Энергетическая характеристика турбобура

⇐ ПредыдущаяСтр 82 из 97Следующая ⇒

Энергетической характеристикой турбобура называется совокупность зависимостей крутящего момента M, перепада давления Р, мощности N и коэффициента полезного действия (КПД) η от частоты вращения вала n, характеризующих режим работы турбобура, при заданных значениях расхода Q и плотности ρ бурового раствора – см. рис. 8.4.

а - зависимость крутящего момента M от частоты вращения n.

б - зависимости перепада давления P от частоты вращения n.

1 – турбина нормальноциркулятивного типа;

2 – турбина высокоциркулятивного типа;

3 – турбина низкоциркулятивного типа.

в - зависимости мощности N и КПД η от частоты вращения n.

Рисунок 8.4 - Энергетическая характеристика турбобура

Энергетическую характеристику турбобура определяет характеристика установленной в нем турбины.

Основными параметрами энергетической характеристики турбины турбобура являются:

– тормозной (максимальный) крутящий момент М_т;

– частота вращения на холостом режиме (максимальная) n_x;

– частота вращения на режиме максимальной мощности n_э;

– перепад давления на рабочем режиме Р;

– перепад давления на тормозном режиме P_т;

– перепад давления на холостом режиме Р_х;

– максимальная мощность N_м;

– максимальный КПД η_м.

Основными режимами работы турбины являются:

– тормозной, при n = 0, М = М_т;

– экстремальный, при N = N_м;

– оптимальный, при η = η_м;

– холостой, при n = n_x, M = 0.

Обычно экстремальный режим работы турбобура считается его рабочим режимом, т.к. при этом реализуется максимальная мощность гидротурбинного двигателя.

Величина развиваемого турбиной крутящего момента зависит от режима ее работы, т.е. от частоты вращения вала. Для большинства турбин эта зависимость линейна и описывается уравнением:

, (7.8)

где М – крутящий момент;

М_т – тормозной крутящий момент;

n – частота вращения;

n_x – холостая частота вращения.

Графически зависимость (7.8) показана на рис. 7.4.а.

Перепад давления на турбине складывается из эффективного напора и потерь давления на вредные сопротивления при течении жидкости по криволинейным каналам турбин и при переходах из статора в ротор и из ротора в статор. Зависимость общего перепада давления на турбине от частоты вращения (рис. 7.4 б) определяется типом турбины. Для турбин нормального типа, у которых режим безударного входа жидкости соответствует n = 0,5n_x, перепад давления P практически не зависит от частоты вращения n. Турбины высокоциркулятивного типа, у которых режим безударного входа жидкости смещен в левую зону характеристики, имеют зависимость P(n), возрастающую с увеличением частоты вращения n. Наконец, турбины низкоциркулятивного типа, с режимом безударного входа жидкости, смещенным в правую зону характеристики, имеют зависимость P(n), уменьшающуюся с ростом n.

Графические зависимости мощности и КПД турбины от частоты вращения (рис. 7.4 в) имеют вид парабол с максимумом, соответствующим 0,5n_x. У турбин нормального типа экстремальный и оптимальный режимы совпадают и соответствуют n = 0,5n_х и M = 0,5M_т. У турбин высокоциркулятивного типа максимум КПД несколько смещен в сторону тормозного режима, а у турбин низкоциркулятивного типа – в сторону холостого режима.

При постоянном значении расхода бурового раствора через турбину развиваемый ею крутящий момент на экстремальном режиме M и эффективный перепад давления P_эф могут быть определены по преобразованным формулам Эйлера (7.4) и (7.5). Общий перепад давления на турбине нормального типа

(7.9)

Максимальная механическая мощность турбины определяется из выражения:

(7.10)

Коэффициент полезного действия КПД:

(7.11)

Характеристические параметры турбин турбобуров зависят от значений расхода Q и плотности ρ бурового раствора, а также от количества ступеней турбины Z. При увеличении расхода промывочной жидкости частота вращения ротора турбины увеличивается прямо пропорционально , крутящий момент и перепад давления возрастают в квадрате, а мощность – в кубе. При увеличении плотности бурового раствора частота вращения не изменяется, а крутящий момент, перепад давления и мощность увеличиваются прямо пропорционально. Также пропорционально растут крутящий момент, перепад давления и мощность при увеличении количества ступеней турбины, а частота вращения от этого не зависит. Значение максимального КПД турбины не зависит от изменения указанных факторов. Пересчет параметров характеристики турбины производится по формулам:

M ~ Q²	n ~ Q	P ~ Q²	N ~ Q³	η inv Q
M ~ ρ	n inv ρ	P ~ ρ	N ~ ρ	η inv ρ	(7.12)
M ~ Z	n inv Z	P ~ Z	N ~ Z	η inv Z

Энергетические характеристики турбин турбобуров определяют экспериментально, при испытаниях нескольких (обычно пяти) ступеней на специальном турбинном стенде. Статоры и роторы испытуемой турбины устанавливаются в специальную камеру, через которую прокачивается промывочная жидкость (обычно техническая вода). Вращающийся вал стенда тормозится электромеханическим тормозным устройством. Приборы фиксируют и записывают следующие параметры: расход промывочной жидкости Q, давление перед турбиной P₁, давление после турбины P₂, частоту вращения вала n, усилие торможения, которое пересчитывается в крутящий момент M. В результате определяются экспериментальные зависимости крутящего момента и перепада давления ( разности давлений перед турбиной и после турбины) от частоты вращения. Зависимости мощности и КПД определяются расчетным путем.

Энергетическую характеристику турбобура также определяют экспериментально при испытаниях собранного турбобура на специальном буровом стенде. Этот стенд представляет собой буровую установку, оснащенную специальным забоем, по которому работает буровое долото, присоединенное к выходному валу турбобура. В качестве забоя могутиспользоваться блоки различных горных пород – от гранита до мрамора, а также специально изготовленные стальные и свинцовые заготовки, имитирующие твердые и мягкие породы. Осевая нагрузка передается на корпус турбобура и на долото. Промывочная жидкость, которая может представлять собой как техническую воду, так и буровой глинистый раствор, закачивается в турбобур буровыми насосами. В результате испытаний определяются экспериментальные зависимости крутящего момента, осевой нагрузки и перепада давления от частоты вращения долота.

Энергетическая характеристика турбобура отличается от энергетической характеристики турбины на величины потерь:

– крутящего момента, в результате трения в осевой и радиальных опорах шпинделя и турбинных секций, в уплотнительных элементах вала шпинделя, между ободами и ступицами турбин, а также в результате эрозионного и механического износа проточной части турбины;

– перепада давления при протекании бурового раствора в переходах между секциями и в полумуфте шпинделя.

Указанные потери снижают тормозной момент, максимальные частоту вращения, мощность и КПД и увеличивают перепад давления на турбобуре. При практических расчетах характеристики нового (неизношенного) турбобура допускается не учитывать энергетические потери из-за трения для рабочего режима, т.к. серийные турбобуры обычно работают в зоне, близкой к разгрузке осевой опоры, где эти потери не являются определяющими.

На величину энергетических потерь влияет износ турбин. Основные параметры характеристики турбины уменьшаются при увеличении радиального зазора между ротором и статором турбины. Потери крутящего момента от эрозионно-механического износа проточной части турбин в основном зависят от условий эксплуатации турбобура, времени его работы, а также от типа установленной в нем турбины. Ориентировочно их величина может составлять около 10 % от значения крутящего момента и частоты вращения после 400–500 ч работы.

Потери давления в трехсекционном турбобуре при использовании в качестве бурового раствора технической воды плотностью 1000 кг/м³ и расходе 20 л/с определены экспериментально и составляют:

– для турбобуров диаметром 240 мм: 0,2 МПа;

– для турбобуров диаметром 195 мм: 0,4 МПа;

– для турбобуров диаметром 164 и 172 мм: 0,7 МПа.

Для других значений плотности и расхода бурового раствора, а также иного количества турбинных секций указанные величины следует пересчитать по вышеприведенным формулам (8.12). При расчетах характеристик турбобуров потери давления необходимо учитывать путем увеличения перепада давления на турбинах на величину потерь._.

Кроме указанных энергетических потерь на параметры характеристики турбобура могут также влиять случайные факторы:

– некачественное изготовление (литье) турбин;

– повышенная кривизна валов и корпусов турбобура;

– неправильная сборка турбобура.

Определить интегральную величину случайных энергетических потерь в турбобуре весьма затруднительно, поэтому проектирование характеристик турбобуров, как правило, проводится без их учета. Проектировщик и технолог по бурению должны принять меры по максимальному снижению влияния случайных факторов на характеристику турбобура.

Основные типы турбин

Все турбины, применяемые в современных турбобурах, являются турбинами осевого типа. Это означает, что вход и выход потока жидкости происходит вдоль оси турбины . Конструктивно все турбины турбобуров состоят из двух деталей – статора и ротора (см. рис. 7.1). Статор и ротор имеют утолщенную часть, называемую ступицей, и проточную часть, в которой по радиусам установлены лопатки, называемую венцом или лопаточным аппаратом турбины. Ступени турбины собираются на валу турбобура в пакеты по 100–120 шт. и закрепляются (стягиваются) по ступицам ротора специальной гайкой. Затем вал с закрепленными ступенями устанавливается в корпус турбинной секции турбобура и стягивается по ступицам статора. Установочные размеры ступиц всех турбин одного габаритного размера, как правило, одинаковы.

Главное различие между типами турбин состоит в разных профилях их лопаток. Лопатки всех турбин конструируются таким образом, чтобы их профили обтекались потоком жидкости с минимальными гидродинамическими потерями . Поэтому различие в профилях сводится в основном к разнице значений и направлений конструктивных углов входа и выхода лопаток.

В зависимости от конструктивного угла входной части лопаток различают три основных типа турбин (рис. 7.5):

– турбины высокоциркулятивного типа, у которых лопатки статора и ротора имеют серповидный профиль;

– турбины нормальноциркулятивного (или нормального) типа, у которых входная часть профиля лопатки направлена по оси турбины, а выходная часть – под углом;

– турбины низкоциркулятивного типа, у которых лопатки статора и ротора имеют почти плоский профиль.

Угол входной части лопаток определяет величину перепада давления на турбине, а также влияет на форму линии давления. У турбин нормального типа, угол входа которых равен нулю, перепад давления не зависит от режима ее работы. У турбин высокоциркулятивного или низкоциркулятивного типов перепад давления изменяется при изменении частоты вращения (см. рис. 7.4 б).

В технической литературе принято называть турбины нормального типа турбинами с горизонтальной линией давления, турбины высокоциркулятивного типа – турбинами с падающей к тормозу линией давления, турбины низкоциркулятивного типа – турбинами с возрастающей к тормозу линией давления. Последний тип турбины также может называться пропеллерным.

Рис. 7.5. Профили лопаток турбин разных типов

Конструктивный угол выходной части лопаток влияет на основные энергетические показатели турбины – крутящий момент и частоту вращения. Чем больше этот угол по отношению к оси, тем быстроходнее турбина и, соответственно, выше развиваемый ею крутящий момент (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Профили лопаток турбин разной быстроходности:

1 – наиболее быстроходная турбина; 2 – турбина средней быстроходности; 3 – тихоходная турбина; 4 – турбина нулевой быстроходности – гидротормоз ГТ

Обычно в турбобурах используют турбины симметричного типа, у которых профиль лопаток ротора является зеркальным отражением профиля лопаток статора. Это считается наиболее правильным, потому что в статоре и роторе этих турбин срабатывается одинаковый по величине перепад давления. Однако существуют и асимметричные турбины с разными профилями и числом лопаток у статора и у ротора (см. рис. 7.5). В зависимости от формы профилей перепад давления в статоре может значительно превышать перепад давления в роторе, но может – и наоборот.

В стандартных турбобурах обычно устанавливаются турбины одного типа. Энергетически это наиболее выгодный вариант, т.к. он обеспечивает минимальные затраты давления промывочной жидкости при создании заданной характеристики турбобура. Однако в некоторых случаях практики бурения требуется изменить режимные параметры в ту или иную сторону, а турбины соответствующего типа или не находится, или она просто не существует. Эта задача может быть решена путем установки в одном турбобуре двух типов турбин разной быстроходности, но одинакового габаритного размера. В этом случае менее быстроходная турбина является тормозом по отношению к более быстроходной турбине. Результирующие параметры такого турбобура зависят от параметров каждого типа турбин и их количества.

Суммарный крутящий момент на валу турбобура образуется в результате сложения моментов, развиваемых каждым типом турбины. Аналогично формируется суммарный перепад давления на турбобуре. Результирующая частота вращения определяется как средневзвешенная величина между частотами вращения применяемых типов турбин, причем весовой единицей служит количество ступеней турбин Z каждого типа. В частности, при использовании в турбобуре двух типов турбин, различающихся по быстроходности, результирующие параметры энергетической характеристики определяются по формулам:

Тормозной момент

		(7.13)
Перепад давления	,	(7.14)
P _S P₁Z₁ P₂ Z₂
Частота вращения на холостом режиме
		(7.15)

где индексы 1 и 2 относятся соответственно к турбинам 1-го и 2-го типов. Характеристика турбобура, собранного с двумя типами турбин,

различающихся по быстроходности, показана на рис. 7.7.

Еще одним вариантом комбинирования двух разных типов турбин в турбобуре является сочетание турбины и ступеней гидродинамического торможения. Ступень гидродинамического торможения (ГТ) представляет собой турбину, у которой лопатки статора и ротора являются прямыми (не изогнутыми) и направленными в одну сторону (см. рис. 7.6). Наибольшее распространение получили ступени ГТ с прямыми лопатками, направленными по оси турбины. Понятно, что при протекании промывочной жидкости в ступенях с таким профилем лопаток крутящий момент в них не создается. По существу, ступени гидродинамического торможения представляют собой частный случай турбины с нулевыми значениями энергетических параметров – эффективного напора, крутящего момента и частоты вращения. Перепад давления на ступенях ГТ создается только за счет трения жидкости о стенки каналов.

Рис. 7.7. Моментная характеристика турбобура, собранного с турбинами двух типов: 1 – турбина тихоходного типа; 2 – турбина быстроходного типа;

3 – суммарная характеристика; M – крутящий момент; n – частота вращения

Частота вращения вала турбобура со ступенями ГТ определяется по формуле

						,	(7.16)

где n₁, n – частота вращения вала турбобура соответственно при использовании ступеней ГТ и без ступеней ГТ;

Z_гт, Z – количество ступеней ГТ и турбины;

φ – коэффициент торможения; для серийно выпускаемых ступеней ГТ φ = 0,9…1,0; в опытных конструкциях величина φ была повышена до 1,25.

Перепад давления на ступенях ГТ практически не зависит от режима

работы турбобура и определяется по эмпирической формуле:
P _ГТ Q² Z _ГТ ,	(7.17)

где ζ – коэффициент гидравлического сопротивления ступени ГТ, для ступени диаметром 240 мм ζ = 0,003; для ступени диаметром 195 мм ζ = 0,0065.

Ступени гидродинамического торможения являются весьма эффективным средством снижения частоты вращения вала турбобура без потери максимального значения крутящего момента. Однако для их размещения в турбобуре требуется существенно увеличить количество турбинных секций, что не всегда является целесообразным.

При комбинировании разных типов турбин в одном турбобуре для получения требуемой характеристики необходимо помнить, что использование двух (и более) типов турбин, так же как турбины и гидротормоза, собранных на одном валу, энергетически менее выгодно, чем применение одного (оптимального) типа турбины в том же количестве ступеней. В каждом конкретном случае перепад давления на турбине оптимального типа всегда будет ниже, чем тот, который получается при сочетании турбин разных типов или турбины и ступеней ГГ. Однако такую «оптимальную» турбину для каждого случая бурения необходимо специально спроектировать и изготовить. А наличие, например, двух типов турбин – тихоходной и быстроходной – позволяет получать приемлемую характеристику турбобура и, в случае необходимости, оперативно ее изменять.

Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 2425; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 77 78 79 80 818283 84 85 86 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!