Станок-качалка; 2 – устьевое оборудование; 3 – колонна НКТ; 4 – колонна насосных штанг; 5 – замковая опора; 6 – вставной штанговый насос; 7 – невставной штанговый насос 2 страница

Конструкция и принцип действия механического замка трубного насоса соответствуют конструкции и принципу действия нижнего механического замка вставного насоса.

– манжетное крепление

Две манжеты, смонтированные на якорной оправке, фиксируют всасывающий клапан в якорном башмаке. Для извлечения всасы­вающего клапана в комплекте с замком через цилиндр насоса (или втулки) на­ружный диаметр манжет меньше номиналь­ного диаметра плунжера.

Крепления (замки) вставных скважинных насосов

Вставные глубинные насосы с неподвижным цилиндром выпускаются с замками:

– в верхней части насоса;

– в нижней части насоса;

– в верхней и нижней частях насоса.

Насосы с подвижным цилиндром выпускаются исключительно с замками в нижней части насоса.

По виду крепления вставных глубинных насосов различают:

– верхнее механическое крепление (рисунок 10.53)

При встройке насоса пружина замка проталкивается через уплотнительное кольцо якорного башмака, пока якорная оправка не будет прижата к конусу уплотнительного кольца. Пальцы разжимаются, и насос зафиксирован.

При разборке насоса пальцы снова сжимаются аксиальным натяжением, в результате чего пружину замка можно извлечь через уплотнительное кольцо.

– нижнее механическое крепление (рисунок 10.54)

Исполнение этого типа замка соответствует исполнению верхнего механического замка (причем якорная оправка имеет не переходник, а наконечник), или же исполнению механического нижнего замка трубных насосов.

– манжетное крепление (рисунок 10.55)

У вставных насосов функция удерживания выполняется тремя манжетами. Якорная оправка сталкивается при встройке насоса в якорный башмак до упора. Якорный башмак одинаковый для верхнего и нижнего замков. У верхнего замка на рабочий цилиндр или удлинительный ниппель навинчен переходник, у нижнего замка на якорную оправку навинчен наконечник. Манжетные замки трубных и вставных насосов отличаются друг от друга только количеством манжет.

– крепление фрикционным кольцом

Фрикционное кольцо применяется в качестве якорного элемента в комбинации с манжетным или механическим замком. Замок, как правило, оснащен 1 – 3 (или больше) фрикционными кольцами. Этот вид крепления дает наиболее высокие значения удерживающей силы. В скважинах с коррозийными жидкостями его применение не рекомендуется. Дело в том, что для обеспечения необходимого фрикционного замыкания фрикционное кольцо изготовляется из деформируемого материала (латуни), непригодного для применения в условиях коррозии.

Гидравлический расчет скважинного насоса

Он включает и определение утечек жидкости между плунжером и цилиндром, и гидравлического сопротивления нагнетательного и всасывающего клапанов.

Количество жидкости, вытекшее из полости q_Σ над плунже­ром в полость под плунжером при его движении вверх, опре­деляется разностью объема утечек через зазор q₁ и объема q₂ жидкости, увлеченной плунжером за собой:

где с – относительный эксцентриситет с = е/δ; е –абсолютный эксцентриситет осей плунжера и цилиндра; δ – радиальный за­зор при концентричном расположении плунжера и цилиндра; D – диаметр плунжера; g – ускорение силы тяжести; Н – пе­репад напора на длине плунжера; v – кинематическая вязкость откачиваемой жидкости; l – длина плунжера; и – скорость пе­ремещения плунжера относительно цилиндра.

Поскольку при движении плунжер может занимать любое возможное положение относительно цилиндра, то обычно в рас­четах эксцентриситет принимают равным среднему возможному значению с = 0,5. Кольцевые канавки на плунжере умень­шают длину рассчитываемого зазора, а гидравлические сопро­тивления, обусловленные резким изменением профиля попереч­ного сечения клапана, практически не оказывают влияния. В то же время канавки на плунжере позволяют избежать его гидравлического заклинивания, когда гладкий плунжер при­жимается давлением откачиваемой жидкости к одной стороне цилиндра, а возникающие при этом силы сухого трения пре­пятствуют его движению. Поэтому при наличии каналов в фор­мулу следует подставлять приведенную длину плунжера 1_пр = 1 – an, где а – ширина кольцевой канавки; п – число канавок.

Потери напора в клапанах определяется по формуле

где μ – коэффициент расхода, определяемый для каждого типа клапана экспериментально; f, f₀ – площадь плунжера и отвер­стия седла клапана; и – скорость движения плунжера относи­тельно цилиндра.

Расчет на прочность деталей скважинного насоса

Цилиндр насоса подвергается действию внутреннего давления, изменяющегося от нуля до максимального значения, под дей­ствием которого в теле насоса возникают тангенциальные и радиальные напряжения. Максимальные напряжения можно определить в зависимости от соотношения внутреннего r₂ и на­ружного r₁ радиусов цилиндра:

при r₁ >1,1∙ r₂

где р₂ – внутреннее давление; r – текущее значение радиуса.

Условие прочности цилиндра имеет вид σ_экв ≤ [σ].

Величину σ_экв определяют по третьей теории прочности. Расчет втулок проводят аналогичным образом, но с учетом ка­сательных напряжений, действующих при сборке насоса.

Крутящий момент, который необходимо приложить при сборке насоса, определяется исходя из условия обеспечения требуемой плотности стыков между втулками.

Плунжер насоса рассчитывается на растяжение от дейст­вия столба жидкости. Опасным сечением является впадина первого витка резьбы.

Седло и шарик клапана на прочность не рассчитываются. Как правило, их размеры определяются исходя из опыта ра­боты применяемых конструкций.

Заключение

Рассмотренные элементы в конструкции плунжерных насосов являются, по своему, уникальными. Технология изготовления плунжеров, цилиндров, клапанов, узла крепления в каждом конкретном случае сложная. Несмотря на кажущуюся простоту конструкции скважинного насоса, она является не простой, учитывая в каких условиях и при каких нагрузках он работает. От его работоспособности зависит нормальное транспортирование скважинной жидкости к устью скважины.

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

Лекция 10.10

Введение

Необходимость увеличения отбора жидкости до 500—700 м³/сут из скважин со средней глубиной подвески 1000—1300 м при­вела к применению для этой цели центробежных насосов, кото­рые наилучшим образом обеспечивают максимальные, по срав­нению с насосами других типов, подачу и напор. Эти насосы не требуют промежуточных передач для уменьшения частоты вра­щения вала по сравнению с частотой вращения приводного дви­гателя, у них отсутствуют периодически работающие всасываю­щие и нагнетательные клапаны, нет пар трения, детали которых движутся возвратно-поступательно.

Поэтому погружные центробежные насосы находят все боль­шее применение при эксплуатации высокодебитных обводнен­ных (до 99 % воды) и наклонных скважин.

Особо широкие масштабы применения этот способ добычи нефти получил на промыслах бывшего Советского Союза. В нашей стране работает более 20 тыс. установок УЦЭН, с помощью которых добывается более трети всей нефти. Массовое применение этого способа эксплуатации стало возможным в результате вы­полнения большого комплекса научно-исследовательских, опыт­но-конструкторских работ, выполненных под руководством А. А. Богданова, и организации серийного производства и внед­рения высокоэффективных установок.

1 – передача электроэнергии; 2– передача механической энергии; 3– течение жидкости

Рисунок 10.56 –Структурная схема установки УЦЭН

В отличие от рассмотренных ранее в установке погружного центробежного электронасоса (рисунок 10.56) первичный двигатель располагается в скважине в непосредственной близости от мно­гоступенчатого центробежного насоса. Это позволяет уменьшить длину механической трансмиссии и передавать насосу значи­тельные мощности (до 150 кВт), т. е. увеличить добывные воз­можности данного вида оборудования.

Электродвигатель и насос объединены в один агрегат, подве­шенный к колонне насосно-компрессорных труб, закрепленных в верхней части у устья скважины. Вдоль колонны НКТ прохо­дит кабель, по которому электроэнергия подводится к двигателю.

Основная часть

Установка погружного центробежного насоса (рисунок 10.57) со­стоит из погружного агрегата, включающего специальный по­гружной маслозаполненный электродвигатель 1, протектор 2и центробежный многоступенчатый насос 3, специальный кабель 4,прикрепленный к колонне НКТ 5хомутами 6. С помощью устьевого оборудования 8, установленного на колонной головке эксплуатационной колонны 7, подвешена колонна НКТ. На по­верхности рядом со скважиной устанавливается кабельный ба­рабан 9и автотрансформатор 10со станцией управления 11. На кабельном барабане предусмотрен запас кабеля для увеличения глубины спуска погружного агрегата, а во время подземного ре­монта на него наматывается кабель, спущенный в скважину. Выше насоса устанавливается обратный клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости НКТ при их подъеме.

Шифры установок следующие: первая буква «У» обозначает установку, если после нее стоит цифра, то она обозначает поряд­ковый номер модернизации, «Э» – с приводом от электродвига­теля, «Ц» – центробежный насос, «Н» – нефтяной. Следующая цифра и буква «А» обозначают условную габаритную группу, последующие цифры, записанные через тире, – номинальную подачу (м³/сут), номинальный напор (м) при номинальной по­даче.

Условные габаритные группы установок следующие:

группа 5 – для эксплуатации скважин с внутренним диамет­ром эксплуатационной колонны не менее 127,7 мм;

группа 5А – не менее 130 мм; группа 6 – не менее 144,3 мм; группа 6А – не менее 148,3 мм. В обозначениях установок, поставляемых с насосами повы­шенной износостойкости, добав­ляется буква И, а с насосами по­вышенной коррозионной стойко­сти – буква К.

Рассмотрим более подробно конструкции перечисленных ком­понентов установки скважинных центробежных насосов.

Центробежный насос бывает обычного, износостой­кого или коррозионностойкого исполнения.

Рисунок 10.57 –Установка центро­бежного насоса

Рисунок 10.58 – Скважинный центробеж­ный насос

Рисунок 10.59 - Рабочее колесо и направ­ляющие аппараты насоса

Он представляет собой набор большого числа ра­бочих колес и направляющих аппаратов. Рабочие колеса уста­новлены на валу, который опирается на подшипники; располо­женные вместе с направляющими аппаратами внутри корпуса (рисунок 10.58).

Рабочие колеса 7 соединены с валом 3 при помощи шпоноч­ного соединения 6 и имеют возможность свободного осевого пе­ремещения вдоль него. Направляющие аппараты 5 установлены в корпусе 4 неподвижно, и в верхней части его поджаты гайкой. Такая конструкция обеспечивает передачу осевого усилия (дей­ствующего на каждое колесо) направляющему аппарату. При этом вал разгружается от осевой нагрузки и передает только крутящий момент.

Осевое усилие от колеса 1к направляющему аппарату 2(рисунок 10.59) передается через текстолитовую шайбу 3, образую­щую с опорной поверхностью аппарата пару трения, удовлетво­рительно работающую в пластовой жидкости.

При работе насоса (см. рисунок 10.58) на торец вала действует давление жидкости, создаваемое им, кроме того, из-за отложения солей, коррозии металла и наличия сил трения часть осевого давления от колес передается к валу. Осевое усилие восприни­мается осевой опорой 1 скольжения, расположенной в верхней части корпуса. Радиальные опоры 2 и 8 установлены сверху и снизу. Вал насоса соединяется с валом протектора гидрозащиты двигателя посредством шлицевого соединения 10. В транспорт­ном положении и при хранении насоса выступающая часть вала закрыта защитным колпачком.

Пластовая жидкость попадает в насос через сетчатый фильтр 9, расположенный в нижней части корпуса, и, пройдя ступени насоса по осевому каналу,

Рисунок 10.60 –Погружной электродвигатель

выходит из внутренней полости кор­пуса во внутреннюю поверхность колонны НКТ.

Число ступеней насоса колеблется от 84 до 332, и если их не удается разместить в одном корпусе длиной 5–5,5 м, то их за­ключают в два, а иногда и в три корпуса. Перед спуском в сква­жину отдельные секции насоса соединяются друг с другом – валы с помощью шлицевых муфт, а корпусы – фланцевыми со­единениями.

При работе насоса упорные и радиальный подшипники, рас­положенные в верхней части корпуса, смазываются откачивае­мой пластовой жидкостью, упорные подшипники между коле­сами и направляющими аппаратами – ею же; нижний подшип­ник в ряде конструкций может смазываться маслом, подавае­мым из протектора. В качестве материалов пар трения в упор­ном подшипнике используется резина – сталь, в радиальных опорах – латунь или бронза по стали (для насосов в износостой­ком исполнении – пара резина – сталь).

Вал насоса изготавливается из стали 38ХА, рабочие колеса и направляющие аппараты для насосов обычного исполнения

из чугуна, для насосов повышенной износостойкости — из пласт­массы.

Конструкция насосов в износостойком исполнении отличается наличием дополнительных радиальных резино-металлических опор, устанавливаемых между секциями направляющих аппа­ратов.

Погружной электродвигатель (рисунок 10.60) пред­ставляет собой трехфазный асинхронный короткозамкнутый дви­гатель, внутренняя полость которого заполнена маслом. Он со­стоит из корпуса 12, внутри которого размещены статор и ро­тор, вал 11которого установлен на подшипниках, причем в го­ловке размещен упорный подшипник, состоящий из пяты 3 и подпятника 4. Статор собирают из отдельных чередующихся магнитных 8 и немагнитных 9секций. Ротор состоит из пакета роторных жестей 10. В немагнитных секциях расположены ра­диальные подшипники скольжения 7. Обмотка статора и мед­ные стержни «беличьей клетки» уложены в специальные пазы. Выводы обмотки статора соединяются с колодкой кабельного ввода 5, которая располагается в головке 2.

Для циркуляции масла внутри электродвигателя на полом валу двигателя установлена турбина 6. При ее вращении масло двигается между ротором и статором, в специальных отверстиях набора статора, проходит через фильтр 13, расположенный в нижней части вала. При этом масло смазывает подшипники и отводит тепло от источника нагрева к корпусу, который в свою очередь охлаждается пластовой жидкостью. Для заполнения двигателя используют масло с малой вязкостью, хорошей сма­зывающей способностью и высоким пробивным напряжением (не менее 40 кВ).

В основании 14насоса устанавливается компенсатор гидро­защиты, соединяемый с корпусом электродвигателя с помощью фланцевого соединения.

Верхняя часть корпуса электродвигателя соединяется с про­тектором фланцевым соединением, вал электродвигателя по­средством шлицевой муфты 1 соединяется с валом протек­тора.

Протектор служит для гидравлической защиты электро­двигателя от пластовой жидкости и обеспечивает компенсацию изменения объема масла при изменении его температуры. Он устанавливается между электродвигателем и насосом.

Конструкцию протектора рассмотрим на примере гидроза­щиты типа Г (рисунок 10.61). Протектор I состоит из компенсатора III объема масла, расположенного ниже электродвигателя II, разделительной камеры с эластичной диафрагмой 4, вала с тор­цевыми уплотнениями 1 и 3 к опорной пятой 2.

Протектор работает следующим образом: во внутренней по­лости А находится масло малой вязкости, например трансфор­маторное, которым заполнен электродвигатель. Эта полость че­рез объем электродвигателя сообщается с полостью Вкомпенсатора объема масла.

Рисунок 10.61 –Протектор гидрозащиты типа Г

Гибкий элемент передает давление окружающей среды в полость Б.

По мере расходования масла объем компенсатора уменьшается. При увели­чении объема масла в результате нагре­ва объем компенсатора увеличивается.

В полости В находится масло для смазки двусторонней пяты –упорного подшипника, который воспринимает осе­вую нагрузку от вала насоса. Выше и ниже пяты располагаются торцевые уп­лотнения: нижнее –герметизирует внут­реннюю полость В, соединенную с элек­тродвигателем, а верхнее –служит для предотвращения вытекания масла, сма­зывающего опорный подшипник.

По мере расходования масла из по­лости Б в полость А через клапан 7 по­ступает пластовая жидкость, где отстаи­вается и разделяется на нефть и воду. После полного израсходования масла нефть через трубку 5 и отверстия посту­пит в полость В и будет смазывать под­шипники вала протектора.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к погружному двигателю. Он состоит из основного кабеля круг­лого сечения, соединенного с ним плоского кабеля и муфты ка­бельного ввода. Кабель круглого сечения располагается вдоль колонны НКТ от станции управления до погружного агрегата. Несколько выше его он соединен с плоским кабелем, проходя­щим вдоль агрегата и соединяющимся с вводом электродвига­теля посредством муфты.

Использование кабеля с различной формой обусловлено не­обходимостью уменьшения радиальных габаритов погружного агрегата и проходящего мимо него кабеля.

Наименее надежными зонами кабельной линии являются ме­ста сращения круглого кабеля с плоским и соединения муфты кабельного ввода с двигателем. В ряде случаев для повышения надежности линии кабель по всей длине колонны выполняют плоским.

Круглый или плоский кабели состоят из трех медных одно-проволочных или многопроволочных жил с двухслойной изоля­цией из полиэтилена высокой плотности. Снаружи жилы по­крыты подушкой –общим слоем нефтестойкой изоляции, сверху которой располагается броня из стальной оцинкованной ленты.

Переход от круглого кабеля к плоскому осуществляется либо соединением горячим способом в пресс-формах, либо вы­полнением нижней части кабеля с параллельным расположе­нием жил.

В некоторых конструкциях кабеля помимо силовых имеются еще три или более жил для подключения геофизических прибо­ров или контроля режима работы насосного агрегата.

Станция управления служит для включения и выклю­чения агрегата, контроля режима его работы. Независимо от конструктивных особенностей станция управления должна обес­печивать включение и отключение установки, работу в ручном и автоматическом режимах, управление установкой с диспетчер­ского пункта, возможность управления установкой в соответст­вии с командами программного реле времени, самозапуск элек­тродвигателя с регулируемой задержкой включения после обесточивания линии, отключение при появлении токов короткого замыкания в силовой цепи установки при отклонении напряже­ния или силы тока от номинала больше заданной величины, не­прерывный контроль сопротивления изоляции кабеля с отключе­нием установки при уменьшении ниже заданной величины, от­ключение установки при нарушении герметичности нефтепро­мыслового коллектора.

Трансформатор системы электроснабжения установок предназначен для повышения сетевого напряжения тока до необ­ходимого рабочего напряжения электродвигателя у его ввода с учетом падения напряжения в кабеле.

Питание ПЭД повышенным напряжением обусловлено необ­ходимостью уменьшения потерь в кабеле за счет уменьшения силы тока, улучшения условий запуска и технических показате­лей двигателя. Так как величина потерь напряжения зависит от длины ка­беля (т. е. от глубины подвески агрегата в скважине) и изменя­ется в больших пределах, то трансформатор должен обеспечи­вать регулировку напряжения на выходе в широком диапазоне, для чего в повышающей обмотке трансформатора предусмот­рено от пяти до пятнадцати отводов (отпаек). Трансформаторы выполняются с естественным масляным охлаждением, включают в себя магнитопровод, обмотки высокого и низкого напряжений, бак с радиатором и крышки с вводами и расширителем.

Оборудование устья скважины для эксплуатации УЦЭН обеспечивает удержание на весу колонны НКТ вместе с агрегатом и кабелем, отвод в манифольд продукции сква­жины, герметизацию пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, ввод кабеля, перепуск газа из межтрубного про­странства при увеличении его давления в манифольде, установку приборов для исследованиия скважины — манометров для изме­рения давления в колонне НКТ и межтрубном пространстве, из­мерение уровня жидкости в скважине и т. д.

Устьевое оборудование включает трубную головку (устанав­ливаемую на обсадной колонне), в которой размещены разъем­ный корпус и уплотнения, герметизирующие кабель и НКТ. Уп­лотнение поджимается разъемным фланцем. Для выпуска газа из затрубного пространства предусмотрено колено, соединяющее межтрубное пространство через обратный клапан с манифольдом. Трубная головка снабжена отверстием для присоединения приборов, используемых при исследовании скважины.

Особые случаи применения УЦЭН

1. Установки с насосным агрегатом, спускаемым на кабеле — канате.

При подаче насоса более 1000 м³/сут резко возрастают гид­равлические потери в колонне НКТ, уменьшается к. п. д. уста­новки. Одним из способов уменьшения металлоемкости уста­новки является конструкция с применением кабеля-каната, на котором висит агрегат. Кабель-канат состоит из токопрово-дящих жил, расположенных в центральной части, и оплетки, несущей растягивающую нагрузку. Кабель-канат имеет разрыв­ное усилие 100 кН, превышающее собственный вес кабеля, вес агрегата, и усилие, необходимое для срыва агрегата с пакера.

Компоновка насосного агрегата отличается от традицион­ной тем, что в верхней части располагается электродвигатель, ниже — протектор и внизу — насос. Насосный агрегат опира­ется на предварительно установленный в скважине пакер, ко­торый герметизирует низ эксплуатационной колонны и разоб­щает вход и выход насоса. Жидкость поступает из-под пакера на прием насоса и подается им по эксплуатационной колонне мимо протектора и двигателя вверх.

При использовании кабеля-каната агрегат не стеснен по диаметральному размеру кабелем, что позволяет использовать его большего габаритного размера, чем при обычной схеме.

Насосный агрегат спускают на кабеле-канате с помощью специальной лебедки, при этом исключается спуск — подъем колонны НКТ, в результате чего время смены агрегата умень­шается в 10—15 раз.

2. УЦЭН применяют для совместной раздельной эксплуатации пластов.

3. УЦЭН применяют для водозабора и для закачки воды в пласт.

Расчет основных узлов и деталей насоса

Обычно новый типоразмер насоса рассчитывается исходя из заданных подачи и напора, размера эксплуатационной колонны скважины.

Первым этапом расчета нового насоса является нахожде­ние его радиального габарита.

Размеры корпусов насосов выбирают в зависимости от вну­треннего диаметра эксплуатационных колонн, глубины спуска погружного агрегата, диаметрального габарита всего погруж­ного агрегата, зазора между ним и колонной и ряда других условий.

Возможные варианты внешних габаритов узлов погружного агрегата находятся по выражению, принятому для определения габарита всего агрегата. Наиболее выгодный внешний диаметр насоса определяют после технико-экономического анализа раз­личных сочетаний размеров насоса, двигателя и кабеля. Установив внешний диаметр корпуса насоса, определяют толщину стенки корпуса и его внутренний диаметр, который, в свою очередь, равен внешнему диаметру ступени насоса.

После того как определены размеры ступени и оптимальные параметры ее работы, устанавливают необходимое количество ступеней (с учетом потери напора внутри насоса) и длину кор­пуса насоса. Длина корпуса насоса не должна быть больше 5 м — принятого наибольшего размера унифицированного кор­пуса. Высоконапорные насосы состоят из нескольких секций, в корпусах которых размещаются все ступени.

После гидравлического расчета насоса проверяют его ос­новные детали — корпус и вал — на прочность, а опоры вала — на долговечность.

Проверочный расчет корпуса ведется исходя из его геомет­рических размеров, полученных при гидравлическом расчете, и напора насоса. Для этого:

1. Определяют величину предварительной затяжки пакета
ступеней в корпусе. Этот расчет проводится из условия обеспечения герметичности стыков между ступенями, которая характеризуется коэффициентом запаса плотности стыка.

2. Исходя из усилия предварительной затяжки, собствен­ного веса агрегата и развиваемого давления определяют сум­марное усилие, действующее вдоль оси корпуса насоса.

3. Определяют напряжения, действующие в опасном сечении корпуса, и, исходя из них, находят эквивалентные напря­жения. Сопоставив их величины с допускаемыми напряжениями, делают вывод о возможности применения проверяемой конструкции.

При проверочном расчете вала исходят из наиболее тяже­лого его режима работы: вал находится под действием крутя­щего и изгибающего моментов. Максимальный крутящий мо­мент на валу насоса обусловлен суммой моментов в радиаль­ных и осевых опорах, моментов трения в опорных поверхностях пар трения рабочих колес, момента, необходимого для работы колес. В период пуска насоса сумма перечисленных моментов и момента, необходимого для ускоренного вращения вала, равна максимальному моменту, создаваемому двигателем. Из­гибающий момент определяется исходя из осевой нагрузки навал и его максимального прогиба, возникающего в результате искривления оси и обусловленного радиальными зазорами в подшипниках.

Помимо этого необходимо учитывать изгибающий момент, который может возникнуть при работе шлицевого соединения вала насоса с протектором.

Исходя из полученных крутящих и изгибающих моментов определяются нормальные и касательные напряжения в опас­ном сечении вала. На их основе находятся эквивалентные на­пряжения.

Помимо расчета вала на прочность в условиях статического нагружения рассчитывают на циклическую прочность для ус­тановившегося режима работы насоса, т. е. крутящий момент считается постоянным, а нормальные напряжения, возникаю­щие при изгибе вала, циклически изменяющимися с частотой, равной частоте вращения вала.

При расчете определяется коэффициент запаса циклической прочности с учетом абсолютных размеров вала, влияние кон­центраторов напряжения, частоты поверхности вала, окружа­ющей среды и т. п.

Подшипники скольжения и опоры колес рассчитывают на основе результатов эксплуатации ранее разработанных конст­рукций, исследований работы деталей в лабораторных усло­виях и, наконец, с учетом рекомендаций по выбору режимов работы материалов, применяемых в конкретной паре трения.

Основой расчета пар трения является определение поверх­ности контакта соприкасающихся деталей, исходя из допускае­мого контактного давления. Его величина зависит от режима работы — скорости относительного скольжения, физико-меха­нических свойств прокачиваемой жидкости, наличия в ней аб­разива, воды, растворенных солей, нефти и т. д.

При определении контактного давления необходимо учиты­вать возможность прихвата колес насоса к валу вследствие отложения солей или коррозии, в результате чего осевое уси­лие от нескольких колес будет восприниматься либо опорной поверхностью какого-либо колеса, либо упорным подшипником.

Методика выбора насосной установки

Целью расчетов, проведенных при выборе установки и его ре­гулировке, является определение типоразмера всех элементов установки — насоса, двигателя, кабеля, трансформатора, обе­спечивающих, в зависимости от поставленной задачи, ее ра­боту с необходимыми экономическими показателями.