрессора – одно-, двух-,..., семиступенчатые;
3) число цилиндров – одно-, двух-, многоцилиндровые;
4) расположение осей цилиндров – вертикальные, горизонтальные, угловые. К угловым относятся машины с вертикально-горизонтальным и с наклонным расположением цилиндров (V-образные, веерообразные и звездообразные);
5) производительность всасывания – малые (до 10 м3/мин), средние (10-100 м3/мин) и крупные (свыше 100 м3/мин);
6) конечное избыточное давление – низкого давления (до 1 МПа), среднего давления (1-10 МПа), высокого давления (свыше 10 МПа).
7) состав сжимаемого газа – воздушные, кислородные, аммиачные, азотноводородные, для природного газа и др.;
8) установка – стационарные, полустационарные, передвижные;
9) охлаждение – с воздушным, с внутренним водяным и с внешним (промежуточным).

7.2 Принцип действия поршневых компрессоров
Чередование процессов всасывания и нагнетания в поршневом компрессоре такое же, как в поршневом насосе. Однако при нагнетательном ходе поршня газ сначала сжимается до тех пор, пока давление в рабочей камере не достигнет величины, достаточной для открытия нагнетательного клапана, и уже затем выталкивается поршнем через этот клапан в нагнетательный трубопровод. Кроме того, при движении поршня от крышки цилиндра давление в рабочей камере падает до давления рн не сразу, а лишь после того, как расширится газ, оставшийся к концу выталкивания в «мертвом» пространстве цилиндра. «Мертвое» пространство находится главным образом в клапанах и каналах, а также в небольшом зазоре между поршнем и крышкой.
На индикаторной диаграмме (рис. 7.1) точка а соответствует закрытию всасывающего клапана, b – открытию нагнетательного клапана, с – закрытию нагнетательного клапана и d открытию всасывающего клапана. Линия da соответствует всасыванию, аb – сжатию, be – выталкиванию, cd – расширению остатка газа.
13 EMBED CorelPHOTOPAINT.Image.13 1415
Рис. 7.1 – Рабочий процесс поршневого компрессора
Изменение давлений всасывания и выталкивания, изображенное волнистыми линиями, вызывается изменением гидравлического сопротивления клапанов. В начале открытия всасывающего клапана вследствие малой щели наблюдается значительное снижение давления (до точки M1). В начале нагнетания, по аналогичной причине, давление повышается (до точки М2). На большей части хода один из клапанов полностью открыт, но и при этом условии потери давления в клапане не постоянны, так как скорость газа в нем изменяется, следуя переменной скорости поршня. Поэтому даже при постоянном давлении во всасывающем и нагнетательном патрубках цилиндра линии всасывания и нагнетания индикаторной диаграммы отклоняются от горизонтальных прямых.
На индикаторной диаграмме отражаются также колебания давления в патрубках цилиндра, порождаемые пульсирующим характером потока газа.
Конечное рк и начальное рн давления, называемые номинальными, представляют собой средние интегральные по времени давления перед всасывающим и за нагнетательным клапанами. Амплитуда колебания давления в патрубках в отдельных случаях достигает 25% и более от номинального давления.

7.3 Типы и схемы компрессоров
Тип компрессора определяется расположением цилиндров. Каждый тип компрессоров имеет свои преимущества.
Основное преимущество вертикальных компрессоров – равномерный износ цилиндров и поршней вследствие меньшего давления поршней на стенки цилиндров благодаря равномерному распределению смазки и оседанию твердых частиц на торце поршня. Это преимущество является решающим для компрессоров без смазки или с неполной смазкой там, где не допускается применение минерального масла (кислородные, хлорные и другие компрессоры).
Горизонтальные компрессоры более удобны при обслуживании, что очень важно для стационарных крупных компрессоров.
Преимущества угловых компрессоров – относительно малая масса и компактность, что имеет решающее значение для компрессоров в передвижных установках.
Компрессоры одного типа с кривошипно-шатунным механизмом различаются числом рядов цилиндров, равным числу шатунов, расположением цилиндров и ступеней, конструкцией кривошипно-шатунного механизма, который может быть крейцкопфным или бескрейцкопфным. Эти признаки объединены общим понятием схемы компрессора, которая предопределяет конструкцию машины, ее массу, габариты и стоимость, а также экономичность в эксплуатации, надежность, простоту обслуживания и ремонта.
Различие требований, предъявляемых к компрессорам в зависимости от их назначения, отражено в разнообразии применяемых схем. Наиболее распространенные из них приведены на рис. 7.2, на котором римскими цифрами обозначены ступени сжатия, а буквами Ур – уравнительная полость; последняя в отличие от рабочих полостей не имеет клапанов и находится под постоянным давлением газа для уравнивания поршневых сил.

Рис. 7.2 – Схемы поршневых компрессоров:
а-з – двухступенчатые; и-м – трехступенчатые; н-п – четырехступенчатые; р-с – пятиступенчатые; т – шестиступенчатые.
Бескрейцкопфные компрессоры просты по конструкции и компактны, вследствие чего их применяют для передвижных установок. В крупных компрессорах сказываются недостатки такой схемы: пониженный механический к. п. д., большие утечки газа через поршневые кольца, повышенный унос масла из картера и сильное загрязнение им сжимаемого газа, неэффективное использование объема цилиндра вследствие одинарного действия. Поэтому она уступает место схеме с крейцкопфом.
На рис. 7.2, з, м представлены схемы со встречным движением поршней (оппозитное расположение). Колена вала каждой пары противолежащих рядов взаимно смещены на 180°. В этой схеме полностью уравновешиваются силы инерции поступательно движущихся масс, поршневые силы рядов противоположны по направлению, вследствие чего на коренные подшипники действует их разность. Тем самым уменьшается работа трения, а следовательно, износ подшипников и коренных шеек вала. Горизонтальные оппозитные компрессоры примерно в 2 раза легче, чем машины с односторонним расположением цилиндров.
Несколько ступеней в одном ряду объединяют в дифференциальный блок (рис. 7,2, и, л), за счет чего уменьшается число сальников и длина ряда. Ступень высокого давления для снижения утечек газа уплотняют по возможно меньшему периметру поршня, располагая ее в торце дифференциального блока.
Лекция 8
Роторные компрессоры.
8.1 Одновальные компрессоры
Пластинчатый компрессор (рис. 8.1) состоит из цилиндра, в котором эксцентрично расположен ротор с пластинами, вставленными в его пазы. В отличие от шиберного насоса, вращающиеся меж-пластинчатые камеры, будучи изолированными, изменяют свой объем от максимального значения до минимального, вследствие чего газ сжимается постепенно от момента отсечки камеры от всасывающего канала в точке а до момента, когда передняя пластина камеры достигнет кромки выхлопного окна Ъ. После мгновенного выравнивания давление в камере сохраняется постоянным до тех пор, пока задняя пластина камеры не достигнет кромки с выхлопного окна. При движении камеры от с до d остаток газа расширяется.

Рис. 8.1. Схема пластинчатого компрессора.
Как видно из диаграммы изменения давления, изображенной справа на том же рисунке, действие рассматриваемого компрессора в основном аналогично действию поршневого. Однако в отличие от последнего конечное давление сжатия зависит не от давления в нагнетательном патрубке компрессора, а только от степени сжатия камеры на участке аЬ.
Число пластин изменяется от двух для малых машин, до 2030 для крупных машин. Наклонное расположение пластин в сторону вращения вала уменьшает опасность защемления в пазах ротора ввиду благоприятного направления усилия, действующего на каждую пластину. Материал пластин сталь, дюраль, пластмасса. Частота вращения ротора ограничивается максимальной окружной скоростью конца пластины, равной примерно 13 м/сек, превышение которой приводит к быстрому износу пластин. Для уменьшения сил трения в цилиндр устанавливают два кольца, свободно вращающиеся и увлекаемые пластинами. Последние прижимаются к кольцах и скользят по их внутренней поверхности. При этом окружную скорость можно увеличить примерно до 18 м/сек.
В одноступенчатом охлаждаемом компрессоре отношение давлений не превышает 5. Более высокие отношения давлений осуществляют в двухступенчатых компрессорах.
Водокольцевой компрессор (рис. 8.2) отличается тем, что в качестве замыкателя используется водяное кольцо, образующееся внутри цилиндра при вращении в нем рабочего колеса с радиальными лопатками. Рабочей камерой служит серповидное в поперечном сечении пространство, образующееся вследствие эксцентриситета между ротором и водяным кольцом. Всасывающее и нагнетательное отверстия расположены в торцевых крышках. Вода непрерывно обновляется, что обеспечивает охлаждение газа в процессе сжатия.

Рис 8.2. Схема водокольцевого компрессора.
1 - отверстие всасывания; 2 - отверстие нагнетания; 3 водяное кольцо.

Коэффициент полезного действия водокольцевых компрессоров невелик (0,40,45) вследствие трения лопаток о воду, и слоя воды о стенки цилиндра. Однако для некоторых условий, например для подачи запыленного газа, такие компрессоры очень выгодны.
Эти же машины используют в качестве вакуум-насосов, когда среда содержит капельную влагу, а также для создания- разрежения в центробежных насосах при их запуске.

8.2 Двухвальные компрессоры
Компрессор типа Руте (рис. 8.3), применяемый при невысоких отношениях давлений, действует аналогично шестеренному насосу, но для увеличения объема межзубцовых впадин число зубьев (лопастей) уменьшено до 23. В данном случае передача равномерного вращения становится затруднительной. Эта передача осуществляется зубчатой парой, расположенной вне компрессора, а между лопастями сохраняется зазор, что позволяет избежать их износа и необходимости вводить в компрессор смазку. Отсутствие контакта сжимаемого газа с маслом дает компрессору типа Руте важное преимущество. Порция газа переносится между лопастями ротора при постоянном объеме, а сжатие газа происходит в момент, когда рабочая камера сообщается с нагнетательной стороной машины. Для уменьшения шума и создания более равномерного потока газа применяют трехлопастные винтовые роторы.

Рис. 8.3. Схемы компрессоров типа Руте.
а двухлопастного; б трехлопастного.









Рис. 8.4. Двухроторный винтовой компрессор.

Винтовые компрессоры (рис. 8.4) аналогичны воздуходувке типа Руте, но отличаются от нее формой роторов и расположением окон для подвода и отвода газа в осевом направлении, как в винтовом насосе. Роторы выполнены в виде винтовой зубчатой передачи, в которой так же, как и в компрессоре типа Руте, зубья не соприкасаются благодаря шестерням, синхронизирующим движение винтов. При вращении роторов полости А, А', А" и В , В', В" (рис. 16.3, а) последовательно изолируются от области всасывания, затем их объем уменьшается, так как впадины одного ротора заполняются зубьями другого. Газ, заполняющий полости, сжимается до тех пор, пока полости не сообщатся с областью нагнетания. В винтовом компрессоре так же, как и в пластинчатом, конечное давление сжатия в полости зависит не от противодавления, а от геометрии роторов и расположения нагнетательного отверстия.
Число зубьев у роторов может быть различным: 2 + 2, 2 -|- 4,
3 + 3, 4 + 4, 4 + 6 и т. д. На рис. 8.4, б показаны роторы с числом зубьев 4 + 6.
Корпус и ротор выполняют из стали, чугуна или цветного металла. Корпус имеет разъем параллельно оси роторов и снабжен рубашкой для водяного охлаждения. В местах вывода валов ротора из корпуса устанавливают уплотнения (угольные, медные или пластмассовые кольца).
Винтовые компрессоры действуют при высокой окружной скорости, достигающей 120 м/сек и характеризуются весьма высокими адиабатическим коэффициентом мощности и коэффициентом производительности.
Преимуществом компрессоров этого типа являются простота конструкции и обслуживания, высокая степень надежности и длительный срок службы без ремонта, а недостатком высокий уровень шума, вследствие чего возникает необходимость установки глушителей на всасывающей и нагнетательной линиях.
Винтовые компрессоры начинают более широко применять. Выпускают их как машины общего назначения производительностью в пределах примерно от 5 до 700 м3/мин и давлением нагнетания до 4 Мн1м2 (в нескольких ступенях).

8.3 Центробежные компрессоры
Центробежный компрессор по принципу действия и по своей конструкции сходен с центробежным насосом. В простейшем случае он состоит из рабочего колеса и нагнетательной камеры, выполненной в виде спирали (улитки). В многоступенчатом компрессоре имеются все элементы многоступенчатого насоса: лопаточные диффузоры,
диафрагмы, лопатки обратного направляющего аппарата (ОНА), межступенчатые уплотнения (рис. 8.5). При повышения отношения давлений необходимо охлаждать газ, но водяные рубашки корпуса компрессора ^усложняют конструкцию. Поэтому компрессоры выполняют в отдельных корпусах с расположением промежуточных холодильников между ними. В каждом корпусе размещают последовательно несколько колес, причем первая ступень может иметь двухсторонний подвод.

Рис. 8.5 Конструктивные элементы центробежного компрессора.
1 рабочее колесо; 2 лопаточный диффузор; 3 обратный направляющий аппарат; 4 межступенчатое уплотнение.
В отличие от насосов рабочие колеса ступеней многоступенчатых компрессоров могут быть неодинаковыми. При сжатии объем газа уменьшается, поэтому при желании сохранить в определенных границах скорости потока площади каналов рабочих колес высших ступеней должны быть уменьшены за счет диаметра или ширины колеса или за счет того и другого вместе. Иногда во всех ступенях устанавливают одинаковые колеса, что упрощает конструкцию машины; при этом скорости и соответственно мощности в отдельных ступенях получаются неодинаковыми.
Рабочие колеса, вследствие больших окружных скоростей, достигающих 500 м/сек, а следовательно, больших напряжений в них выполняют из легированной стали с необходимой термической обработкой.

Рис. 8.6 Центробежный компрессор.

Для больших скоростей движения газа в целях уменьшения гидравлических потерь внутренняя поверхность рабочих колёс должна быть гладкой; с наружной стороны для снижения дисковых потерь диски даже полируют. Рабочие колеса закрытого типа выполняют сборными, с отдельным покрывающим диском. Лопатки фрезеруют из тела основного диска, а также изготовляют из листовой стали или алюминиевого сплава и закрепляют в дисках заклепками. Применяют также открытые колеса, часто с радиальными лопатками. В этом случае вход в канал рабочего колеса под некоторым углом обеспечивается вставными лопатками (предкрылками).

Рис.8.7 Лабиринтные уплотнения.
Рис. 8.8 Система масляного уплотнения вала центробежного компрессора.
1 винтовой насос; 2 линия подвода газа к аккумулятору; 3 линия подвода газа к регулятору; 4 уплотняемый подшипник; 5 слив масла в поплавковую камеру; 6 слив масла из поплавковой камеры; 7 поплавковая камера; 8 регулятор перепада.

При больших скоростях вращения, применяемых турбокомпрессорах, валы их часто бывают «гибкими», потому что рабочая частота вращения превышает критическую. Сравнительно небольшая неуравновешенность вращающихся масс может вызвать большие центробежные силы, которые приводят к вибрации Машины и в некоторых случаях к задеванию ротора в уплотнениях, а иногда и к их поломке. Поэтому ротор с собранными на нем колесами тщательно балансируют и устанавливают в подшипниках корпуса с большой точностью.
Осевой сдвиг ротора, вызванный износом упорного подшипника, контролируется специальным реле, останавливающим машину при недопустимом сдвиге.
В турбокомпрессорах применяют главным образом подшипники скольжения с чугунными или стальными вкладышами, залитыми баббитом. Осевые усилия, действующие на ротор, воспринимаются торцами одного из вкладышей, в большинстве случаев специальными
самоустанавливающимися колодками. Смазка их осуществляется подачей масла под давлением от специального роторного насоса в количестве, обеспечивающем их наденшое уплотнение. Качество смазки в подшипниках поддерживается в строгих границах, так как несущая способность опор рассчитана на определенную вязкость масла.
Между ступенями турбокомпрессора, а также в местах выхода вала из корпуса устанавливают лабиринтные уплотнения гладкие (рис. 8.7, а) шли ступенчатые (рис. 8.7, б), создающие при движении газа через щели значительные гидравлические сопротивления. Размер щели s стремятся выполнить по возможности небольшим (в пределах 0,150,30 мм).
В случае вредных или взрывоопасных газов центробежный компрессор имеет специальную систему масляного уплотнения вала. Схема такой системы приведена на рис. 8.8. Винтовой насос 1 подает масло в подшипник компрессора 4. Заполняя зазор между валом и вкладышем, масло герметизирует выход вала из корпуса компрессора, после чего сливается по обе стороны подшипника. При этом в сторону рабочего колеса сливается меньшая часть, так как с этой стороны в корпусе компрессора имеется противодавление газа. Чтобы преодолеть последнее, необходимо поддерживать давление масла несколько большим, чем давление газа в корпусе компрессора. Такое превышение давления поддерживается регулятором 8.


Лекция 9
Компрессорные установки
9.1 Состав компрессорной установки
Компрессорной установкой называется совокупность компрессора и вспомогательного оборудования.
Стационарная установка для одноступенчатого сжатия воздуха (рис. 9.1), кроме компрессора с приводом, включает: устройство для очистки воздуха (фильтр); воздухосборник (ресивер, аккумулятор сжатого воздуха), который служит так же, как воздушный колпак поршневого насоса, для выравнивания подачи и для отделения масла и конденсирующейся влаги; внутренние трубопроводы (обвязку компрессора); арматуру и контрольно-измерительные приборы.

Рисунок 9.1 – Компрессорная установка:
1 – воздухосборник; 2 – предохранительный клапан; 3 – спускной кран; 4 – манометр;
5 – обратный клапан.
Компрессорная установка со ступенями сжатия, кроме перечисленного оборудования, имеет также промежуточные холодильники, которые могут быть принадлежностью компрессора и устанавливаться вместе с ним отдельно в компрессорном цехе или вне его.
Компрессорные установки объединяются в компрессорный цех с подъемными устройствами для ремонта компрессоров, общими трубопроводами (коллекторами) для разводки газа, воды и масла, пусковыми баллонами со сжатым воздухом для запуска газомоторных компрессоров, системой масляного уплотнения валов центробежных компрессоров, с главным пультом управления, с системой автоматического контроля, защиты, блокировки, иногда с системой полной автоматизации и централизованным обслуживанием машин.
Компрессорная станция может состоять из: одного или нескольких компрессорных цехов; установок для осушки газа и очистки его от пыли и от серы; насосных станций и бассейнов для воды; собственной электростанции с газовыми двигателями; установок для редуцирования газа, взятого из газопровода для подачи его в качестве топлива на компрессорной станции; установок для регенерации масла; межцеховых коллекторов; складов, административных зданий.

9.2 Очистка воздуха и газа от механических примесей
Воздух или газ, поступающий в компрессоры, содержит твердые частицы различного происхождения (пыль, песок, продукты коррозии труб и др.). Для предохранения компрессорного оборудования от преждевременного износа воздух или газ, всасываемый в машину, должен быть очищен.
Для очистки воздуха служат висциновые фильтры. Фильтр представляет собой ящик, две стенки которого выполнены из металлической сетки. В ящике насыпаны металлические или фарфоровые кольца, смоченные невысыхающим висциновым маслом. Этот фильтр требуется регулярно очищать от пыли.
В крупных компрессорных установках применяют непрерывно очищающиеся фильтры, в которых с помощью цепной передачи сетчатые фильтрующие полотна периодически погружаются в ванну с маслом.
Природный газ очищают в специальных аппаратах – масляных пылеуловителях. Существуют пылеуловители двух типов – вертикальные и так называемые скруббосферы, отличающиеся конструктивно, но имеющие общий принцип действия. Этот принцип действия заключается в том, что в корпусе аппарата поток газа теряет скорость и изменяет направление над зеркалом солярового масла, в результате чего из газа выпадают крупные твердые частицы, поглощаемые маслом. Затем газ проходит через смоченный маслом фильтр для дополнительной очистки. Загрязненное масло из пылеуловителя периодически удаляется.
9.3 Система охлаждения компрессоров
Охлаждение компрессорных установок бывает водяное или воздушное, а в случае установки газомоторных компрессоров – также парофазное. Выбор вида охлаждения зависит от источников водоснабжения, наличия оборудования и от экономических соображений. Стационарные компрессоры, как правило, охлаждают водой.
Существуют две системы водоснабжения компрессорных станций оборотная (система циркуляционного водяного охлаждения) и прямоточная (охлаждение проточной водой). Прямоточная система наиболее простая, но требует большого расхода и естественного источника мягкой воды. В оборотной системе извне вода подается только для покрытия потерь при испарении и сама охлаждается в охладительных устройствах. При этом система состоит из одного, двух или трех циклов.
Циклы охлаждения бывают закрытыми или открытыми. В закрытом цикле количество и качество оборотной воды стабильны. В открытом цикле вода при охлаждении свободно испаряется, становится более жесткой и насыщается кислородом. Вследствие испарения воды на горячих поверхностях металлическое оборудование покрывается накипью и ржавеет.
Цикл оборотной системы охлаждения состоит из циркуляционных насосов, объектов охлаждения, охладительных устройств для воды, трубопроводов и расширительных баков. Объектами охлаждения являются двигатели и компрессоры, а также газовые, масляные и водяные потоки в охладителях. В качестве охладительных устройств служат градирни, холодильники (оросительные или кожухо-трубные) и брызгательные бассейны.
В качестве примера на рис. 9.2 изображена схема системы охлаждения газомоторных компрессоров, с так называемым смешанным циклом. Закрытый цикл разделен на горячую ветвь для охлаждения двигателей и холодную ветвь для компрессоров и масляных холодильников Х-1. Ветви смешиваются в расширительном баке Е, откуда насос Н-1 подает воду к оросительным холодильникам в градирне. Там имеются две группы холодильников последовательного охлаждения. Из группы Х-2 вода возвращается в горячую ветвь, а остальной поток охлаждается в группе Х-3 для холодной ветви.

Рисунок 9.2 – Схема смешанного цикла охлаждения:
1 – горячая ветвь; 2 – холодная ветвь.
На тех же станциях применяют также систему с тремя циклами охлаждения. Первый закрытый цикл умягченной воды служит для охлаждения газовых двигателей, причем нагретая вода охлаждается в оросительных холодильниках, установленных в градирне. Второй закрытый или открытый цикл предназначен для охлаждения компрессоров и масляных холодильников. Третий цикл поддерживает орошение в градирне.
В градирнях вода охлаждается в результате испарения и частично путем теплообмена между воздухом и водой. Для этого увеличивается свободная поверхность воды и создается поток омывающего ее воздуха.
По способу увеличения свободной поверхности воды градирни разделяются на: брызгальные, в которых вода разбрызгивается на мелкие капли распылителями; капельные, где вода разбивается на капли при падении на решетчатые настилы; пленочные, где вода стекает по оросительному устройству (щиты, сетки, кольца и другие) тонкой пленкой; комбинированные, в которых сочетаются капельные или пленочные оросители с распылителями. По способу подачи воздуха градирни классифицируются так: открытые – с использованием естественных токов воздуха – ветра и частично конвекции; башенные – тяга воздуха создается при помощи высокой вытяжной башни; вентиляторные – с нагнетанием или вытяжкой воздуха вентиляторами; со смешанной тягой – имеют вытяжную башню и вентиляторы.
Наиболее распространены открытые и вентиляторные капельные градирни.
Открытая капельная градирня (рис. 9.3) представляет собой деревянную башню 4 с железобетонным бассейном 3. Башня состоит из водораспределительной системы 11, щитов решетника 5 и жалюзи 1. Из трубы 9 горячая вода поступает в основной желоб 8, затем в распределительные желоба 10, через фарфоровые или стеклянные насадки 7, вставленные в днища желобов, падает на розетки 6, разбрасывающие ее равномерно по поверхности верхнего решетника. Проходя длинный путь от верхнего яруса решетников до бассейна в виде пленок на поверхности брусков решетника и капель между ярусами, вода омывается воздухом, поступающим через жалюзи. Наклонные козырьки 2 служат для улавливания воды и сбрасывания ее в градирню.

Рисунок 9.3 – Открытая капельная градирня
В компрессорных установках применяют следующие промежуточные холодильники: оросительные, кожухотрубные, из гофрированных листов, типа «труба в трубе», радиаторные и змеевиковые.
Оросительные холодильники широко используют в газовой промышленности из-за простоты конструкции. Змеевики присоединяются параллельно к входному и выходному коллекторам и орошаются водой, падающей из градирни. Недостаток их – коррозия труб.
В кожухотрубных холодильниках трубки используются для загрязняющих или накипеобразующих сред, например, для сырой воды; поток с высоким давлением также лучше направлять внутрь трубы малого диаметра. При больших разностях температур стенок трубок и кожуха одну из трубных плит изготовляют подвижной с уплотняющим сальником или применяют U-образные трубки с одной трубной плитой.
Холодильники из гофрированных листов изготовляют из штампованных листов, соединяемых сваркой. Эти очень легкие и компактные аппараты применяют при небольших давлениях (до 0,4 МПа).
Холодильники типа «труба в трубе» используют для давлений свыше 2,5 МПа, радиаторные холодильники в передвижных компрессорных установках, а змеевиковые холодильники – в установках, имеющих небольшой объем охлаждаемого газа.

9.4 Воздухосборники, буферные емкости, предохранительные клапаны
Воздухосборник (или ресивер), устанавливаемый в поршневых установках невысокого (до 1 МПа) давления перед нагнетательным трубопроводом, служит для выравнивания потока газа и снижения пульсации давления, а также для выделения из газа влаги и масла.
Воздухосборник устанавливают вне здания (см. рис. 7.1), как можно ближе к компрессору. Между компрессором и воздухосборником имеется обратный клапан для предотвращения обратного течения сжатого воздуха в случае разрыва линии.
Конструкции воздухосборников стандартизованы; их объем (в м3) выбирается по практическим формулам:
для малых машин Vсб = 0,2 Vн
для средних машин Vсб = 0,15 Vн
для больших машин Vсб = 0,1 Vн
Здесь Vн – объемная производительность всасывания компрессора в м3/мин.
Воздухосборники как аппараты, находящиеся под давлением, контролируются Ростехнадзором как при изготовлении, так и при эксплуатации.
В компрессорах высокого давления перед холодильником с малым объемом (типа «труба в трубе», а также змеевиковым) устанавливают буферную емкость, представляющую собой толстостенный сосуд баллонного типа. Для удаления масла и влаги из маслоотделителей и из буферных емкостей предусматривается продувочный бак.
На всасывающем трубопроводе между задвижкой и газовым компрессором устанавливают гидравлический затвор. Перед остановкой компрессора для отключения его от всасывающего трубопровода в гидравлический затвор заливают воду; при пуске компрессора воду из затвора удаляют.
Предохранительные клапаны устанавливают на каждой ступени сжатия. Они бывают пружинные и рычажные. Их рассчитывают на пропуск газа в количестве, равном производительности компрессора, при скорости, близкой к критической; давление, соответствующее началу открытия клапана, должно быть выше номинального на 10% при давлении свыше 6 МПа и на 15% при давлении до 6 МПа.

9.5 Автоматизация компрессорных установок
Автоматизация компрессорных установок может быть частичной или полной. При частичной автоматизации предусматривается периодическое выполнение операций, автоматизация которых не рентабельна.
Система автоматизации представлена следующими элементами.
1. Автоматический контроль и регистрация показателей действия установки. Контроль режима работы предусматривает замеры давления и температуры газа во всасывающей и нагнетательной линиях каждой ступени компрессора, давления и температуры охлаждающей воды и масла. Регистрируются расход воздуха, газа, энергии, воды и т. п. Наиболее ответственные замеры передаются вторичным прибором на щите диспетчера.
2. Сигнализация контрольная и аварийно-предупредительная. Задача контрольной сигнализации – информировать о состоянии регулирующих органов («Включено», «Выключено»); аварийно-предупредительной сигнализации – предупреждать световым или звуковым сигналом о недопустимом отклонении контролируемых величин от заданных.
3. Блокировка защитная или защитно-разрешающая. Защитная блокировка автоматической остановкой компрессора предотвращает аварию при перегрузке двигателя, в случае недостатка охлаждающей воды и смазки, при значительных отклонениях давления и температуры газа по ступеням от номинальных их значений, при повышении температуры подшипников и т. д. Защитно-разрешающая блокировка предотвращает ошибочные действия автоматического управления или обслуживающего персонала, например, пуск машины без охлаждения и др.
4. Автоматическое регулирование поддерживает в определенном интервале давление в воздухосборнике или в трубопроводе, изменяя производительность компрессоров или осуществляя их автоматический запуск и остановку.
5. Автоматическое управление обеспечивает подготовку к пуску, управление работой и выключение основного и вспомогательного оборудования в определенной последовательности.
Системы автоматизации бывают электрические, пневматические, гидравлические, механические и смешанные. В компрессорных установках чаще применяют смешанную систему автоматизации.


СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1991.
2. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для ВУЗов. /Л.Г. Чичеров, Г.В. Молчанов, А.М. Рабинович и др. – М.: Наука, 1987.
3. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. /Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1983.
4. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.
5. Балденко Д.Ф., Балденко Ф. Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели: Справочное пособие. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999.
6. Чичеров Л.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. – М.: Недра, 1983.
7. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: Справочник: в 2-х т. Т. 2. Буровой инструмент. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003.









13PAGE 14215


13PAGE 147415




Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 11210626
    Размер файла: 1 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий