Avtoargon.ru

АвтоАргон
7 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Активные и реактивные моменты в электроприводе

Активные и реактивные моменты в электроприводе. Приведите примеры.

Реактивный момент, его еще называют моментом сухого трения – это момент от сжатия аморфных тел, трения, резания и т.п., характеризующий переход от состояния покоя к движению и изменяющий свой знак при изменении направления движения привода. Формально момент сухого трения описывается выражением

где M0 – модуль момента сухого трения, ω – скорость вращения. При линейном перемещении элементов привода вместо скорости вращения ω в выражение (1.1) необходимо подставлять скорость линейного движения (V).

Активный момент – это момент от силы тяжести. В статике – от растянутых, сжатых и скрученных упругих тел. Его знак не меняется при изменении направления движения, а модуль может быть как зависимым (при скручивании и сжатии упругих тел), так и независимым от угла поворота или величины линейного перемещения действие силы тяжести).

Реальные моменты, воздействующие на привод, чаще всего содержат все перечисленные составляющие, поэтому при их формальном описании используют приближенные аппроксимирующие зависимости, например, вида

где Mн, ωн – соответственно номинальные момент и скорость рабочего органа, s – показатель степени, определяющий характер изменения его момента при изменении скорости. Например, при s=0 момент не зависит от скорости, т.е. остается постоянным, при s=−1 с ростом скорости момент уменьшается так, что мощность на валу остается неизменной, а при s=2 с ростом скорости момент растет пропорционально ее квадрату и такую нагрузку называют вентиляторной.

Как определить потери мощности в электродвигателе при номинальном режиме?

Потери мощности в электродвигателях делятся на постоянные и переменные. Они включают:

· потери в стали (потери в сердечнике), которые зависят от напряжения и поэтому являются постоянными для электродвигателя, независимо от его нагрузки;

· потери на трение (механические) и вентиляционные потери. Эти потери являются постоянными для заданной скорости и не зависят от нагрузки;

· потери от тока возбуждения или тока намагничивания АД;

· потери в меди, известные как потери I2R, пропорциональные квадрату тока нагрузки.

Потери в стали состоят из потерь на гистерезис, зависящих от физических характеристик используемой стали, и потерь на вихревые токи, которые определяются конструкцией и сборкой стальных пластин. Потери в стали влияют на коэффициент мощности электродвигателя, поскольку их возникновение связано с потреблением реактивного тока. При низкой нагрузке основную роль играют потери в стали, которые обуславливают низкие значения коэффициента мощности электродвигателя.

Даже при полной нагрузке асинхронный двигатель имеет сравнительно невысокий коэффициент мощности индуктивного характера и составляет 0,8 — 0,9. Чтобы свести к минимуму возможное снижение КПД и коэффициента мощности, необходимо, чтобы номинальная мощность электродвигателя была по возможности ближе к существующей нагрузке двигателя.

Кроме потерь на трение, остальные потери относятся к классу ”греющих” потерь, определяющих тепловой режим работы электродвигателя.

Так как ток двигателя зависит от статического момента и магнитного потока, то для каждой статической нагрузки имеется ток возбуждения, при котором суммарные потери минимальны.

Виды частотных преобразователей, используемых в электроприводе. Их преимущества и недостатки.

В простейшем случае частотного регулирования управление скоростью вращения осуществляется путем изменения частоты и амплитуды напряжения трехфазного источника питания. Существует два основных типа преобразователей частоты: с непосредственной связью и с промежуточным контуром постоянного тока. В первом случае выходное напряжение синусоидальной формы формируется из участков синусоид преобразуемого входного напряжения. Но наибольшее распространение получили преобразователи частоты с промежуточным контуром постоянного тока, выполненные на базе инверторов напряжения.

147.Перечислите способы регулирования скорости асинхронных электродвигателей.

Способы регулирования частоты (скорости) вращения асинхронных двигателей раскрывает соотношение:

Отсюда следует, что при заданной нагрузке на валу частоту вращения ротора можно регулировать:

изменением скольжения;
изменением числа пар полюсов;
изменением частоты источника питания.

Дата добавления: 2018-02-15 ; просмотров: 2929 ; Мы поможем в написании вашей работы!

ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ. Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ, рис. 3.11.).

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

Читать еще:  Что такое обкатка и испытание двигателей

3.2.2. СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, рис. 3. 12.)


Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:

— ПВ – с внутренней высадкой;

— ПК – с комбинированной высадкой;

— ПН — с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

· условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» – означает округленный до целого значения);

· -условная толщина стенки 9, 11, 13 мм

· — типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162, 178 – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 127, 140;

· -присоединительная резьба, соответственно, З-122; З-133; З-147;

· -средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 32 кг.

Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной высадкой и приваренными замками условным диаметром 127 мм и условной толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности Д:

Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Главная > Реферат >Геология

И КАСАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Крутящий момент и касательные напряжения в колонне обусловлены реактивным моментом забойного дви­гателя или при вращении колонны ротором. По длине колон­ны они распределены неравномерно. И величина, и характер распределения их по длине колонны при бурении с забойны­ми двигателями и роторным способом существенно различны. Приблизительное распределение крутящего момента по дли­не колонны, составленной лишь из обычных труб и УБТ (т.е. для роторного бурения), показано на рис. 6.17, IV . Из эпюры видно, что наибольший крутящий момент имеет место на устье скважины, наименьший — на забое. Последний равен моменту на долоте М А . Определение М д при роторном буре­нии рассмотрено в разделе 6.8.2. Крутящий момент на устье М кр равен сумме М д и М^,, где Мц, — крутящий момент на вращение колонны (потери момента на трение). От забоя к устью вертикальной скважины крутящий момент вдоль одно­размерной (диметры и толщина стенки труб неизменны) ко­лонны увеличивается в первом приближении по линейному закону. Для многоразмерной колонны эта зависимость будет кусочно-линейная: для каждой ступени она будет линейная, но линии в точках перехода между ступенями будут иметь разные углы наклона к оси моментов, что хорошо видно из рис. 6.17, IV . Однако отмеченное справедливо в большей мере для растянутой части колонны. Для сжатой части колонны линейная зависимость может нарушиться из-за рассмотрен­ных выше явлений продольно-поперечного изгиба, при кото­ром силы прижатия и, следовательно, силы трения изменяют­ся по более сложному закону. В наклонных скважинах нару­шение линейного закона может наблюдаться и для растяну­той части колонны из-за поперечного изгиба на участках ис­кривлений. Однако имеются экспериментальные данные, подтверждающие линейный закон даже в наклонных сква­жинах со значительными зенитными углами. Так, B.C. Федо­ров предложил следующую эмпирическую зависимость для определения М™ (Н-м):

где с — эмпирический коэффициент; р ж — плотность жидко­сти; I — длина бурильной колонны, м; Д, — наружный диа­метр труб, м; л — круговая частота вращения колонны, об/мин.

По мнению B.C. Федорова формула (6.23) справедлива для необсаженной скважины, неутяжеленного раствора, частоты вращения п 2 + 2,071-Ю- 3 а — 6,041-Ю- 5 а 2 + 7,800-Ю- 7 а 3 , (6.24)

которые описывают замеренные значения М^ с погрешно­стью до 1,5 %.

Формулой (6.23) можно пользоваться при приближенных (оценочных) расчетах и для вертикальных, и для наклонных скважин.

Предложена и другая эмпирическая зависимость для опре­деления крутящего момента:

где D c — диаметр скважины.

Еще менее определен закон распределения крутящего (ре­активного) момента при бурении с забойными двигателями. Однако характер изменения его известен хорошо: наиболь­ший момент имеет место у долота (точнее — на корпусе за­бойного двигателя), а наименьший — где-то между забойным двигателем и устьем скважины (включая последнее). Здесь возможны два случая, которые определяются соотношением Мф и момента на долоте М д и приведены на рис. 6.17, Л/а и Л/б.

Читать еще:  Renault scenic какое масло лить в двигатель

M w M A . Реактивный момент достигает устья и при от­крытом (незастопоренном) роторе вызывает его левое вра­щение. Обычно это имеет место при малой текущей глубине бурения (до 500—1000 м), в вертикальных скважинах, при бурении с забойными двигателями, развивающими большой крутящий момент. Распределение момента в растянутой час­ти будет близко к линейному (с оговорками, относящимися к распределению момента при роторном бурении). Распределе­ние его в сжатой части, как и в роторном бурении, в значи­тельной мере неопределенное.

Мф > М д . Реактивный момент не достигает устья и га­сится где-то в точке Н м =0 . Если точка Н м =0 будет распо­ложена в растянутой части колонны, то распределение мо­мента между ней и н.с. (условно нейтральным сечением) будет приблизительно линейное, а в сжатой части — как и в предыдущем случае.

Крутящий момент М кр вызывает касательные напряжения х, которые определяются по формуле

где W n — полярный момент сопротивления сечения, который определяется по формуле

7.5. ДИНАМИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

Все виды нагрузок, действующих на буриль­ную колонну, до сих пор рассматривались в статической по­становке. В действительности же и процесс механического бурения, и все сопутствующие ему технологические процес­сы по своей природе являются динамическими. Это означает, что любая из нагрузок имеет, помимо статической, и динами­ческую составляющую. Несмотря на то, что их средние зна­чения обычно составляют лишь небольшую часть от статиче­ской, в ряде случаев они могут играть решающую роль.

Наиболее трудно поддающимися расчету нагрузками, зна­чительно влияющими на прочность и долговечность всех эле­ментов бурильной колонны, включая забойный двигатель (ЗД) и долото, являются осевые и моментные динамические на­грузки, порождаемые большим многообразием причин. Ди­намические нагрузки на нижнюю часть колонны обусловле­ны главным образом непосредственным динамическим взаи­модействием долота с забоем. Удаленные участки ее испыты­вают динамические нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникающими и распространяющимися от до­лота, ЗД.

Большое многообразие причин порождает одновременно продольные, крутильные, поперечные колебания и в ряде случаев — автоколебания различных частот и амплитуд.

Низкочастотные продольные колебания большой амплиту­ды (до 5—10 мм) возникают из-за ухабистости забоя, колеба­ний давления жидкости, разновысокости шарошек, а высоко­частотные колебания малой амплитуды (0,1 — 2 мм) из-за хрупкого разрушения забоя, при перекатывании шарошек долота, работе ЗД. Возникшие продольные колебания вызы­вают изменение осевой нагрузки на долото и связанного с ней крутящего момента, что вызывает крутильные колебания.

Последние возникают также из-за переменного сопротивле­ния вращению долота, подклиниваний опор шарошек, закли­ниваний долота, биения шарошек. Неравномерная нагруженность шарошек, их венцов и зубьев приводит к появлению поперечных сил. Возникает косой удар, вызывающий попе­речные колебания. Последние возникают также из-за дина­мической неуравновешенности вращающихся масс элементов колонны. Переменный момент сопротивления обусловливает неравномерное вращение колонны и вала ЗД. При нелиней­ном (зависящем от частоты вращения, контактного давления) коэффициенте трения труб о стенки скважины в опорах ЗД это приводит к возникновению крутильных автоколеба­ний. Дополнительным источником колебаний колонны при бу­рении с плавучих средств являются вертикальные перемеще­ния, бортовая и килевая качка судна, вызывающие соответст­венно продольные и поперечные колебания.

На частотный спектр колебаний сильно влияют способ бу­рения, характеристика ЗД с его автономной колебательной системой, тип опор, частота вращения долота. При совпаде­нии или близких значениях собственных частот колонны и частот возмущений могут возникать резонансные явления. Если при роторном способе резонанс может возникать лишь на низких частотах и он обусловлен, главным образом, пара­метрами самой колонны, то при бурении с ЗД он может воз­никать и на низких, и на высоких частотах. Любое изменение режимных параметров (осевой нагрузки, расхода жидкости) и свойств пород при бурении с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД) немедленно вызывает изменение частотно­го спектра возмущений, а следовательно, и реакцию колонны на возмущение. Отсюда, в частности, вытекает достаточно эффективный способ борьбы с резонансными явлениями пу­тем простого изменения параметров режима бурения.

Роль колебательных процессов в бурении неоднозначна. С одной стороны, упорядоченные колебания, повышая дина­мичность работы долота, интенсифицируют процесс разру­шения пород и способствуют повышению механической ско­рости бурения. На этом основаны ударно-вращательный спо­соб бурения, использование различного рода устройств в ви­де маховиков, волноводов, резонаторов, динамических регу­ляторов и т.д. Неупорядоченные, спонтанные колебания иг­рают отрицательную роль. Они приводят к неравномерному разрушению забоя, образованию на нем ухабов, отскокам долота с последующим ударом о забой. При ударе резко увеличиваются осевая нагрузка и крутящий момент на долото, забойный двигатель, трубы, что может привести их к полом­ке. Колебания приводят также к расшатыванию узлов и дета­лей забойного двигателя, долота, развивают усталостные яв­ления, .особенно в резьбах — концентраторах напряжений, и в конечном счете приводят к преждевременному износу и выходу их из строя. Поэтому в компоновку низа колонны ре­комендуется включать различные амортизирующие устройст­ва, способные существенно снижать пиковые значения этих нагрузок.

Читать еще:  Что такое рокер в двигателе нексии

Динамические нагрузки на колонну возникают также при СПО, запуске буровых насосов, ликвидации аварий, особенно с использованием ударных механизмов, взрывов, создании гидравлических импульсов и т.д. Динамические нагрузки, возникающие при подъеме бурильной колонны, обычно неве­лики и не представляют опасности для прочности бурильной колонны из-за ограниченности мощности грузоподъемного оборудования (ГПО). Поэтому ускорения а, следовательно, и инерционные нагрузки F„ при большом весе колонны огра­ничены этой мощностью, а при малом весе колонны — ее массой и инерционностью передаточных механизмов ГПО.

Несколько иначе обстоит дело при спуске колонны, когда а и F„ могут достигать значительных величин при неудачном выборе режима торможения колонны. Основным условием предупреждения больших F B при спуске является ограниче­ние максимальной скорости спуска перед торможением v oc и правильный выбор пути торможения / т . При постоянном тор­мозном усилии на барабане лебедки а можно принять посто­янным (что допустимо). Тогда

Из этой формулы видно, что с увеличением скорости спуска и уменьшением пути торможения ускорение и инер­ционные силы резко возрастают. Особенно опасна наблю­дающаяся иногда на практике ударная посадка колонны на элеватор или клиновые захваты. При захвате труб клиньями даже при безударной посадке в трубах возникают сложные сминающие напряжения, обусловленные радиальными и ок­ружными нормальными напряжениями. При роторном буре­нии могут возникать значительные инерционные моментные нагрузки, обусловленные крутильным ударом при заклинива­ниях долота. При запуске буровых насосов возможны гидравлические удары в нагнетательной линии при быстром за­крытии пусковых задвижек.

Таким образом, бурильная колонна подвергается разно­образным по характеру и величине динамическим нагруз­кам.

Горная энциклопедия
Забойный двигатель

Забойный двигатель

Забойный двигатель (a. face engine; н. Bohrlochsohlenantrieb; Bohrlochsohlenmotor; ф. moteur d’attaque; и. motor de frente de arranque) — погружная машина, преобразующая гидравлич., пневматич. или электрич. энергию, подводимую c поверхности, в механич. работу породоразрушающего инструмента (долота) при бурении скважин. Энергия к З. д. подводится от источника по колонне бурильных труб или кабелю. Преобразование подведённой энергии в механич. работу осуществляется в рабочих органах З. д. Пo типу движения, сообщаемого породоразрушающему инструменту, различают З. д. вращат. и ударные, по виду энергоносителя — гидравлические, пневматические и электрические, по особенностям породоразрушающего инструмента — для бурения сплошным забоем и колонковые, по конструкции — одинарные, секционные, шпиндельные, редукторные и т.п.

Hаиболее существенно отличаются по устройству и принципу действия З. д. вращательного (Турбобур, Винтовой забойный двигатель и Электробур) и ударного типов (гидро- и пневмоударник). Pабочим органом З. д. вращат. типа (рис. 1, рис. 2, рис. 3) является система статор — ротор.

Pис. 1. Tурбобур (серия ТШ): 1 — радиальная опора; 2 — вал; 3 — статор; 4 — ротор; 5 — корпус.

Pис. 2. Mногозаходный винтовой двигатель (серия Д): 1 — клапан; 2 — винт; 3 — статор; 4 — кардан.

Pис. 3. Электробур (серия Э): 1 — корпус; 2 — вал.

Cтатор фиксирован от проворота в корпусе З. д., a ротор — на валу. Kорпус З. д. соединён c колонной бурильных труб, вал — c долотом. Энергоноситель в рабочих органах З. д. вращат. типа создаёт на роторе и статоре моменты силы, равные по величине и противоположные по направлению (т.н. активный и реактивный моменты). Aктивный момент используется на вращение долота, реактивный момент воспринимается колонной бурильных труб и гасится на стенках скважин и в приводных механизмах, размещённых на поверхности. Oсн. элементы З. д. вращательного типа, помимо рабочих органов: осевая и радиальные опоры, уплотнение выхода вала.

Hаибольшее использование З. д. вращат. типа (табл. 1) имеют в бурении на нефть и газ (св. 80% общего объёма).

З. д. ударного типа сообщают долоту возвратно-поступат. движение. Oсн. рабочим органом такого З. д. является поршень-молоток, энергия удара к-рого передаётся долоту. Движение молотка вниз (рабочий ход) и вверх (обратный ход) обеспечивается автоматич. перепуском жидкости или сжатого газа. B разл. конструкциях З. д. ударного типа энергия подводимой жидкости (газа) используется как для совершения только прямого или только обратного хода поршня-молотка, так и для прямого и обратного ходов. З. д. ударного типа (табл. 2) приводятся в действие жидкостью (гидроударник) и сжатым газом (пневмоударник).

Гидро- и пневмоударники применяют гл. обр. при бурении скважин малого диаметра глуб. до 1500 м на твёрдые п. и. и для бурения шпуров.

Использование З. д. (по сравнению c ротором) обеспечивает повышение технико-экономич. показателей бурения за счёт увеличения скорости бурения, сокращения кол-ва аварий c бурильной колонной, снижения энергозатрат. Oсобенно эффективно применение З. д. при бурении наклонно направленных скважин.

Литература: Cултанов Б. З., Шаммасов H. X., Забойные буровые машины и инструмент, M., 1976.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector