Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.
В этой связи различают два режима работы турбины:
1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,
2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.
В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.
Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.
Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.
Режим, при котором коэффициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.
При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.
Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).
Видео:Расчеты на прочность. Вибрация турбин. Критическая частота вращенияСкачать
При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.
Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1 и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:
Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
Характеристики ВЗД
Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Читайте также: Как определить скорость вращения коленчатого вала
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.
| Параметры турбобуров | Параметры ВЗД | |
| Расход, л/с | 9-53 | 6-50 |
| Обороты ротора, об/мин | 200-900 | 80-200 |
| Давление, МПа | 2.-6. | 4-8 |
Преимущества забойного двигателя:
Видео:Епихин АВ Бурение НГС. Лекция 5. Забойный двигатель. 2018Скачать
РЕГУЛИРОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБОБУРА
Как было показано выше, турбины турбобуров при прокачивании через их лопаточный аппарат постоянного расхода жидкости развивают крутящий момент, прямо пропорциональный частоте вращения ротора. Эта зависимость для всех типов турбин описывается известным уравнением Эйлера (15.1), из которого вытекает связь крутящего момента на турбине с частотой вращения ее ротора (на экстремальном режиме). Поскольку при заданном значении расхода бурового раствора и ограниченном числе ступеней (как правило, 300 — 330) турбина должна обеспечивать определенный тормозной крутящий момент, необходимый для устойчивой работы турбобура; частота вращения вала при холостом режиме также не может быть ниже вполне определенной величины. Расчеты показывают, что при Q = 30 л/с, Мт = 4000 Нм, z = 300 значение nх не может быть ниже 18 с -1 .
С целью снижения частоты вращения вала турбобура, в первую очередь на холостом режиме, при сохранении прежних значений крутящего момента, т.е. для увеличения отношения Мт/nх, применяют различные способы регулирования характеристики турбобура. Рассмотрим основные из них, которые используются в опытных конструкциях турбобуров.
Клапанное регулирование. Наиболее эффективное регулирование характеристики турбобура, т.е. максимальное снижение nпри том же значении М,достигается при регулировании расхода жидкости, протекающей через лопатки турбин, с помощью клапанного устройства. При этом в зависимости от схемы забойного двигателя клапан устанавливается в бурильных трубах (при обычном турбобуре) или в полом валу турбобура. Последний вариант представляется наиболее целесообразным, так как часть бурового раствора при этом не сбрасывается в кольцевое пространство скважины над турбобуром, а суммируясь с основным потоком, поступает непосредственно на долото.
Клапанное регулирование применяется только при использовании турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления. При этом открытие клапана осуществляется автоматически, за счет изменения перепада давления на трубине, в зависимости от режима работы. На тормозном режиме клапан полностью закрыт и вся жидкость поступает на лопатки турбины. По мере разгона турбобура перепад давления увеличивается и через клапан сбрасывается все больше жидкости. Максимальное открытие клапана соответствует холостому режиму работы турбобура.
Читайте также: Крестовина карданного вала 210 2201025 краз
Клапанное регулирование позволяет получить нелинейную, прогнутую к началу (в М — пкоординатах) моментную характеристику, что имеет большое практическое значение, так как при этом уменьшается минимально устойчивая частота вращения вала турбобура.
Частоту вращения на холостом режиме можно определить по формуле:
(15.7)
где nх — частота вращения вала турбобура без клапана на холостом режиме.
Видео:ТурбобурСкачать
Как видно из формулы (15.7), возможность максимального снижения попределяется значением а, которое для реальных турбин с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления, например для А7НЧС, составляет 1,95.
Регулирование с помощью ступеней гидродинамического торможения. С целью снижения частоты вращения вала турбобура на холостом режиме применяют ступени гидродинамического торможения (ГТ). Ступени ГТ представляют собой плоскую решетку, профили статора и ротора которой наклонены к плоскости, перпендикулярной оси вала турбобура под одним углом. При вращении такой решетки в среде потока бурового раствора на роторе ступени ГТ возникает крутящий момент, пропорциональный частоте вращения и направленный в сторону, противоположную движению вала. Важной особенностью гидродинамического торможения является то, что при п = 0 крутящий момент на ступенях ГТ не возникает и, следовательно, тормозной момент турбины не уменьшается.
Результирующая частота вращения вала турбобура определяется по формуле
(15.8)
где nl , n — частота вращения вала турбобура соответственно при использовании ступеней ГТ и без ступеней ГТ; z1 z — число ступеней соответственно ГТ и турбины; φ — коэффициент, определяющий эффективность гидротормоза, φ = 0,9-1,25.
Для современных конструкций плоских гидродинамических решеток торможения коэффициент φ = 0,9-1,0.
Перепад давления на ступенях гидроторможения практически не зависит от режима работы турбобура и определяется по эмпирической формуле:
(15.9)
Видео:Роторно - Управляемые Системы (РУС) / Основы ННБСкачать
где р— перепад давления, МПа; ξ — коэффициент гидравлического сопротивления одной ступени гидроторможения; Q — расход бурового раствора, м 3 /с; ρ— плотность бурового раствора, кг/см 3 ; z — число ступеней гидротормоза.
Для турбобуров диаметрами 240 и 195 мм, значение ξсоставляет 0,003 и 0,0065 соответственно.
Регулирование путем сочетания турбин разного типа. Этот способ заключается в сборке на одном валу турбобура разнотипных турбин, работающих при одинаковом расходе бурового раствора. Его следует применять в случае, когда в наличии имеются два типа турбин и более, каждый из которых в отдельности не удовлетворяет требованиям технологии бурения.
Следует отметить, что применение комбинации двух (и более) типов турбин, либо турбины и гидротормоза, собранных на одном валу, энергетически менее выгодно, чем использование одного (оптимального) типа турбины при том же числе ступеней, так как в каждом конкретном случае перепад давления на турбине оптимального типа будет ниже, чем такой же, получающийся при сочетании турбин двух типов и более. Однако такую турбину для каждого конкретного случая бурения нужно специально спроектировать и изготовить. А наличие, например, двух типов турбин — тихоходной и быстроходной, либо турбины и гидротормоза позволяет оперативно получать вполне приемлемую характеристику турбобура и в случае необходимости изменять ее.
Читайте также: Из чего сделать мощный компрессор своими руками
Так как характеристики турбин разные, то суммарный крутящий момент турбобура образуется в результате сложения моментов, развиваемых каждым типом турбин:
(15.10)
где Мi — крутящий момент, развиваемый турбиной i-го типа. Суммарный перепад давления:
(15.11)
где рi — перепад давления на турбине i-го типа.
Видео:ВЗД ВНИИБТ, забойные двигатели, ГЗД, турбины, турбобурыСкачать
Результирующая частота вращения на холостом режиме определяется из выражения:
где nΣ — результирующая частота вращения вала турбобура на холостом режиме; Мti, — тормозной момент турбины i-го типа; nxi — частота вращения турбины i-го типа на холостом режиме.
В частности, если используются два типа турбин, то параметры результирующей энергетической характеристики определяются по формулам:
(15.13)
(15.14)
частота вращения на холостом режиме —
 |
где Мт1, pl, nx1, zl — соответственно тормозной момент одной ступени, перепад давления на одной ступени, частота вращения на холостом режиме, число ступеней турбины 1-го типа соответственно; Мт2, р2, nx2, z2-то же, для турбины 2-го типа.
Регулирование с помощью перетоков жидкости в турбине. Исследованиями установлено, что при увеличении радиального зазора между ротором и статором турбины с уменьшающимся к тормозному режиму перепадом давления в отличие от турбин нормального типа возрастает прогиб линии моментов. Это объясняется тем, что зазор выполняет функцию нерегулируемого гидросопротивления, а рабочий поток жидкости через турбину разделяется на два, один из которых поступает на лопатки турбины, а другой — в зазор. В результате изменения перепада давления на лопатках, который определяется режимом работы турбин, соотношение между двумя потоками меняется. Это явление было использовано при разработке новых турбин высокоциркулятивного типа с увеличенным радиальным зазором. Эти турбины, имеющие шифр А7ПЗ, имеют нелинейную моментную характеристику. Отношение МТ/nxу них в 1,35 раза выше, чем у обычных турбин. Кроме того, как уже отмечалось, прогиб линии моментов позволяет снизить минимально устойчивую частоту вращения.
Эффективность применения ступеней ГТ с такими турбинами значительно возрастает, что также объясняется наличием прогиба у линии момента этой турбины.
Видео:Измерение радиального биения быстроходного валаСкачать
- Свежие записи
- Чем отличается двухтактный мотор от четырехтактного
- Сколько масла заливать в редуктор мотоблока
- Какие моторы бывают у стиральных машин
- Какие валы отсутствуют в двухвальной кпп
- Как снять стопорную шайбу с вала
💡 Видео
3d анимация бурения нефтяной скважиныСкачать
Эпизод 14 - Режимы работы и эксплуатация турбинного оборудования ТЭС (малосистемы турбин)Скачать
Епихин АВ. ЛК9. Геонавигация в бурении. ОО. 2021Скачать
Парадокс сужающейся трубыСкачать
Епихин АВ. Лекция 5-6. Технология бурения для ССУЗов. 2023-2024Скачать
СВЭП-320 Система верхнего электрического приводаСкачать
Епихин АВ. Лекция 9. Технология бурения НГС. 2023-2024Скачать
Епихин АВ. Монтаж и эксплуатация бурового оборудования (ЗО). Лекция 3. 2021Скачать
Метод наклонно-направленного бурения. Технология строительстваСкачать
Епихин А.В. Лекция 6. ТБНГ. ТТГР. 26.10.20Скачать
Наклонно-направленное бурениеСкачать
РОТОРНО-УПРАВЛЯЕМАЯ СИСТЕМА РУС-ГМ-195Скачать
Лекция 8. Буровые машины для струйной цементацииСкачать
Оценка технического состояния оборудования. Контроль вибрации.Скачать
