Эксплуатация поршневых насосов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РБ

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

Октябрьский нефтяной колледж им. С. И. Кувыкина

Курс лекций

 по теме 2.2 Нефтегазопромысловое оборудование

МДК 02.01 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования

ПМ.02Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования

для специальности

21.02.01Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

(базовой и углубленной подготовки)

 

 

 

2017 г.

Рассмотрено и одобрено ПЦК нефтепромысловых дисциплин Председатель ПЦК _______________ О. Н. Ситникова «___»__________ 2017г.

«Утверждаю» зам. директора по учебной работе _____________ Т. Н. Хайдарова «___»_________ 2017 г.

 

 

Курс лекций по теме 2.2Нефтегазопромысловое оборудование в рамках

ПМ.02 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования разработан на основе Федерального государственного образовательного стандарта (далее – ФГОС)

по специальности среднего профессионального образования (далее - СПО)

21.02.01Разработка и эксплуатация нефтяных и газовыхместорождений

Организация-разработчик:

Государственное бюджетное професиональнон образовательное учреждение

Октябрьский нефтяной колледж им. С.И. Кувыкина (ГБПОУ ОНК)

 

Разработчик:

Шакирова Е.А., преподаватель высшей категории

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

	стр.
ВВЕДЕНИЕ	7
1 НАСОСЫ 1. Объёмные насосы 1.1.1 Общие сведения об объёмных насосах 1.1.2 Теоретическиеосновыработы объёмных насосов 1.1.3 Конструкции объёмных насосов 1.1.4 Эксплуатация поршневых (плунжерных) насосов 1.1.5 Дозировочные насосы 1.1.6 Роторные насосы 2. Динамические насосы 1.2.1 Общие сведения о динамических насосах 1.2.2 Теоретические основы работы центробежных насосов 1.2.3 Конструкции центробежных насосов 1.2.4Монтаж и эксплуатация динамических насосов	9 9 9 12 16 21 24 26 27 27 28 36 41
2 КОМПРЕССОРЫ 2.1 Поршневые компрессоры 2.1.1Общие сведения о поршневых компрессорах 2.1.2Теоретические основы работы поршневых компрессоров 2.1.3 Конструкции поршневых компрессоров 2.1.4 Промысловые компрессорные станции 2.1.5 Эксплуатация поршневых компрессоров 2.2 Турбокомпрессоры 2.3 Винтовые компрессоры 2.4 Ротационные компрессоры	42 42 42 44 48 51 52 52 54 55
3Оборудование для эксплуатации скважин 3. 3.1 Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин 3.1.1 Насосно-компрессорные трубы 3.1.2 Оборудование обвязки обсадных колонн 3.1.3 Фонтанная арматура 3.1.4 Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры 3.1.5 Комплексы управления фонтанным оборудованием 3.2 Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин 3.2.1 Внутрискважинное оборудование при газлифте 3.2.2 Компрессорное оборудование при газлифте 3.2.3 Газораспределительные батареи 3.3 Оборудование для эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосами 3.3.1 Штанговые глубинные насосы, их эксплуатация 3.3.2 Насосные штанги 3.3.3 Приводы штанговых насосов, их эксплуатация 3.3.4 Монтаж и ремонт станка-качалки 3.3.5 Электрооборудование ШСНУ 3.4 Оборудование для эксплуатации скважин погружными бесштанговыми насосами 3.4.1 Погружной электроцентробежный агрегат 3.4.2 Устьевое оборудование УЭЦН 3.4.3 Электрооборудование УЭЦН 3.4.4 Электровинтовые насосные установки 3.4.5 Гидропоршневые насосные установки 3.4.6 Электродиафрагменные насосные установки 3.4.7 Струйные насосы 3.4.8 Эксплуатация электропогружных установок для добычи нефти 3 4 4.4 3.4.9 Монтаж и ремонт погружных центробежных насосов и установок	56 56 56 58 59 62 65 67 67 70 71 72   72 76 78 79 80 82   82 84 85 86 88 91 94 97 98
4ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 4.1 Оборудование для транспортировки и хранения нефти. Электрооборудование станций внутрипромысловой перекачки нефти. 4.2 Оборудование для отделения нефти от газа и воды 4.3 Нефтяные нагреватели и печи 4.4 Отстойники и электродегидраторы. Электрообессоливающие промысловые установки. 4.5 Блоки дозирования реагентов.	99 99   102 105 108   112
5 ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН 5.1 Система обслуживания и ремонтов нефтегазопромыслового оборудования. 5.1.1Понятия системы обслуживания и плановых ремонтов НГПО, основные ремонтные нормативы 5.1.2 Текущий и капитальный ремонт нефтепромыслового оборудования. 5.2 Подъёмные установки и лебёдки 5.2.1 Область применения агрегатов по параметрам и оснащённости. 5.2.3 Состав, устройство основных узлов 5.2.4 Кинематическая, пневматическая и гидравлическая схемы 5.2.5 Правила эксплуатации подъёмных установок. 5.3 Талевая система подъёмной установки 5.3.1 Назначение, конструкция, технические характеристики и условные обозначения основных элементов талевой системы 5.3.2 Оснастка, расчёт натяжений в струнах 5.3.3 Талевый канат 5.3.4 Правила эксплуатации талевой системы 5.4 Средства механизации и инструмент для подземного ремонта скважин 5.4.1 Трубные и штанговые ключи 5.4.2 Трубные и штанговые элеваторы 5.4.3 Спайдеры 5.5Агрегаты, установки и вспомогательное оборудование для капитального ремонта и освоения скважин 5.5.1 Агрегаты для капитального ремонта скважин 5.5.2 Роторы и роторные установки 5.5.3 Вертлюги 5.5.4 Промывочные насосы 5.5.5 Бурильные трубы 5.5.6 Противовыбросовое оборудование 5.5.7 Ловильный инструмент 5.5.8 Оборудования для цементирования скважин	113   113   114 115 115 117 118 121 123 123 126 127 128 129 129 132 134   136 136 140 141 142 143 146 149 155
6 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ 6.1 Оборудование для промывки скважин 6.1.1 Насосные установки для промывки скважин, их типы, кинематические схемы, устройство, технические характеристики 6.1.2 Смесительные установки 6.1.3 Автоцистерны 6.1.4 Оборудование устья при промывке 6.2 Оборудование для депарафинизации скважин 6.2.1 Передвижные парогенераторные установки и агрегаты АДПМ: принципиальные схемы, технические характеристики, конструкции основных узлов 6.3 Оборудование для гидроразрыва пласта 6.3.1 Насосные агрегаты 6.3.2 Пескосмесительные агрегаты 6.3.3 Манифольд. 6.3.4 Арматура устья. Внутрискважинное оборудование при гидроразрыве пласта 6.4 Оборудование для кислотных обработок скважин 6.4.1 Агрегаты для кислотных обработок 6.4.2 Кислотовозы. 6.4.3 Цистерны 6.5 Оборудование для термического воздействия на пласт 6.5.1 Устьевая арматура 6.5.2 Пакеры 6.5.3 Глубинные электронагреватели 6.6 Оборудование для исследования скважин и производства скважинных работ 6.6.1Установки для исследования скважин 6.6.2 Подъёмные установки для проведения скважинных работ 6.6.3 Устьевое оборудование для работ со скважинными клапанами 6.6.4Герметизаторы	157   157 157   159 164 167 168 168     171 171 172 174 175   176 176 178 178 180 180 181 182 184 184 186 188 190
7 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 7.1 Оборудование насосных станций системы ППД 7.1.1Схема блочной кустовой насосной станции 7.1.2 Насосы для нагнетания воды в пласт 7.1.3 Электрооборудование БКНС 7.2 Оборудование нагнетательных скважин 7.2.1Арматура устья нагнетательных скважин 7.2.2 Установки погружных электроцентробежных насосов для нагнетания воды в пласт	191 191 191 192 194 195 195 196
8 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ РАБОТ 8.1 Агрегаты типа ТВЭ-6,5-131А, АПШ. Промысловые самопогрузчики. 8.2 Агрегаты АТЭ-6, УПК-2000ПМ, 2ПАРС 8.3 Агрегаты АЗА-3, 2АРОК, 2АОП 8.4 Агрегаты 2АРВ, АЗУ, маслозаправщик МЗ-4310СК	197 197 203 207 211
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

 

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

НТП – научно-технический прогресс;

ПЗП – призабойная зона пласта;

ППД – поддержание пластового давления;

СПО – среднее профессиональное образование;

УГПН – установка гидропоршневого насоса;

УЭВН – установка электровинтового насоса;

УЭДН – установка электродиафрагменного насоса;

ШВНУ – штанговая винтовая насосная установка;

ШГНУ – штанговая глубинно-насосная установка;

ВВЕДЕНИЕ

Значение темы в подготовке специалиста.

Задачи темы, структура изучаемого материала.

Основные направления развития техники и технологий нефтегазодобывающей отрасли.

 

Курс лекций является основной теоретической базой для освоения темы 2.2Нефтегазопромысловое оборудование, являющейся частью программыподготовки специалистов среднего звена (ППССЗ) по специальности СПО 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (базовой и углубленной подготовки).Изучение данной темы способствует освоению основного вида профессиональной деятельности –«Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»и формированию у обучающегося соответствующих профессиональных и общих компетенций (ПК и ОК):

ПК 2.1 Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования;  

ПК 2.2 Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования;

ПК 2.3 Осуществлять контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации;

ПК 2.4 Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования; 

ПК 2.5 Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования;

ОК 1. Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес;

ОК 2. Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество;

ОК 3. Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за них ответственность;

ОК 4. Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития;

ОК 5. Использовать информационно-коммуникационные технологии в профессиональной деятельности;

ОК 6. Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями;

ОК 7. Брать на себя ответственность за работу членов команды (подчиненных), за результат выполнения заданий;

ОК 8. Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение квалификации;

ОК 9. Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной деятельности.

 

Содержание темы 2.2Нефтегазопромысловое оборудованиевходит в рабочую программу профессионального модуля ПМ.02 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования, изучение темынаправлено на формирование у обучающегося следующих

умений:

- подбирать комплекты машин, механизмов, другого оборудования и инструмента, применяемого при добыче, сборе и транспорте нефти и газа, обслуживании и ремонте скважин; 

- выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования; 

знаний:

- назначения, устройства, принципа действия и технических показателей основных видов нефтепромыслового оборудования, а также оборудования и инструмента, применяющегося при обслуживании и ремонте скважин;

- методов расчета по выбору оборудования и установлению оптимальных режимов его работы;

- методов и правил монтажа и эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования и инструмента; 

- правил проведения технического обслуживаниянефтегазопромыслового оборудования;

- назначения, принципов работы, характеристик основных видов электрооборудования промысла;

- мер предотвращения всех видов аварий оборудования.

Настоящее учебное пособиеможет быть использованои в дополнительном профессиональном образовании в двух направлениях: обеспечение совершенствования знаний специалистов для выполнения нового вида профессиональной деятельности и для получения дополнительной квалификации в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Нефтегазопромысловое оборудование - весьма ёмкое понятие, потому как, то, что принято называть нефтяным или газовым промыслом, является целым комплексом инженерных средств, состоящим из машин, оборудования, сооружений, аппаратов, инструментов, механизмов, взаимосвязанных между собой и с объектом разработки. Кроме того, для наиболее эффективного функционирования данной системы необходимо привлечение необходимых средств автоматизации, внедрение информационных технологий. Изучение такого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация. Наиболее целесообразной является классификация нефтегазопромыслового оборудования по технологическому признаку, в соответствии с которой и структурировано содержание темы (рис.1.1). Введение разделов 1,2 и 3 обусловлено спецификой темы, требующей необходимой общей базы знаний в области теории гидромашин и компрессоров, а также промышленного электрооборудования.

Материал изложенв соответствии с логической последовательностью изучения вопросов и включает разделы, подразделы, пункты и подпункты, обозначенные одной, двумя или тремя арабскими цифрами соответственно. Подпунктыцифрами не обозначаются и приводятсяв форме списка, помещенного после названия каждого пункта.

Рисунок 1.1 Структура темы Нефтегазопромысловое оборудование

 

Подпункты – это отдельные узкие вопросы темы, дидактические единицы материала; содержание каждого подпункта выделено в тексте межстрочными интервалами.

Основные понятия и наиболее важные формулы выделены в тексе жирным курсивом и рамкой соответственно и рекомендуются для заучивания.

 

Обеспечение намечаемых объёмов добычи нефти и повышение эффективности нефтедобычи основывается, в первую очередь, на научно-техническом прогрессе в отрасли, связанном с внедрением нового оборудования и техники на нефтяных и газовых промыслах. Инновационная программа отрасли должна обеспечить условия для максимального использования достижений НТП в отрасли. В настоящее время приоритетными направлениями НТП в добыче нефти являются:

• создание и широкое освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;
• разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей;
• совершенствование технологий сооружения и эксплуатации нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;
• совершенствование и широкое освоение существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;
• развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования жизненного цикла разработки нефтяных месторождений (включая компьютерные технологии геологического моделирования проводки горизонтальных скважин в сложных горно-геологических условиях);
• создание новых "многофакторных" технологий, основанных на использовании различных физических, термодинамических, гидродинамических, механических, физико-химических эффектов.

 

Контрольные вопросы:

1. В чем особенности темы Нефтегазопромысловое оборудование?

2. Назовите основные задачи темы Нефтепромысловое оборудование?

3. По каким признакам можно классифицировать нефтегазопромысловое оборудование?

4. Перечислите разделы темы Нефтегазопромысловое оборудование в соответствии с технологическим признаком.

5. Перечислите основные направления развития техники и технологий в нефтегазодобывающей отрасли.

 

НАСОСЫ

1.1 Объёмные насосы

1.1.1 Общие сведения об объёмных насосах

Классификация, область применения объёмных насосов.

Схемы устройства, принципы действияи особенности работыобъёмных насосов.

 

Все насосы подразделяются на две основные группы: объёмные и динамические.

Объемными называют насосы, в которых жидкость перемещается путем периодического изменения объема камеры, попеременно сообщающейся со входом и выходом насоса. 

В группу объемных насосов входят насосы возвратно-поступательного действия (поршневые, плунжерные, диафрагменные) и роторные (шестеренные, пластинчатые, винтовые и др.).

Кроме того, объёмные насосы можно классифицировать по следующим признакам:

1) По роду вытесняющего органа:

– поршневые;

– плунжерные;

– диафрагменные;

– шестеренные,

– пластинчатые,

– винтовые и др.

2) По способу приведения в действие:

- приводные;

- прямого действия;

- ручные.

3) По кратности действия: 

- одинарного действия;

- двойного действия;

- дифференциальные.

4) По расположению цилиндра:                           

- горизонтальные;      

- вертикальные.         

5) По числу цилиндров:     

- одноцилиндровые;  

- двухцилиндровые;  

- трехцилиндровые;  

- многоцилиндровые.           

6) По роду перекачиваемой жидкости:    

- обыкновенные;        

- горячие (для перекачки горячих жидкостей);

- буровые (для перекачки промывочных растворов при буре­нии скважин и др.);

- специальные (кислотные и др.).   

7) По быстроходности рабочего органа:

- тихоходные, с числом двойных ходов поршня (плунжера) в минуту 40-80;

- средней быстроходности, с числом двойных ходов поршня (плунжера) в минуту 80-150;

- быстроходные, с числом двойных ходов рабочего органав минуту 150-350.           

8) По развиваемому давлению:                                          

- малого давления Р<1 МПа;

- среднегодавленияР = 1...10 MПа;

- высокогодавленияР>10 МПа.

9) По подаче:

- малые, диаметрпоршняD< 50мм;  

- средние, диаметрпоршняD = 50...150мм;        

- большие, диаметрпоршняD> 150мм.

На нефтяных и газовых промыслах объемные насосы применяют:

1) для извлечения из скважин нефти:

- штанговые скважинные насосы (в составе ШГНУ);

- винтовые насосы (в составе УЭВН, ШВНУ);

- диафрагменные насосы (в составе УЭДН);

- гидропоршневые насосы (в составе УГПН);

2) дляперекачивания нефти по трубопроводам – винтовые насосы, плунжерные;

3) для подачи химреагентов в трубопроводы – дозировочные насосы;

4) при проведении технологических операций, связанных с нагнетанием жидкости в скважину, ПЗП или пласт – поршневые и плунжерные насосы;

5) в составе различных агрегатов и установок:

- для подачи смазки – пластинчатые, шестерённые;

- для подачи топлива – шестерённые, диафрагменные;

- в составе гидроприводов установок как силовые – шестерённые, плунжерные.

Объёмные насосы нашли применение там, где необходимоперекачивать сравнительно неболь­шой объем жидкости, содержащий абразивную взвесь, растворенный газ, химически активные компоненты и создавать высокие давления. Это обуславливается характерными особенностями объёмных насосов, перечисленными ниже.

Простейший поршневой насос (рис. 1.2, а) состоит из цилиндра 4, поршня 5, соединенного при помощи штока 6 с приводной частью насоса 7, всасывающего 2 и нагнетательного 1 клапанов, размещен­ных в клапанной коробке 3.

Пространство, ограниченное поршнем, стенками цилиндра и кла­панной коробкой, называется рабочей камерой насоса. При движении поршня вправо (ход всасывания) объем рабочей камеры увеличивается, а давление в ней уменьшается. Перекачивае­мая жидкость под действием давления, действующего на неё (например, атмосферного) открывает вса­сывающий клапан и заполняет рабочую камеру. В это время нагнета­тельный клапан закрыт. Таким образом, при ходе всасывания рабо­чая камера связана с всасывающим патрубком и изолирована от на­гнетательного патрубка.При обратном ходе поршня в рабочей камере создается давление, превышающее давление в нагнетательном патрубке, нагнетательный клапан открывается и жидкость, по объему соответствующая полез­ному объему рабочей камеры вытесняется.Во время нагнетательного хода рабочая камера насоса связана с нагнетательным патрубком (клапан 1 открыт) и изолирована от вса­сывающего (клапан 2 закрыт).

Особенности работы объёмных насосов:

1)

Рисунок 1.2 Схемынасосов: а, в, г – поршневые насосы одинар-ного, двойного, дифференциально-го действия; б – плунжерный насос; д, е – диафрагменные насосы с пассивной диафрагмой, ж – диафрагменный с активной диафрагмой.

максимальный развиваемый напор теоретически не ограничен и определяетсямощностью двигателя, прочностью деталей насоса и нагнетательного трубопровода;

2) количество жидкости, подаваемой насосом, не зависит от раз­виваемого давления;

3) всасывающий и нагнетательный патрубки герметически изолированы друг от друга;

4) подача жидкости неравномерная.

 

Контрольные вопросы:

1. Какие насосы принято называть объёмными?

2. Перечислите основные особенности объёмных насосов.

3. Область применения объемных насосов.

4. По каким признакам можно классифицировать объёмные насосы?

5. Опишите принцип работы поршневого (плунжерного) насоса одинарного (двойного, дифференциального) действия.

6. Какие существуют разновидности диафрагменных насосов?

7. Почему поршневые насосы обладают самовсасывающей способностью?

8. Что означает “жесткая” характеристика насоса?

 

1.1.2 Теоретические основы работы объёмных насосов

Закон движения поршня насоса.

Подача поршневого насоса: мгновенная, средняя, коэффициент подачи.

Методы снижения неравномерности подачи.

Высота всасывания и давление нагнетания поршневых (плунжерных) насосов.

Работа, мощность, КПД поршневых (плунжерных) насосов.

 

Закон движения поршня насоса обусловленкинематикой кривошипно-шатунного механизма (рис. 1.3. а)

Рисунок 1.3 Кривошипно-шатунный механизм

Вал кривошипа приводится во вращение двигателем с постоян­ной угловой скоростью ω. При повороте кривошипа на угол α пор­шень переместится от крайнего левого положения В' до положения В на величину x. При условии, что в кривошипно-шатунных механизмах отношение r/l = 0,2, линейная скорость поршня равна:

v = r·ω·sinα                                  (1.1)

Отсюда следует, что скорость движения пор­шня изменяется по синусоидальному закону.

При движении поршня (рис. 1.2, б) от левого крайнего положе­ния В ' скорость его увеличивается и достигает максимума при верти­кальном положении кривошипа (угол α = π/2; v_max = r · ω). При даль­нейшем перемещении поршня к правому крайнему положению ско­рость его убывает и равна нулю при α = π. При повороте кривошипа на угол π описанный процесс возрастания и убывания скорости по абсолютной величине повторяется, но направление скорости при этом противоположное.

Подачей насоса называется количество жидкости, нагнетаемое насосом за единицу времени.

При ходе всасывания в цилин­дре освобождается объем:       

V = F·S, м³                                                         (1.2)

где F – площадь поперечного сечения поршня или плунжера, м²;

S – длина хода поршня, м.

Этот объем заполняется всасываемой жидкостью. При ходе на­гнетания этот же объем жидкости нагнетается в напорный трубопро­вод, следовательно, V - теоретическая подача насоса за один двойной ход поршня.

Теоретическая подача насоса:  

Q_т=  , м³/с                                           (1.3)

где n - число двойных ходов поршня в минуту.

В насосах двойного действия при ходе поршня вправо (см. рис. 1.2, в) в левую камеру поступает объем жидкости, равный F·S, а при обратном в правую камеру поступает объем (F - f)·S, где f - площадь сечения штока, уменьшающая полезный объем цилиндра.

Тогда при одном двойном ходе теоретический объем жидкости, поступающей в насос и нагнетаемый им, составит:

F·S+(F-f)·S=F·S+F·S-f·S=(2·F-f)·S.                                   (1.4)

При этом теоретическая подача насоса двойного действия:

 = ,                                                        (1.5)       

Подача трехпоршневого насоса простого действия насоса равна:

 = ,                                                          (1.6)

Действительная подача насоса Q_двсегда меньше теоретической Q_т. Это обусловлено:

а) утечками жидкости через уплотнения штока или поршня в атмосферу;

б) перетоком жидкости через уплотнения поршня внутри цилиндра;    

в) утечками жидкости в клапанах вследствие их негерметичности и запаздывания закрывания;

г) подсосом воздуха через уплотнения сальника;

д) дегазацией жидкости в цилиндре насоса вследствие снижения давления в рабочей камере;

е) отставанием жидкости от движущегося поршня.

Утечки, перечисленные в пп. а), б) и в) учитываются коэффициентом утечек , явления, перечисленные в пп. г) д) и е) - коэффициентом наполнения .

Произведение коэффициентов утечек и наполнения называется коэффициентом подачи , который характеризует отношение действительной подачи насоса к теоретической:

η = η_у·η_н = (1.7)

Коэффициент подачи зависит от качества уплотнений, степени их изношенности, свойств перекачиваемой жидкости и режима работы насоса. В реальных условиях коэффициент подачи колеблется от 0,85 до 0,98.

Объем жидкости, подаваемой в каждый данный момент , равен мгновенной скорости поршня, умноженной на его площадь. Зная закон изменения скорости движения поршня с кривошипным приводом (1.1), получим выражение для мгновенной подачи:

                                            (1.8)

Таким образом, график изменения мгновенной подачи насоса простого действия может быть графически изображен также синусоидой (рис. 1.4, а).

За один оборот кривошипа насоса двойного действия жидкость вытесняется в напорный трубопровод дважды. Если не учитывать объема штока в одной из полостей насоса, то график подачи жидкости будет образован двумя положительными частями двух синусоид (рис. 1.4, б).

Рис. 1.4 Графики мгновенной подачи поршневых насосов

Кривошипы двух­цилиндровых насосов двойного действия смещены на 90° по отноше­нию друг к другу. График подачи насосом жидкости будет образован четырьмя синусоидами (рис. 1.4, в).

Кривошипы трёхцилиндрового на­соса одинарного действия расположены под углом 120° один по отношению к другому, по­этому суммарная подача всех трех цилиндров будет характеризоваться графиком, полученным в результате сложения трех синусоид, сдви­нутых на 120° по отношению друг к другу.

Важнейший показатель, характеризующий насос объемного дей­ствия, - степень неравномерности его подачи, отражающая отноше­ние максимальной подачи к средней за один оборот кривошипа. Сте­пень неравномерности подачи k может быть определена как отношение мак­симальной ординаты графика  к высоте прямоугольника, равно­великого по площади к этим графикам (см. рис. 1.4):

k =                                                               (1.9)

Коэффици­ент неравномерности подачи жидкости для некоторых насосов имеет следующие значения:

Одноцилиндровый насос одинарного действия........................... 3,14

Одноцилиндровый насос двойного действия................................ 1,57

Двухцилиндровый насос двойного действия................................ 1,1

Трехцилиндровый насос одинарного действия............................. 1,047

Пятицилиндровый насос одинарного действия............................ 1,021

Таким образом, к методам снижения неравномерности подачи можно отнести:

1) применение насосов двойного и дифференциального действия;

2) увеличение числа цилиндров;

3) применение воздушных колпаков (компенсаторов).

Воздушный колпак представляет собой цилиндрический сосуд, частично наполненный газом. При увеличении давления в тру­бопроводе жидкость, наполняя колпак, сжимает газ, а при уменьше­нии давления вытесняется из него сжатым газом, в результате в напорном и всасывающем трубопроводах поддер­живается постоянной скорость движения жидкости, и влияние сил инерции ее движения сводится к минимуму.

Вакууметрическая высота всасывания определяется энергией, соответствующей разности атмосферного давления Р_а и разряжения внутри цилиндра Р_в(рис. 1.5).При всасывании эта энергия насоса расходуется на преодоление геометрической высоты всасывания, гидравлических потерь во всасывающем трубопроводе, преодоление сил инерции жидкости, а также поднятие всасывающего клапана:

, (1.10)

Рисунок 1.5Установка приводного поршневого насоса: 1 – приёмный резервуар; 2 – напорный резервуар; 3 – манометр; 4 – вакуумметр.

где P_а –атмосферное давление,

P_в – давление внутри цилиндра при всасывании;

ρ – плотность жидкости;

g – ускорение свободного падения;

H_в – геометрическая высота на которую поднимается жидкость при всасывании;

h_w – гидравлические потери во всасывающем трубопроводе;

h_i – потери на преодоление сил инерции;

h_к – потери на всасывающем клапане;

– скоростной напор.

Высота всасывания переменная величина и зависит от угла поворота кривошипа α.

 

Самым опасным с точки зрения безотрывного движения жидкости за поршнем является момент начала всасывания, когда силы инерциижидкости максимальны. Для этого момента уравнение высоты всасывания запишется следующим образом:

  ,                                    (1.11)

где n – число двойных ходов насоса, мин^-1;

P_к – давление, необходимое для поднятия всасывающего клапана;

L_в – приведённая длина всасывающей линии, ,

где - длина участка трубопровода с поперечным сечением F_m.

При нагнетании давление в цилиндре затрачивается на преодоле­ние:

а) давления в конце нагнетательного трубопровода ;

б) геодезической высоты нагнетания ;

в) гидравлических сопротивлений нагнетательной линии ;

г) сил инерции жидкости ;

д) сопротивления нагнетательного клапана  .

Поэтому давление в полости цилиндра в момент нагнетания мо­жет быть определено как:

(1.12)

На практике высоту всасывания и нагнетания определяют следу­ющим образом (см. рис. 1.5). Насосная установка оборудована мано­метром, учитывающим высоту подъема жидкости h_н и сопротивле­ние напорной линии, и вакуумметром, учитывающим высоту h_ви сопротивлением во всасывающей трубе. Высотой  ввиду ее малости пренебрегаем. Полным или мано­метрическим подъемом Н_пбудет сумма показаний приборов:

Н_п=h_н + h_в +h₀ = h_н + h_в(1.13)

Таким образом, величина H может быть определена расчетным путем или экспериментально.

Гидравлическуюили полезнуюмощность насоса простого дей­ствия определяют по формуле:

 ,                                                    (1.14)

Приводная мощность – это мощность, необходимая для приведения насоса в действие. Величина приводной мощности всегда больше величины полезной мощности и зависит от КПД насоса, определяемого как произведение двух коэффициентов:

 ,                                                   (1.15)

где η_м – механический КПД, ,

где - КПД подшипников валов (0,98...0,99);

-КПД зубчатой передачи (0,98...0,99);

- КПД кривошипно-шатунного механизма (0,95);

-КПД поршней и сальников (0,92);

η_г – гидравлический КПД, зависящий от местных сопротивлений и гидравлического трения.

Двигатель насоса необходимо выбирать с учетом возможных пе­регрузок, а также КПД передачи :   

 ,                                                  (1.16)

где - коэффициент запаса (для больших насосов = 1...1,15, для малых насосов = 1,2...1,5);

- КПД передачи между двигателем и насосом (для клиноременной передачи он равен 0,92 и для цепной - 0,98).

 

Контрольные вопросы:

1. От чего зависит степень неравномерности подачи?

2. Как изменяется мгновенная подача насоса?

3. Как определяется средняя подача?

4. Что такое объемный коэффициент подачи?

5. Как определяется гидравлическая мощность насоса?

6. Как определяется приводная мощность насоса?

7. Что такое механический КПД насоса?

8. Как можно изменить подачу, воздействуя на гидравлическую часть?

9. Как изменяется давление насоса при изменении подачи?

10. Как изменить параметры воздействуя на приводную часть?

 

1.1.3 Конструкции объёмных насосов

Конструкции гидравлической и приводной частей поршневых (плунжерных) насосов.

Смазка узлов приводной части насоса.

Быстроизнашиваемые детали.

Предохранительные устройства.

 

Поршневые насосы состоят из приводной и гидравлической частей. Приводная часть служит для передачи механической энергии от двигателя (ДВС либо электродвигателя) к поршням, движущимся возвратно-посту­пательно. Гидравлическая часть служит для преобразования механической энергии поршней в гидравлическую энергию перекачиваемой жид­кости и для придания жидкости необходимого направления.

Наиболее распространены односторонние кривошипные (рис. 1.6, а) насосы, приводной механизм которых состоит из трансмиссионного вала, получающего вращающий момент через трансмиссию от двигателя, зубчатого редуктора и коренного вала, связанного с шатунами посредством собственно кривошипов, эксцентриков, пальцев или колен. Схема с червячной передачей (рис. 1.6, б) используется для привода насоса от вала, расположенного вдоль оси насоса, например, на автомобиле. Приводная часть разме­щается в закрытом корпусе, предотвращающем попадание влаги и абразива в масляный картер. Полость картера заполнена маслом. Зубчатое колесо коренного вала насоса при вращении окунается в масляную ванну и захватыва­ет масло, обеспечивая смазку зубчатой пары. При этом часть масла попадает в надкрейцкопфную камеру, а оттуда на направляющие крей­цкопфа и через специальный канал на палец соединения крейцкопфа с шатуном, излишки масла стекают в картер. В верхней части картера имеется люк для осмотра деталей приводной части насоса с сапуном, в нижней части - щуп для измерения уровня масла.

а                                                                                            б

Рисунок 1.6 Схемы поршневых насосов

В некоторых поршневых насосах подшипники и крейцкопфы сма­зываются при помощи шестеренного масляного насоса, который при­водится в действие от коренного вала и подает смазку в места трения по трубкам.

В гидравлическую часть входят: корпусные детали, цилиндровые втулки с механизмами крепления и уплотнения в корпусе; поршни, плунжеры, штоки; узлы уплотнения плунжеров и штоков; клапаны; пневмокомпенсаторы, предохранительные клапаны.

Клапанная коробка относится к гидравлической части насоса. В ней размещены рабочие камеры насоса и клапаны; ее также назы­вают цилиндром насоса. Большей частью клапанную коробку выпол­няют отдельно от станины. В многоцилиндровых насосах клапанные коробки изготавливают отдельно друг от друга или в общем блоке. В зависимости от рабочего давления, температуры и коррозион­ных свойств перекачиваемой жидкости клапанные коробки изготав­ливают литыми из чугуна или стали (углеродистой, нержавеющей). Для высоких давлений клапанные коробки выполняют коваными, например, у насосов для гидроразрыва пласта (на 50...70 МПа). Клапаны стараются расположить так, чтобы уменьшить мертвое пространство и способствовать самоудалению воздуха через нагнетательный клапан. Вместе с тем заботятся об упрощении замены клапанов. Ступенчатое расположение клапанов (рис. 1.7, а) обеспечивает свободный доступ к каждому клапану, но зато значительно увеличено мертвое пространство. При соосном расположении клапанов (см. рис. 1.7, б) ремонт нижнего клапана затруднен, но гидравлическая коробка очень компактна.

 

К числу быстроизнашивающихся сменных деталей поршневого насоса относятся цилиндры, поршни (плунжеры), клапаны и сальниковые уплотнения.

Рисунок 1.7 Схемы гидравлических частей насосов

Комплект сменных цилиндровых втулок и поршней нескольких размеров позволяет изменять подачу насоса. Основная причина выхода из строя цилиндровых втулок - абразивный износ.

Для повышения износоустойчивости их поверхность упрочняют током высокой частоты и другими средствами. Находят применение биметаллические втулки, изготовляемые методом центробежного литья с повышенным содержанием углерода и хрома во внутренних слоях, а для работы в сильно коррозионной среде - из стали, содержащей никель, или из высокопрочной керамики.

Рисунок 1.8 Узлы крепления и уплотнения цилиндровой втулки

Система крепления и уплотнения цилиндровой втулки, состоящая из болтов, шпилек, нажимных и промежуточных втулок и коронок, металлических и эластичных колец, предотвращает смещение втулки и герметизирует зазор между втулкой и корпусом. В буровых насосах высокого давления функции крепления и уплотнения разделены. В некоторых насосах предусмотрена возможность замены поршня и осмотра насосной камеры без демонтажа цилиндровой втулки. На рис. 1.8, а для этого служит винтовой затвор 2, прижимающий лобовую крышку 3 к уплотнению 4. Фланцевая крышка 1 предназначена для крепления цилиндровой втулки 7, а винты 5 - для регулирования сжатия уплотнительных колец 6. В некоторых насосах одностороннего действия цилиндровую втулку устанавливают со стороны приводной части (рис. 1.8, б). Такое расположение устраняет лобовую крышку в клапанной коробке с ее уплотнениями, а крепление втулки осуществляется более просто. Применение для этой цели шарнирных хомутов, состоящих из двух половин, сокращает время на смену втулки и поршня и обеспечивает хорошую соосность сопрягаемых деталей.

Поршни бывают цельные и сборные. Для их уплотнения служат поршневые кольца, изготовленные из чугуна, эбонита (для воды), текстолита (для нефтепродуктов), резины и прорезиненных тканей. Цельный поршень бурового насоса (рис. 1.9, а) состоит из стального сердечника с центральным коническим отверстием для посадки на шток и привулканизированных к нему с двух сторон резиновых манжет.Форма и размеры манжет обеспечивают предварительное их прижатие к цилиндровой втулке, самоуплотнение при действии давления жидкости и удержание на трущейся поверхности жидкости, служащей смазкой.

Рисунок 1.9 Поршни буровых насосов

Сборный поршень двустороннего действия (рис. 1.9, б) на каждой стороне от разделительного фланца снабжен уплотнительной резиновой манжетой 1 и опорным пластмассовым кольцом 2, закрепленным на металлическом сердечнике шайбой 3 и пружинным кольцом 4. Опорное кольцо, диаметр которого больше диаметра фланца сердечника, перекрывает уплотняемый зазор, чтобы не выдавливалась в него резина. Скошенная часть кольца под давлением резины деформируется и прилегает к постепенно увеличивающейся в диаметре цилиндровой втулке по мере ее изнашивания. Пластмассовое подкладочное кольцо устанавливают и в цельных резинометаллических поршнях (рис. 1.9, а). Сборный поршень насоса одностороннего действия (рис. 1.9, в) с задней стороны имеет вспомогательную манжету 5, служащую для очистки зерен абразива со свободной поверхности цилиндра.

Плунжеры изготавливают из чугуна или стали. Плунжеры не­большого диаметра делают сплошными, а плунжеры диа­метром более 100 мм - в виде полого стакана. В на­сосе плунжер передвигается в короткой втулке и в набивке уп­лотняющего сальника.

. Клапаны часто выполняют тарельчатыми. Клапаны современных возвратно-поступательных насосов исключительно самодействующие. Они открываются и закрываются под действием изменяющегося давления жидкости. Для насосов высокой подачи тарельчатые клапаны выполняются двухкольцевыми (рис. 1.10) и трехкольцевыми. Наиболее часто употребляемая конструкция клапана для малого расхода дана на рис. 1.11. Седло 1 клапана плотно впрессовано в клапанную перегородку цилиндра. Седло имеет две кольцевые притертые поверхности: 2 и 3. Клапан 4 скользит по направляющему стержню 5 и под влиянием разности давлений над клапаном и под ним, а также под действием конической пружины 6 плотно прижимается к

Рисунок 1.11 Простой тарельчатый клапан

седлу. В некоторых случаях тарельчатые клапаны выполняются в виде толстых резиновых пластин: это обеспечивает высокую герметичность клапана.Тарельчатый клапан может быть с плоским или коническим седлом; с верхним, нижним, или двумя направлениями, обеспечивающими точную посадку на седло; с притиркой клапана к седлу (для чистых жидкостей) или с резиновым или полиуретановым уплотнением, расположенном на клапане или на седле (для засоренных жидкостей, рис. 1.12, а, б). В кольцевом клапане (рис. 1.12, в) жидкость протекает по наружным и внутренним стенкам кольца. Благодаря этому площадь прохода для жидкости больше, чем в тарельчатом клапане; однако кольцевой клапан устроен сложнее. Седла клапанов выполняются в виде втулки с наружной конической поверхностью для запрессовки в гнездо клапанной коробки или с наружным пояском для крепления посредством клетки или стакана. Ребра в седле могут служить для нижнего направления клапана, а также для его опоры. Всасывающие и нагнетательные клапаны обычно выполняются одинаковыми и взаимозаменяемыми. Быстросъёмность клапанов достигается использованием винтового затвора (крепежной втулки) с трапецеидальной или упорной резьбой. Резьба выполняется в теле клапанной коробки или в привертном фланце (рис. 1.12, г), что упрощает изготовление клапанной коробки и предохраняет ее от порчи при эксплуатации.

 

Рисунок 1.12 Клапаны:

а – тарельчатый с уплотнением на тарелке; б – то же, с уплотнением на седле;

в – кольцевой; г – крепление крышки клапана во фланце

Рисунок 1.13 Сальники с кожаными манжетами

Сальники поршневых насосов бывают с мягкой набивкой или с кожаными манжетами (рис. 1.13). Здесь давление, создаваемое насосом, действует на внутреннююповерхность манжеты Г- или П-образного сечения, прижимает её к штоку и создаёт тем большую плотность, чем выше давление, создаваемое насосом. Армирование уплотнения позволяет управлять распределением контактного давления на поверхности штока, снижая пики давлений и уменьшая oпасность выдавливания резины в уплотняемый зазор.Для набивки сальника при­меняют асбестовый шнур, кожа­ные или резиновые манжеты, металлические кольца в зависи­мости от рода перекачиваемой жидкости, ее температуры и давления.Конструкции уплотнений плунжеров подобны уплотнениям штоков. В среднюю часть уплотнения поступает смазка (вода, масло, эмульсия).При увеличении сопротивления в нагнетательном трубопроводе объемный насос почти не снижает подачу жидкости, поэтому в случае образования пробки в линии или в случае ошибочного пуска при закрытой задвижке давление возрастает до предела, при котором останавливается двигатель или разрывается трубопровод либо корпус насоса.

 

Для предотвращения аварии предусматривают предохранительные устройства в приводе и в гидравлической системе. В последнем случае для защиты служит предохранительный клапан. В простейшем исполнении - это поршень, удерживаемый металлическим штифтом (рис. 1.14), или диафрагма, которые разрушаются от повышенного давления и пропускают жидкость в область всасывания. Более оперативны пружинные предохранительные клапаны, которые снова закрываются при снижении давления до нормального.

Рисунок 1.14 Предохранительный клапан насоса НЦ320:

1 – кожух; 2 – шток; 3 – гвоздь предохранительный; 4 – пробка; 5 – амортизатор;

6- корпус; 7 – кольцо; 8 – уплотнение; 9 – шайба;

10 – шплинт

 

Контрольные вопросы:

1. Перечислите детали гидравлической и приводной части насосов.

2. Какие типы клапанов вы знаете?

3. Из каких деталей состоит клапанный узел?

4. Какой тип передачи в приводной части насоса?

5. Как производится смазка крейцкопфных узлов?

6. Какие элементы входят в обвязку насосов?

7. Где устанавливается предохранительный клапан?

8. Принцип работы предохранительного клапана насоса НЦ320.

 

Эксплуатация поршневых насосов

Правила монтажа и эксплуатации.

Регулирование работы поршневого насоса.

 

При установке насоса необходимо придерживаться следующих основных правил:

1. Трубопроводы, как всасывающий, так и напорный, не должны иметь резких поворотов. Количество запорных устройств и колен, установленных на трубопроводах, должно быть минимальным.

2. Всасывающий трубопровод должен быть по возможности ко­ротким и проложен с подъемом по направлению к насосу во избежа­ние образования воздушных мешков.

3. При возможности засорения всасываемой жидкости в начале всасывающего трубопровода необходимо установить фильтр.

4. При работе насоса с подпором в начале всасывающего трубо­провода необходимо установить задвижку.

5. Соединения всасывающего трубопровода должны быть герме­тичными.

6. На напорном трубопроводе непосредственно у насоса должна быть установлена задвижка.

7. На всасывающем и напорном трубопроводах возможно ближе к насосу должны быть установлены воздушные колпаки и предусмотре­но устройство для пополнения напорного колпака сжатым воздухом.

8. В соответствующих местах насоса или на всасывающей и на­порной трубах непосредственно у насоса должны быть установлены вакуумметр и манометр.

При пуске насоса необходимо придерживаться следующих основ­ных правил:

1. Новый насос следует очистить керосином от консервирующей смазки. Вся система смазки должна быть очищена и заполнена мас­лом; места трения необходимо смазать. Нужно вручную повернуть шкив насоса так, чтобы поршни беспрепятственно прошли оба крайние положения в цилиндрах, и убедиться в том, что насос собран пра­вильно и в цилиндрах нет посторонних предметов.

2. Если насос должен работать при значительной высоте всасыва­ния (более 4 м), а рабочие камеры гидравлической части пусты, то их, а также всасывающий трубопровод при наличии на нем приемного клапана следует заполнить перекачиваемой жидкостью. При отсутствии приемного клапана необходимо установить ва­куум-насос для отсасывания воздуха из рабочих камер и всасываю­щего трубопровода.

3. Задвижки на напорном и всасывающем трубопроводах должны быть полностью открыты.

4. Двигатель запускают, если это возможно, при пониженном числе оборотов, которое постепенно доводят до нормального. Если такой способ пуска невозможен, то на период пуска посредством обводной линии и задвижки жидкость перепускают из напорной линии во вса­сывающий трубопровод или приемный резервуар. Убедившись в нор­мальной работе насоса, задвижку на обводной линии постепенно пе­рекрывают и по достижении нужного напора открывают задвижку на напорной линии, а на обводной - закрывают.

При работе насоса необходимо соблюдать следующие основные условия.

1. Следить за показаниями манометров, вакуумметров и других измерительных приборов.

2. Следить за исправной работой смазочных приборов и устройств и пополнять расход масла.

3. Поддерживать нормальный запас сжатого воздуха в напорных воздушных колпаках, который должен занимать приблизительно 2/3 объема колпака.

4. Следить за состоянием уплотнений сальников и плотностью соединений гидравлической части.

5. При внезапном изменении режима работы, появлении стуков, чрезмерном нагреве движущихся частей насос следует остановить, выяснить причины ненормальности и устранить их.

Снижение подачи насоса может произойти при засорении сетки приемного трубопровода, повреждении всасывающего или нагнета­тельного клапана, проникании воздуха через сальник гидравличе­ской части.

Подача может снизиться при сработке поршневых колец, износе цилиндровых втулок.

Причинами появления стука в насосе могут быть нарушение вы­соты подъема клапана, ослабление гайки, затягивающей поршень на штоке, попадание в цилиндр постороннего предмета, избыток возду­ха в нагнетательном колпаке.

6. Через каждые 500...1000 часов работы в зависимости от усло­вий эксплуатации следует проводить текущий ремонт. При этом нуж­но осмотреть и устранить обнаруженные дефекты клапанов, поршне­вых колец, сальниковых набивок, деталей приводного механизма, подтянуть все болтовые соединения.

7. Через каждые 4...5 тысяч часов работы рекомендуется разобрать
насос, осмотреть все детали, заменить все изношенные и устранить
замеченные неисправности.        

Регулирование работы поршневого насоса заключается в регули­ровании основных параметров работы насоса, т.е. его подачи и со­здаваемого давления. Это можно обеспечить следующим образом:

1. Изменение площади поперечного сечения поршня. С этой це­лью поршневой насос имеет комплект цилиндровых втулок с различ­ным внутренним и постоянным наружным диаметром, которые встав­ляются внутри клапанной коробки и закрепляются лобовой крыш­кой поршневого насоса. При этом имеется соответствующий комп­лект поршней различного диаметра. Чем меньше диаметр поршня, тем меньше подача насоса и, соответственно, больше развиваемое давле­ние. Недостаток этого способа регулирования заключается в том, что для изменения параметров работы насоса требуется его остановка, и разборка части гидравлической коробки. Тем не менее, этот способ регулировки применяется на длительный срок работы насоса.

2. Изменение числа двойных ходов поршня или оборотов привод­ного вала. Это возможно осуществить следующими способами:

2.1. Установкой перед насосом коробки перемены передач. Недо­статок - ступенчатость регулирования и громоздкость конструкции

2.2. Изменение частоты вращения привода с двигателем внутренне­го сгорания. Недостаток - при плавном регулировании можно изменять частоту вращения ДВС лишь на 20%, не меняя мощности привода.

2.3. Изменение частоты вращения электродвигателя постоянного тока. Это возможно в широких пределах, но, к сожалению, постоян­ный ток в промышленности применяется, в основном, на транспорте (электропоезд, трамвай, троллейбус).

2.4. Изменение частоты вращения электродвигателя переменного тока. Однако для этого необходимы следующие приспособления, ко­торые ведут к удорожанию работы поршневого насоса:

2.4.1. Вентильный каскад;

2.4.2. Каскад Кремера;

2.4.3. Каскад генератор - двигатель       

Изменение числа оборотов кривошипного вала удобный способ регулирования, на практике используется несколько вариантов в ком­плексе, что позволяет плавно менять подачу поршневого насоса.

3. Подачу поршневого насоса можно уменьшить почти в два раза если убрать нагнетательный клапан в штоковой камере насоса. При этом насос двойного действия будет работать, как насос диффе­ренциального действия, давление и степень неравномерности по­дачи не изменяются. Этот способ регулирования на практике при­меняется редко, при закачивании глубоких скважин, когда требу­ется уменьшить подачу насоса до минимума для уменьшения гид­равлических сопротивлений движения жидкости в затрубном про­странстве.

4. Изменять длину хода поршня возможно только в специальных дозировочных насосах, которые будут рассмотрены ниже.

 

Контрольные вопросы:

1. Опишите порядок запуска поршневых (плунжерных) насосов.

2. Как производится контроль за их работой?

3. Как производится смазка узлов приводной части, крейцкопфов,штоков?

4. Каким образом производится изменение режима работы насосов?

5. По каким причинам насос может выйти из строя?

 

Дозировочные насосы

Область применения, параметры, устройство, типы насосов, эксплуатация.

 

Дозировочные электронасосные агрегаты предназначены для дозирования нейтральных и агрессивных жидкостей, эмульсий и суспензий кинематической вязкостью от 0,0035 до 8 см²/с, температурой от -15 до +200°С, массовой долей твердой неабразивной фазы до 10%, размером зерен твердой неабра­зивной фазы не более 1% от диаметра условного прохода при­соединительных патрубков.

Основные параметры, характеризующие работу этого агре­гата, — это категория точности дозирования, подача, давление нагнетания, допускаемая вакуумметрическая высота всасы­вания.

Категория точности дозирования в установленном диапа­зоне изменения рабочих параметров номинального режима оп­ределяется отклонением фактической подачи эталонной жид­кости при номинальном режиме агрегата, выраженным в про­центах от номинальной подачи.

Фактическая подача вычисляется по отношению объема жид­кости, подаваемой агрегатом, ко времени и зависит от диаметра плунжера, длины его хода, числа ходов плунжера в единицу времени, а также от давления и физико-механических свойств дозируемой жидкости (вязкости сжимаемости, плотности и т. д.). Эти факторы определяют коэффициент подачи агре­гата или его объемные потери — утечки через уплотнения, по­тери от сжимаемости дозируемой жидкости, деформации эле­ментов конструкции насоса и т. д.

Давление нагнетания определяется параметрами насосной установки, т. е. превышением высоты уровня жидкости в на­гнетательном резервуаре над осью насоса, давлением в нагне­тательном резервуаре, а также потерями в нагнетательном тру­бопроводе и физико-механическими свойствами перекачиваемой жидкости.

Вакуумметрическая высотавсасывания зависит от давления во всасывающем резервуаре, высоты уровня жидкости в нем над осью насоса, потерь во всасывающем трубопроводе, дав­ления насыщенных паров и других физико-механических свойств перекачиваемой среды. Допустимая вакуумметрическая высота всасывания дозировочных электронасосных агрегатов (при ра­боте на холодной чистой воде с температурой не выше 30 °С) равна 3 м при предельном давлении и наибольшей длине хода плунжера. Превышение вакуумметрической высоты всасывания может вызвать кавитацию, которая приводит к нарушению точ­ности дозирования, снижению подачи, а также к увеличению шума и вибрации агрегата и ускоренному износу узлов про­точной части насоса.

Дозировочный одноплунжерный электронасосный агрегат состоит из редуктора с механизмом регулирования, гидроцилиндра и электродвигателя.

Редуктор (рис. 1.15) с регулирующим механизмом пред­назначен для преобразования вращательного движения привод­ного вала двигателя в возвратно-поступательное движение плунжера, а также для бесступенчатого регулирования длины хода плунжера. Червяк расположен вертикально в роликовых подшипниках. Верхний конец вала червяка соединен муфтой с валом электродвигателя, который монтируется на фланце корпуса. Червячное колесо закреплено на валу, имеющем эксцент­риковую шейку, на которую надет эксцентрик. Изменяя поло­жение эксцентрика относительно эксцентриковой шейки вала, можно менять эксцентриситет от максимума до нуля, так можно получить различную длину хода плунжера. Шатун, надетый на эксцентрик, предназначен для преобра­зования вращательного движения вала червячного колеса в воз­вратно-поступательное движение ползуна, с которым соединен плунжер.

 

Рисунок 1.15 Редуктор агрегата НД:

1 – червяк; 2 – подшипник; 3 – муфта; 4 – корпус; 5 – червячное колесо; 6 – шатун; 7 – ползун; 8 – вал; 9 – эксцентрик

В дозировочных агрегатах с предельным давлением до 10 МПа манжеты, уплотняющие плунжер и фонарь, поджима­ются при помощи нажимного стакана, в агрегатах с предель­ным давлением свыше 10 МПа манжеты, уплотняющие плун­жер, поджимаются при помощи нажимного стакана, а уплот­няющий фонарь — нажимной втулкой.

В качестве промывочной и затворной жидкости используют чистую жидкость, нейтральную по отношению к окружающей среде и дозируемому продукту.Область применения дозир