Расчетная часть-Расчет серийного трехсекционного шпиндельного турбобура 3ТСШ1-195-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

Расчетная часть-Расчет серийного трехсекционного шпиндельного турбобура 3ТСШ1-195: Расчет энергетических параметров, Расчет прогнозируемых показателей надежности модернизированного турбобура-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

6 Расчетная часть

6.1 Расчет энергетических параметров

Исходные данные:
расход жидкости Q=24 л/с;
диаметр статора D_c=165 мм;
диаметр ротора D_р=80 мм.
При расходе жидкости 28 л/с обеспечивается частота вращения вала n=540 об/мин. Исходя из этого, по частной формуле подобия, частота вращения вала при расходе 24л/с будет составлять, об/мин.:

n=(540∙24)/28=462.86

Угловая скорость вала, с^(-1):

ω=(π∙n)/30 (6.1)

ω=(3,14∙462,86)/30=48,45

Средний диаметр турбобура, мм:

D_cр=(D_c+D_р)/2 (6.2)

D_cр=(165+80)/2=122,5


Определяем окружную скорость, м/с:

u=(ω∙D_cр)/2 (6.3)

u=(48,45∙0.1225)/2=2.97

Радиальная длина лопасти, мм:

l=(D_1-D_2)/2 (6.4)
где D_1 – наружный диаметр канала ступени турбины, мм;
  D_2 – внутренний диаметр канала ступени турбины, мм.

l=(146-104)/2=21

Осевая скорость потока, м/с

V_z=Q/(π∙D_cр∙l) (6.5)

V_z=0.024/(3.14∙0.1225∙0.021)=2.96

Степень реактивности принимаем m_p=0,25 так как большая часть эффективного напора срабатывается в статоре турбины. Таким образом, степень активности равен:

m_а=1-m_p=1-0,25=0,75
Коэффициент циркуляции:

σ=(V_1u-V_2u)/u (6.6)

где V_1u – проекция абсолютной скорости потока жидкости, протекающего через статор, на направление окружной скорости турбины;
 V_2u – проекция абсолютной скорости потока жидкости, протекающего через ротор, на направление окружной скорости турбины.

Так как лопатки статора имеют профиль близкий к низкоциркулятивному типу, а лопатки ротора к нормально циркулятивному типу, коэффициент циркуляции берем равным σ=0,9.
Тогда разность окружных составляющих абсолютной скорости будет равен:
V_1u-V_2u=σ∙u=0,9∙2,97=2,673

Строим треугольник скоростей на выходе и входе решетки лопастей турбины.

Рисунок 6.1 План скоростей турбины
Шаг решетки турбины, мм:

t=(π∙D_ср)/z_р (6.7)

где z_p – число лопастей.
Шаг решетки ротора, мм:

t_р=(3,14∙122.5)/23=16.72

Шаг решетки статора, мм:

t_с=(3,14∙122.5)/16=24.04

Определяем эффективный напор одной ступени турбины, м:

ΔH=u/g∙(V_1u-V_2u) (6.8)

ΔH=2.97/9.8∙2.673=0.81

Расчетный крутящий момент, развиваемый на ступени ротора, Н ∙м:

М_(кр ст)=ρ∙Q∙(V_1u-V_2u)∙D_ср/2 (6.9)

М_(кр ст)=1410∙0,024∙2,673∙0,1225/2=5,54

Расчетный крутящий момент турбобура, Н ∙м:

М_кр=М_(кр ст)∙z (6.10)

где z – число ступеней турбобура.

М_кр=5,54∙357=1978≈2000

Таким образом, у нас обеспечивается крутящий момент турбобура 1900-2100 Н ∙м.
Тормозной момент турбобура, Н ∙м:

М_т=М_кр∙2 (6.11)

М_т=2000∙2=4000

Полезная мощность турбины, кВт:

N_п=М_кр∙ω (6.12)

N_п=2000∙48,45=96,9

Эффективный перепад давления, МПа:

P_э=ρ∙u^2∙z (6.13)

P_э=1410∙〖2.97〗^2∙357=4.44


Гидравлическая мощность турбины, кВт:

N_г=P_э∙Q (6.14)

N_г=4,44∙〖10〗^6∙0,024=106,56

Расчетный коэффициент полезного действия турбины:

η=N_п/N_г (6.15)

η=96,9/106,56=0,91

Далее произведем расчет для редукторного турбобура. Так как третья турбинная секция заменяется на редуктор, то число ступеней будет равен 238. Передаточное число редуктора к = 3,69.
Частота вращения вала, об/мин.:

n=462,86/3,69=125.44

Расчетный крутящий момент редукторного турбобура с учетом передаточного числа, Н ∙м:

М_кр=М_(кр ст)∙z∙k (6.16)


М_кр=5,54∙238∙3,69=4865,34≈4900

Таким образом, у нас обеспечивается крутящий момент редукторного турбобура 4800-5000 Н ∙м.
Тормозной момент турбобура, Н ∙м:

М_т=4900∙2=9800

Полезная мощность турбины, кВт:

N_п=М_кр∙ω/3,69

N_п=4900∙13,13=64,337

Эффективный перепад давления, МПа:

P_э=1410∙〖2.97〗^2∙238=2,96

Гидравлическая мощность турбины, кВт:

N_г=2,96∙〖10〗^6∙0,024=71,04

Расчетный коэффициент полезного действия турбины:

η=N_п/N_г

η=64,337/71,04=0,91


Далее строим характеристики турбины графически при постоянном значении расхода жидкости 24л/с. Линию момента можно построить приближенно при помощи формулы Эйлера:

М_(кр )=ρ∙Q∙(u_max-u)∙D_ср/2∙z

где u_max – окружная скорость на холостом ходу.

u_max=V_z∙(ctgα_1+ctgβ_2 ) (6.17)


где α_1 – угол входа жидкости в статор;
β_2 – угол выхода жидкости из ротора.

Кривая строится по зависимости квадратичной параболы, проходящей через нуль в точках с координатами u = 0 и u = u_max. На холостом ходу М_(кр )=0, так как u = u_max. В тормозном режиме u = 0.
Аналогично строится и кривая перепада давления по зависимости:

P_э=ρ∙u^2∙z

Построение диаграмм произвел в программе MathCAD 2000 Proffesional.


6.2 Расчет прогнозируемых показателей надежности модернизированного турбобура

Исходные данные:
нормативная наработка до отказа турбины 26/16,5-195, час Tt:=250
нормативная наработка до отказа модернизированной
турбины , час Tm:=500
нормативная наработка до отказа шпинделя 3ТСШ, час Tsh:=100
нормативная наработка до отказа шпинделя ШС-195, час Tshm:=300
нормативная наработка до отказа опоры ОС-195, час Tо:=100
нормативная наработка до отказа опоры ПУМ-195, час Tom:=300
нормативная наработка до отказа долота, час Tд:=100

В эксплуатации можем прогнозировать показатели надежности исходя из экспоненциального закона распределения этих показателей.
Интенсивность отказов оборудования в этом случае:

λ=1/T      (6.18)

Интенсивность отказов турбины 26/16,5-195:

λ_t=1/250=0.004

Интенсивность отказов модернизированной турбины:

λ_tm=1/500=0.002

Интенсивность отказов шпинделя 3ТСШ:
λ_sh=1/100=0.01

Интенсивность отказов шпинделя ШС-195:

λ_shm=1/300=0.003333

Интенсивность отказов опоры ОС-195:

λ_o=1/100=0.01

Интенсивность отказов опоры ПУМ-195:

λ_om=1/100=0.01

Интенсивность отказов турбобура 3ТСШ1-195 в целом будет складываться из интенсивности отказов составных частей:

λ_tur=λ_sh+λ_t+λ_o (6.19)

Аналогично для модернизированного турбобура:

λ_turm=λ_shm+λ_tm+λ_om (6.20)

Вероятность безотказной работы:

P(T)=e^(-λ∙T) (6.21)

Вероятность отказа
,    (6.22)

При эксплуатации турбобура 3ТСШ1-195 до выхода из строя долота его вероятность безотказной работы и вероятность отказа будет изменяться следующим образом (рисунок 6.2)

Рисунок 6.2 - Вероятность безотказной работы турбобура

При эксплуатации модернизированного турбобура до выхода из строя долота его вероятность безотказной работы и вероятность отказа будет изменяться следующим образом (рисунок 6.3)

Рисунок 6.3 - Вероятность безотказной работы модернизированного турбобура

Функция плотности распределения:

f(T)=P(T)∙λ (6.23)
Функция плотности распределения турбобура 3ТСШ1-195:


Рисунок 6.4 – Плотность распределения 3ТСШ1-195

Функция плотности распределения модернизированного турбобура:


Рисунок 6.5 – Плотность распределения модернизириванного турбобура