Uch_posobie_Nurutdinova_R_G

Принято называть решетки турбин при a >0,5 активными, а при a <0,5 -

реактивными.

Если a = 1, то это чисто активная турбина, а при a = 0 - чисто реактивная.

Предположим, что турбина имеет a = 0,5.

Ее полигон скоростей симметричный и профили лопаток статора являются зеркальным отображением профиля лопаток ротора:

а1 2 ;а2 1.

Следовательно, С1 = W2 , С2 – W1.

Это означает, что жидкость движется в статоре и роторе с равными скоростями и,

следовательно, износ лопаток одинаков и перепад давления в статоре равен перепаду давления в роторе:

р - перепад давления в ступени турбины.

При a >0,5 - турбина активная. С увеличением коэффициента активности

гидромеханические нагрузки (скорости и перепады давления) в статоре увеличиваются. При a =1 весь перепад давления срабатывается в статоре р = рСТ

(перепад давления в роторе активной турбины отсутствует р = const).

В реактивных турбинах гидромеханическая нагрузка больше в роторе. Т.к.

осевая сила за счет гидромеханической нагрузки в турбинах направлена в противоположную сторону действия осевых нагрузок при бурении скважин, то это

создает более благоприятные условия работы опорной пяты турбобура.

Чисто реактивные турбины a = 0 не имеют практического применения.

С увели чен и ем к о эф ф и ци ен т а ак ти вн ост и воз раст ает и коэффициент циркуляции (увеличивается основание полигона), лопатки статора становятся более пологими, а у ротора более изогнутыми. В турбобурах применяются преимущественно

турбины нормальной циркуляции ( = 7), симметричные ( a =0,5).

111

должен иметь запас мощности при отклонении режима работы от оптимального.

Турбины нормальной циркуляции ( = 1) не требуют такого запаса.

8.9 Мощность и КПД турбин турбобура

Баланс энергии в турбобуре можно представить графически (см. рисунок

8.16), и тогда очевидно, что вся гидравлическая мощность потока, входящего в турбины,

расходуется на создание эффективной (полезной) мощности на валу турбин, которая непосредственно используется исполнительной машиной (например, долотом при бурении скважин), и на потери мощности, связанные с гидравлическими сопротивлениями при движении потока через лопастные системы статора и ротора,

механические потери на трение контактирующих деталей (опор, уплотнений, дискового трения), а также затраты энергии за счет внутренних перетоков в зазорах между статором и ротором (рисунок 8.18).

Баланс мощности следующий:

Nr Nэф N.

Мощность потока жидкости составляет Nr Q p, Q - подача насоса, м3/с.

Рисунок 8.18

113

Полученному значению nЭКСТР соответствует максимальная мощность.

Рисунок 8.19

Графическая зависимость N эф n (рисунок 8.19) представляет собой параболу,

максимум которой сдвинут от начала координат на расстояние nЭ по оси абсцисс. Для большинства турбин турбобуров nЭ = nб .

Рассмотрим потери мощности в турбинах. Их можно разделить:

1) на потери, связанные с различными гидравлическими явлениями, т.е. потери на гидравлические сопротивления, утечки, дисковое трение, которое можно определить при безударном режиме; они сохраняются при всех режимах работы турбин, но легче выявляются при безударном режиме и оцениваются в долях от максимальной эффективной мощности (примерно 0,2 0,4 Nэф max);

2) потери, связанные с отклонением режима работы турбин от безударного, когда создается несоответствие углов профиля лопаток и углов, определяющих течение тока.

114

Формула мощности на удар принимает вид:

Рисунок 8.20

Следует иметь в виду, что вид кривых будет зависеть от коэффициентов решетки.

115

Коэффициент полезного действия турбин - это отношение эффективной мощности на

валу к гидравлической мощности, подводимой с потоком к турбине:

N эф

N Г

В кривых КПД также будет зависеть от коэффициентов решетки профилей и графически представлять параболическую зависимость от числа оборотов (рисунок 8-21).

Рисунок 8.21

8.10 Комплексная рабочая характеристика турбины турбобура

Характеристика турбин турбобура графически может быть представлена линиями вращающего момента, эффективной мощности, перепада давления и КПД в зависимости от числа оборотов вала турбин при постоянном расходе жидкости.

При испытании на стенде зависимости перепада давления и момента от числа оборотов получаются непосредственным замером показаний приборов давления, установленных на входе и выходе из турбин, замером силы оборотов по тахометру, расхода жидкости по расходомеру (подача насоса), момент замеряется с помощью устройств, обеспечивающих передачу усилия на весы. Например, на валу турбин устанавливается тормоз с рычагом, оказывающим давление на площадку весов.

Зависимости эффективной мощности и КПД от числа оборотов получаются в результате расчетов.

Стендовая характеристика турбин показана на рисунке 8.22.

116

равенством конструктивных углов:

Кинематическое подобие предусматривает соотношения скоростей:

Поскольку основными силами, действующими в потоке жидкости, являются силы вязкости и инерции, условие динамического подобия соответствует равенству чисел Рейнольдса: Re Н = Re M.

В большинстве случаев турбины работают в условиях автомодельности, когда определяющим фактором является не число Re, а шероховатость, т.е. для подобия достаточно двух первых условиях.

Чт обы оп редели ть п ок аз ат ели работ ы т урби н дан н ой сери и ( Ке = const)

при различных расходах и физических свойствах жидкости, необходимо составить следующие соотношения.

Так, числа оборотов вращения вала двух турбин одной серии равны:

Зная, что осевая скорость Сz турбины равна Cz = QF , получим

вращающие моменты:

мощности турбины:

118

перепад давления в турбинах:

Если турбины турбобура работают на одной и той же жидкости (р = const),

то при изменении подачи насоса на основании общих формул подобия можно определить все показатели работы:

При испытаниях турбин моделирование не применяется, но, при пересчете характеристик односерийных турбобуров различных диаметров формулы подобия необходимы.

осевые). В них процессы сжатия и нагнетания происходят непрерывно при движении в

межлопаточных каналах.

Компрессорные машины называются по их назначению и области давления

нагнетания.

119

подаче компрессоры делятся на малые - до 10 м3 /мин, средние -от 10 до 100 м3 /мин и крупные с подачей свыше 100 м3 /мин.

но давление нагнетания у них не более 2,0 МПа.

9.2Применение компрессоров в нефтегазовой промышленности

Вбурении в системе пневмопривода буровой установки широкое применение

получили двухступенчатые компрессоры КСМ-5, КМ-3, ВУЗ/8. Они создают давления до 0,8-0,9 МПа и подачу 3-5 м3/мин.

Одн и м и з сп о соб ов осв о ен и я ск в ажи н , т . е . с н и жен и я гидростатического давления столба промывочной жидкости, находящейся в скважине, является компрессорный. Для этой цели используется передвижная установка четырехступенчатого вертикального поршневого компрессора УКП-80, создающего давление 8,0 МПа и подачу

8м3/мин.

Внефтегазовых промыслах компрессорные станции имеют различные назначения: газлифтные компрессорные станции (КС), КС промысловых газобензиновых заводов, КС высокого давления для нагнетания газов в пласт, КС для транспорта газа на далекие расстояния.

9.3 Основные рабочие параметры компрессоров

Основными параметрами компрессоров являются подача (объемная, или массовая),

120