УЭЦН-Установка электроцентробежного насоса защита ПЭД-Погружного электроцентробежного насоса от перегрева с помщью специального кожуха-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

УЭЦН-Установка электроцентробежного насоса защита ПЭД-Погружного электроцентробежного насоса от перегрева с помщью специального кожуха-Курсовая работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
В патенте [21] предлагается конструкция рабочего колеса, используемого в скважинных центробежных насосах для добычи нефти с механическими примесями из скважин.
Целью данного изобретения является создание конструкции рабочего колеса центробежного насоса обеспечивающего высокую степень диспергирования при малых подачах, достаточную для эффективной откачки жидкости с мехпримесями из низкодебитных нефтяных скважин.
Рабочее колесо насоса (см. рис. 10,11) содержит ведущий и ведомый диски 1,2 с закрепленными между ними лопастями 3 с образованием межлопаточных каналов 4, в которых расположены перегородки 5. Перегородки 5 закреплены своими концами на боковых поверхностях смежных лопастей 3 с образованием заглушенных участков 6 межлопаточных каналов.

Рис.№1.11 Рис.№1.12
Рабочее колесо насоса Рабочее колесо насоса

Рабочее колесо центробежного насоса работает следующим образом.
Водо-нефтегазовая смесь с мехпримесями поступает из ствола скважин в межлопаточные каналы 4, образуемые лопастями 3, а также ведущим и ведомым дисками 1, 2. При взаимодействии потока смеси с лопастями 3 и перегородками 5 в межлопаточных каналах 4 происходит интенсивное вихреобразование, что приводит к дроблению отложений твердой фазы и предотвращает засорение рабочего колеса мехпримесями.
После прохождения через рабочее колесо продукция скважины поступает в направляющий аппарат, где приобретенная кинетическая энергия потока не преобразуется в потенциальную энергию давления.
Достоинством патента является создание конструкции рабочего колеса, которая обеспечивает формирование зон интенсивного вихреобразования, позволяет повысить степень диспергирования мехпримесей, предотвращает выпадение отложений твердой фазы и засорение рабочих органов насоса.
Недостатком данного изобретения я считаю, является то, что у насоса с данным рабочим колесом малая подача. В зонах вихреобразования происходит потеря скорости потока пластовой жидкости. Вторым недостатком является сложность изготовления рабочего колеса по причине наличия перегородок.
В патенте [23]предложена конструкция многоступенчатого цент-робежного насоса применяемого в машиностроении, в частности, к центро-бежным скважинным насосам для добычи нефти. Целью изобретения является повышение долговечности и надежности скважинного много-ступенчатого центробежного насоса.


Рис.1.13 Направляющий аппарат, закрепленный в корпусе




Рис.13. Радиально - упорный подшипник

Насос содержит (Рис.12) закрепленный в корпусе 1 направляющий аппарат 2, на внутреннем торце которого расположен вкладыш 3, выполняющий роль упорного подшипника. Вкладыш 3 посредством ребер 4 сопряжен с цилиндрической втулкой 5, являющейся радиальным подшипником рабочего колеса 6. установленного на валу 7. Таким образом, вкладыш 3, ребра 4 и цилиндрическая втулка 5 образуют единую деталь, изображенную на Рис.4, которая представляет собой, единый радиально-упорный подшипник, установленный в направляющем аппарате 2 и удерживаемый в последнем от проворота выступом 8, входящим в соответствующее гнездо направляющего аппарата 2.
Ребра 4 являются продолжением профиля лопаток направляющего аппа-рата 2 и препятствуют потоку перекачиваемой жидкости. Торцовые по-верхности вкладыша 3, обращенные к рабочему колесу 6, имеют чередующиеся друг с другом кольцевые канавки 9 и выступы 10, которые в сборе с соответствующими кольцевыми выступами и канавками покрывного диска рабочего колеса образуют лабиринтное уплотнение.
Таким образом, торцовый вкладыш и цилиндрическая втулка, соединенные радиальными ребрами, образуют единую деталь, легко монтируемую в направляющий аппарат и представляющую собой единый радиально-упорный подшипник скольжения рабочего колеса насоса, что обеспечивает полную концентричность радиальных и торцовых поверхностей в паре трения рабочее колесо - направляющий аппарат, сни-жает дисбаланс и вибрацию насоса, а наличие лабиринтного уплотнения на обращенных друг к другу торцовых поверхностях вкладыша и покрывного диска рабочего колеса препятствует доступу абразивных час-тиц, содержащихся в перекачиваемой жидкости, в зону сопряжения контактирующих друг с другом поверхностей и предохраняет последние, а также вал насоса от интенсивного абразивного износа.
Преимуществом этого изобретения является: повышенная долговеч-ности и надежность достигнутая путем снижения вибрации и абразивного износа элементов насоса, за счет введения в конструкцию торцового вкладыша снабженного радиальными ребрами.
Я считаю, что недостатком рассмотренного патента может быть потеря мощности потока на механическое трение по дискам рабочих колес.













1.4.2. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
направляющего аппарата.

Исследования работы рабочих колес специалистами ОАО «Борец» привели к регистрации следующего патента [22] . В нем предложена конструкция многоступенчатого центробежного насоса предназначенного для перекачивания жидкостей, и может быть применено при добыче нефти из скважин.
Целью изобретения является увеличение надежности работы многоступенчатого центробежного насоса, его напора и КПД.
На Рис.14 изображен общий вид многоступенчатого центробежного насоса в разрезе; на Рис. 15 - вид проточной части направляющих аппаратов в разрезе.
Вид А
Рис.1.13 Общий вид насоса Рис.1.14 Вид проточной части
направляющих аппаратов

Многоступенчатый центробежный насос содержит вал 1, на котором установлены рабочие колеса 2, за каждым из которых располагается направляющий аппарат 3. Каждое рабочее колесо состоит из ступицы
4. на которой установлены открытые лопасти 5. Нижний торец ступицы 4 установлен на внутреннем кольце 6 предыдущего направляющего аппарата. Внешний радиус покрывного диска 7 направляющего аппарата уменьшается вместе с внешним радиусом пластины 8, установленной между каналами 9. Между каналами 9 направляющего аппарата и его внутренним кольцом 6 образована кольцевая полость 10.
Многоступенчатый центробежный насос работает следующим образом. Жидкость проходит через рабочие колеса 2, установленные на валу 1 и через радиально-осевые направляющие аппараты 3, что приводит к увеличению ее давления. Открытые лопасти 5, установленные на ступице 4, имеют острый угол на выходе по отношению к плоскости, перпендикулярной к оси вращения, это позволяет избегать скопления песка между колесом и предыдущим направляющим аппаратом, перемещать твердые частицы в осевом направлении. Нижний торец ступицы 4 прижимается к внутреннему кольцу 6 направляющего аппарата 3, устраняя перетечку между ступенями. Внешний радиус покрывного диска 7 вместе с внешним радиусом пластины 8, установленной между двумя каналами, плавно уменьшается, обеспечивая увеличение минимальных проходов в проточной части ступеней, проход песка и поднятие напора при нулевом расходе. Плавно войдя в каналы направляющего аппарата 9, имеющие на выходе острый угол, жидкость закручивается в полости 10, между ними и внутренним кольцом 6, обеспечивая требуемую крутизну напорной характеристики.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить надежность работы насоса и сократить затраты электроэнергии.












Рис.1.15 Корпус с направляющими
аппаратами
В патенте [24] предложен многоступенчатый центробежный насос, который может быть использован при добыче нефти и других пластовых жидкостей с высоким содержанием абразива.
Целью предлагаемого технического решения является повышение надежности насоса и снижение эксплуатационных затрат путем увеличения износостойкости трущихся деталей и длительности межремонтных периодов.
Насос (см.Рис.16) содержит корпус 1 с закрепленными в нем на опорных шайбах 2 направляющими аппаратами 3 и вал 4 с рабочими колесами 5, закрепленными на валу 4 между защитными втулками 6.
Наибольшему износу в процессе перекачки пластовой жидкости подвержены рабочие колеса 5 и направляющие аппараты 3. Наружные диски рабочих колес изнашиваются в результате движения взвесенесущего потока из напорной полости в область с меньшим давлением, а выходные кромки и рабочие поверхности лопастей подвержены износу вплоть до образования каверн и сквозных отверстий из-за крупных включений. Направляющие аппараты 3 изнашиваются в зонах сопряжения с корпусом 1 и защитными втулками 6 из-за синусоидальных изгибов вала и вибрации. Рабочие органы, выполненные из перлитного или перлитно-ферритного чугуна, модифицированные редкоземельными металлами (иттрий, церий) и прошедшие термическую обработку до температуры мартенситного превращения и закалку с отпуском, которые работают в паре трения с защитными втулками и опорными шайбами из равностойкого к гидроабразивному износу материала, позволяют повысить износостойкость насоса и увеличить межремонтный период эксплуатации насосных установок.
Преимущество изобретения в увеличении надежности работы насоса и снижение эксплуатационных затрат путем увеличения износостойкости трущихся деталей и длительности межремонтных периодов.
Недостатком я считаю, является усложнение технологии изготовления ступени насоса.

1.4.3. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
промежуточной опоры.

В патенте [25] предложена конструкция промежуточной опоры, которая может быть использована при изготовлении или ремонте погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти.
Цель изобретения заключается в устранении условий для возникновения и усиления вибрации насоса путем ее демпфирования и автокомпенсации радиального износа трущейся пары деталей промежуточной подшипниковой опоры вала.
Насос (см.рис.17) содержит корпус 1 с направляющими аппаратами 2 и установленный в корпусе посредством концевых и промежуточных опор вал 3 с поочередно размещенными на нем рабочими колесами 4 и защитными втулками 5. Нижний диск 6 каждого рабочего колеса снабжен кольцевой опорой 7 для передачи осевой нагрузки с рабочего колеса на корпус при работе насоса. Каждая промежуточная опора вала выполнена из двух кольцевых, П-образных в сечении, деталей 8 и 9, которые телескопически встречно сопряжены друг с другом. В основаниях этих деталей (позиции 10 и 11 на фигуре) выполнены отверстия 12 и 13. П-образная деталь 8, как изображено на
Рис. 1.16 Схема насоса

фигуре согласно изобретения, закреплена в корпусе между направляющими аппаратами 2, то есть неподвижна. Другая П-образная деталь (позиция 9) ограниченно осеподвижна, так как ее телескопическое сопряжение с деталью 8 ограничено линейным размером продольного паза 14 в последней и штифтом 15, который установлен в теле П-образной детали 9. Основание 11 этой детали снабжена двумя выступами, позиции 16 и 17 соответственно. Выступ 16 выполнен для контакта со штатной кольцевой опорой 7 вышерасположенного рабочего колеса. Выступ 17 выполнен для замыкания /запирания/ кольцевой полости (отдельной позицией на фигуре не показана), образованной внешней цилиндрической поверхностью 18 защитной втулки, торцом 20 внутренней стенки 19 неподвижной детали 8 и внешней цилиндрической поверхностью 22 внутренней стенки 21 П-образной осеподвижной детали 9. Образованная сопряжением вышеуказан-ных деталей 5, 8 и 9 кольцевая полость заполнена, то есть в ней размещен упруго пластичный материал 23. Этот материал может быть размещен в полости в виде одной манжеты или, как изображено на фигуре, в виде нескольких манжет, разобщенных между собой разделительно-нажимными кольцами (на фигуре отдельной позицией не показаны). Оптимальным исполнением манжеты или манжет из упругопластичного материала 23 является равенство его суммарной поверхности, прилегающей к повер-хности 18 защитной втулки, с суммарной поверхностью, прилегающей к поверхности 22 детали 9.
Насос работает по общеизвестной схеме, то есть - при вращении вала 3 с рабочими колесами 4 - на вход насоса поступает перекачиваемая жидкость, которая последовательно (показано стрелками на фигуре), из ступени в ступень, а также и через П-образные детали 8 и 9 каждой промежуточной опоры, набирая напор, перемещается наверх, к выходу и далее, в соответствующие коммуникации. Однако особенностью выполнения промежуточных опор, установленных между валом и корпусом и между группами ступеней насоса, является то, что упругопластичный материал 23, например африкционный, высоковязкий (то есть с малой пластической деформацией под действием внешних усилий) фторопласт, выполняет роль надежного демпфера. Демпфирование вибрации обеспечено за счет незначительной начальной упругости и пластичности материала 23, то есть практически беззазорная фиксация защитной втулки вала от непос-редственных, в том числе и радиальных, вибрационного характера, контактов с деталями 8 и 9 промежуточной опоры обеспечена именно наличием и проявлением специфических свойств материала 23 под действием осевого, сжимающего материал, усилия, возникающего только при работе насоса на вышерасположенном рабочем колесе и передаваемого на осеподвижную П-образную деталь 9 с кольцевой опоры 7 этого колеса. К тому же, наличие некоторой упругости (жесткости) материала 23 предотвращает потерю и/или утечку его, как высоковязкой, но все же текучей, смазки через конструктивные зазоры сопряженных деталей насоса при его бездействии, то есть при вынужденных остановках или хранении, что в дальнейшем не требует ревизирования состояния насоса при предстоящем запуске.
Положительный результат изобретения заключается в устранении условий для возникновения и усиления вибрации насоса путем ее демпфирования и автокомпенсации радиального износа трущейся пары деталей промежуточной подшипниковой опоры вала.
Недостатком данного патента я считаю, является то, что для достижения, требуемого технического результата необходим материал, обладающий упругостью, высокой пластичностью (вязкостью), африкционный и, к тому же, химически инертный к высоко агрессивной скважинной продукции.

1.4.4. Анализ патентного материала связанного с усовершенствованием
поргружного электродвигателя.

В патенте[26] предложен модифицированый поргружной электродвигатель, который может быть использован при эксплуатации скважин, оборудованных погружными электронасосами для добычи нефти.
Целью изобретения является повышение эксплуатационной надежности путем интенсификации охлаждения электродвигателя.
Скважинная насосная установка (см.Рис.№27) содержит погружной агрегат 1, прижимные элементы 2, насос (не показан), приводной электродвигатель в корпусе 3 с накладным элементом 4 с внутренним контуром 5, охва-тывающим часть периметра корпуса 3, и внешним контуром 6, образованным частью окружности с радиусом, равным внутреннему радиусу обсадной колонны 7 в месте размещения электродвигателя.
Накладной элемент 4 закреплен на корпусе 3 электродвигателя со стороны, противоположной расположению прижимных
Рис.1.17 Погружной электродвигатель
элементов 2, установленных с возможностью взаимодействия с обсадной колонной 7 скважины для эксцентричного размещения агрегата в последней.
Корпус 3 электродвигателя образует через накладные элементы 4, выполненные из материала с высокой теплопроводностью сплошного поперечного сечения, механический и тепловой контакт с частью площади поверхности обсадной колонны 7, которая имеет непосредственно тепловой контакт с окружающей массой земли. При этом обсадная колонна и земля выполняют роль радиатора-теплоотвода. В процессе эксплуатации скважинной насосной установки всасываемая насосом жидкость омывает и охлаждает неприкрытую накладным элементом 4 часть корпуса 3 электродвигателя через образованный с ней и открытой поверхностью обсадной колонны 7 канал, что в совокупности улучшает тепловой режим работающего электродвигателя и тем самым увеличивает ресурс работы скважинной насосной установки.
Достоинство данного изобретения в повышенении эксплуатационной надежности, достигнутое путем более интенсивного охлаждения электродвигателя.
Недостатком, я считаю необходимость прижатия корпуса двигателя к обсадной колонне, в противоположном случае не будет происходить желаемое охлаждение.

Вывод.
Проанализировав патенты я считаю, что наиболее целесообразно применение уже известных и хорошо зарекомендовавших конструкций оборудования ОАО «АЛНАС». В результате патентной проработки мною не было найдено ничего, что могло бы быть связанно с предложенной конструкцией кожуха для электродвигателя погружного центробежного насоса. Вероятно, это связанно с тем, что данное изобретение ещё не опубликовано. Так как предложенная ЗАО «Новомет-Пермь» конструкция кожуха была представлена совсем недавно.

В настоящее время значительным недостатком скважинных центробежных насосов является то, что скважинную компоновку насоса с электродвигателем невозможно спустить ниже уровня перфорации, так как жидкость «идёт» на приём насоса не охлаждая двигатель, а следовательно приводит к отказу двигателя. Спуск насоса ниже уровня перфорации позволил бы снизить забойное давление, а значит увеличить объём добываемой пластовой жидкости.
Одно из решений данной проблемы – это установка кожуха на электродвигатель. С помощью кожуха пластовая жидкость «идёт» на приём насоса предварительн6о охлаждая двигатель.
В нашей стране данную продукцию (кожух) предлагает компания ЗАО «Новомет-Пермь». В настоящее время в Западной Сибири имеется всего несколько скважин в которых используется кожух.
Кожух предлогаемый ЗАО «НОВОМЕТ-ПЕРМЬ, крепится к входному модулю насоса с помощью замка. (рис.10.). Кожух
НМ-312.000 применим для двигателя ПЭДТН 45-103 в комплекте с гидрозащитой ГЗН-92 и входным модулем МВ5/К-04. Комплект для монтажа кожуха состоит из: кожуха НМ-312.020-15, замка НМ-312.010-15, хамута-элеватора ХМ-123 и подставки НМ-312.520.
Техническая характеристика данного кожуха:
- наружный диаметр кожуха - 123 мм.
- длина кожуха без замка - 8266 мм.
- длина кожуха с замком - 8310 мм.

Вывод.
При отказе УЭЦН затраты на спуско-подьемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. В этой связи весьма актуальным для нефтяных компаний является вопрос выбора производителя оборудования. Основными критериями при выборе УЭЦН является цена и доступность необходимых частей к ним [8].
Самый крупный в мире производитель УЭЦН- Альметьевский завод погружных электронасосов АО «АЛНАС»: 70% УЭЦН эксплуатирующихся на нефтяных месторождениях России, изготовлены этим предприятием.
Изготовлением и поставкой УЭЦН в России занимаются следующие предприятия: АО ОКБ БН «КОННАС» г. Москва, АО «Московский компрессорный завод «Борец», Лебедянский машиностроительный завод АО «Лемаз», Воткинский машиностроительный завод, Тульский машиностроительный завод «Штамп».
Основными конкурентами на российском рынке являются американские фирмы REDA, ODI, Centrilift. Стоимость установок фирм США находится в интервале 40-120 тыс. долларов; стоимость российских УЭЦН значительно меньше и составляет порядка 10-12 тыс. долларов.
Условия эксплуатации УЭЦН в разных нефтедобывающих регионах России характеризуется существенными различиями. Так, например, температура в месте подвески УЭЦН на скважинах «Ставрапольнефтегаза» превышает 140*С, в Татарии-составляет 40-50*С, в Западносибирском нефтедобывающем регионе—70-80*С. Поэтому для корректного анализа надежности данного оборудования необходимо сравнивать производственные показатели установок только при сопоставимых условиях эксплуатации. В этой связи за основу такого анализа для УЭЦН российского и американского производства приняты данные, полученные на нефтяных скважинах АО «Нижневартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «Когалымнефтегаз», где температура в месте подвески, вынос механических примесей и осаждение солей на рабочих органах насосов приблизительно одинаковы. Статистическая обработка данных показала, что наработка отказ УЭЦН российского производства составляет в этом регионе 300-400 суток, в то время как наработка установок американских фирм в этих же скважинах 650-700 суток. Основной причиной отказов российских установок является пробой электрической изоляции кабелей и погружных двигателей, а западных заклинивание рабочих органов насосов солями и механическими примесями из скважинной жидкости.
Сами насосы российских заводов по своей конструкции лучше приспособлены к работе в скважинах с высоким содержанием солей и механических примесей, чем насосы западных фирм, так как они имеют большее сечение приточных каналов и меньшую адгезию к осаждению солей.
Вместе с тем для повышения надежности насоса необходимо уменьшить концентрацию механических примесей и осаждения солей на его рабочих органах. Повышение надежности насоса возможно так же за счет увеличения износостойкости пар трения и уменьшения адгезии солей на рабочих органах, например, за счет использования технологии порошковой металлургии.
При анализе надежности УЭЦН российского производства необходимо рассмотреть так же отказы связанные с падением УЭЦН при работе или спуско-подьемных операциях- так называемые «полеты». Этот вид отказов составляет на более 3-4% от общего числа отказов, но устранение их последствий приводит к большим материальным затратам.
«Полеты» УЭЦН западных фирм при эксплуатации на нефтяных месторождениях России практически не происходят.
Исследования на испытательных стендах УЭЦН российского производства показали, что они по своей конструкции более подвержены вибрации, чем УЭЦН западных фирм.
Показатели надежности УЭЦН различных типов значительно отличаются друг от друга. При этом различия определяются главным образом условиями эксплуатации. Так, УЭЦН-50 имеют наименьшую наработку по сравнению с другими типами, так как эксплуатируются на малодебитных скважинах, где велика вероятность срыва подачи откачиваемой пластовой жидкости. Наибольшую наработку имеют УЭЦН-80, эксплуатирующиеся на высокодебитных скважинах. В то же время установки очень высокой производительности, например УЭЦН-250 имеют значительно меньшую наработку, чем УЭЦН-80. Это можно объяснить тем, что со значительным увеличением производительности установки растет и вероятность срыва подачи откачиваемой жидкости. Кроме того в УЭЦН-250 используются два последовательно соединенных ПЭД-90, что увеличивает вероятность отказов УЭЦН. Большое значение имеет соблюдение технологии добычи нефти и качество подготовки скважин. Иногда показатели надежности однотипных установок при сравнимых условиях эксплуатации в различных компаниях заметно различаются. Так, наработка УЭЦН-50 в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет 350 суток, а в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» –250 суток.
При отказе УЭЦН затраты на спускоподъемные операции и последующий ремонт практически достигают стоимости новых установок. Для повышения надежности установки в целом нужно увеличивать надежность всех ее элементов. Усовершенствование только одного-двух элементов системы не приводит к желаемому результату, а только повышает стоимость оборудования.
Выбор конкретного производителя и приобретение УЭЦН нефтяниками осуществляется главным образом в результате проведения тендеров.
Основными критериями при выборе УЭЦН являются цена и доступность необходимых запасных частей к ним.
Исходя из соотношения наработки и цены УЭНЦ российских заводов можно рассматривать как достаточно конкурентоспособные в сравнении с установками западных фирм, за исключением устойчивости к «полетам». Высокие таможенные пошлины на ввозимые западные установки и запасные части зачастую определяют сегодня преобладание закупок насосов отечественного производства.
Кроме того, если УЭЦН российских заводов после технических усовершенствований могут приближаться по надежности к УЭЦН западных фирм, то дальнейшее увеличение надежности импортных УЭЦН возможно только при снижении концентрации механических примесей и солей в скважинной жидкости, что является достаточно сложной проблемой для нефтяных месторождений Западной Сибири.
Экономическая целесообразность выпуска усовершенствованных УЭЦН российского производства, приближающихся по наработке к УЭЦН западных фирм, должна определятся соотношением цен между ними и дополнительными расходами на ремонт скважин.
Сегодня соотношение времени наработки на отказ УЭЦН российского и западного производства на месторождениях Западной Сибири составляет 1:2, однако соотношение цен на данное оборудование составляет 1:8. Это, как правило, и определяет выбор нефтяников.
На основе изученного материала и анализа отечественных и зарубежных конструкций установок электроприводных центробежных насосов, Я пришёл к выводу что, наилучшим вариантом прототипа является установка производства ОАО "АЛНАС" (Альметьевский завод погружных электронасосов). Выбранный мною насос является насосом модульного типа обычного исполнения. Основным фактором в выборе насоса отечественного производителя было то, что стоимость данного насоса в восемь раз дешевле по сравнению с западными аналогами. А также затраты на эксплуатацию установок зарубежного производителя больше по сравнению с отечественными производителями.
Напор насоса выбран в соответствии с тем, что насос с приводом будет спускаться ниже уровня перфорации скважины. Это позволяет снизить забойное давление а значит увеличить интенсификацию добычи нефти. Соответственно возникает проблема охлаждения ПЭД, так как пластовая жидкость не омывает электродвигатель, а сразу идёт на приём насоса. Данную проблему можно решить путём установки на электродвигатель кожуха, который пропускает жидкость до приёмной сетки насоса предварительно омывая электродвигатель, что позволяет снизить сопротивление в обмотке, увеличивая мощность, срок службы изоляции обмоточного провода и в целом электродвигателя.
Кожух должен быть выполнен виде тонкостенной трубы, в которой есть специальные крепления к насосу, а так же иметь центраторы, которые обеспечивали бы соосность насоса с тонкостенной трубой.