ТЕМА- Определение глубины погружения насоса под динамический уровень ЦЕЛЬ РАБОТЫ- Рассчитать глубину погр

Работа добавлена на сайт samzan.net:

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №22

ТЕМА:  Определение глубины погружения насоса под динамический уровень

ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Рассчитать глубину погружения насоса.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАБОТЫ.

Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень приводит к уменьшению количества газа, попадающего в насос вместе с жидкостью. При этом надо иметь в виду, что в насос попадает только часть свободного газа, находящегося в жидкости, а остальной газ уходит в затрубное пространство, откуда поступает на газовый завод.

Например,  увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости в стволе скважин при неизменных значениях числа качаний балансира станка-качалки и длине хода точки подвеса штанговой колонны приводит к увеличению давления на приеме насоса.

Эффективным мероприятием по повышению коэффициента подачи, глубинного насоса является увеличение глубины погружения насоса в жидкость. С увеличением глубины погружения увеличивается давление, в связи, с чем из нефти выделяется меньшее количество растворенного в ней газа и, следовательно, меньше свободного газа попадет в цилиндр насоса вместе с жидкостью.

Это значит, что с вредным влиянием газа можно бороться: 1) путем уменьшения объема вредного пространства, что достигается обычно установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера; 2) путем увеличения длины хода плунжера; 3) путем увеличения глубины погружения насоса ниже динамического уровня жидкости; при этом увеличивается давление на приеме насоса и уменьшается объем газа, поступающего в насос; 4) путем установки на приеме насоса специальных приспособлений (газовые якори) для частичного отвода газа от насоса в межтрубное пространство.

С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать экспериментально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления рпр на его приеме.

Необходимо учитывать фактор влияния на коэффициент подачи насоса, который зависит от количества газа, попадающего в цилиндр, степени деформации труб и штанг и утечек. С увеличением глубины погружения насоса уменьшается вредное влияние газа, но возрастают деформации труб и штанг. Поэтому рациональную глубину погружения насоса под динамический уровень целесообразно устанавливать экспериментально путем изучения промысловой зависимости коэффициента подачи насоса от давления рпр на его приеме.

Таким образом, с увеличением глубины погружения насосов под динамический уровень наблюдаются существенное уменьшение обрывности штанг и возрастание коэффициента подачи.

Следовательно, величина критической длины колонны принимает отрицательное значение, и потери устойчивости не будет. Как следует из полученных результатов, с увеличением глубины погружения насоса устойчивость колонны повышается.

Неполное наполнение цилиндра насоса может происходить из-за повышенных гидравлических сопротивлений на приеме насоса (или из-за наличия песка в продукции, или слишком малого диаметра приемного канала) или слишком высокой вязкости нефти. Последнее можно устранить путем подогрева или ввода растворителя или увеличением глубины погружения насоса.

Важную роль в малодебитных скважинах играет периодичность подачи ШГН. Превышение подачи насоса над дебитом скважины приводит к снижению динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса и срыву его подачи. Для возобновления работы необходимо, чтобы уровень жидкости повысился до определенного положения с тем, чтобы давление на приеме насоса превысило давление в цилиндре при ходе вверх с учетом гидравлических сопротивлений, возникающих в приемном клапане. За время увеличения глубины погружения насоса под динамический уровень резко уменьшается скорость движения жидкости в НКТ, что вызывает увеличение относительной скорости газа.

2 ЗАДАНИЕ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Определить оптимальную глубину погружения насоса штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ).

Таблица 23

Исходные данные

Наименование	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф, м	1500	1550	1600	1650	1700	1750	1800	1850	1900	1950
Пластовое давление Рпл, МПа	14,0	14,4	14,8	15,0	15,2	15,4	15,8	16,2	16,4	15,2
Забойное давление Рзаб, МПа	8,2	8,0	8,2	8,0	8,8	9,0	9,0	7,9	8,5	9,6
Газовый фактор G, м3/т	50	60	50	60	50	60	50	60	50	60
Плотность воды в, кг/м3	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100	1100
Плотность нефти н, кг/м3	850	840	820	810	800	860	870	880	800	810
Плотность газа г, кг/м3	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Коэффициент продуктивности К, т/сут МПа	3,5	4,0	4,5	5,0	5,2	2,2	2,4	3,2	2,5	3,8
Обводненность продукции скважины пв, %	40	30	50	60	70	80	30	40	50	60

3 ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Задача.

Исходные данные:

Нф=1650 м – расстояние от устья до верхних отверстий фильтра;

Рпл=15 МПа – пластовое давление;

Рзаб=8 МПа – забойное давление;

G=60 м3/т – газовый фактор;

в=1100 кг/м3 – плотность воды;

н=810 кг/м3 – плотность нефти;

г=1,2 кг/м3 – плотность газа;

К=5 т/сут МПа – коэффициент продуктивности;

пв=60% - обводненность продукции скважины.

Решение:

1. определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока при п=1

1. Глубина спуска насоса

где     Рпр.опт - оптимальное давление на приеме насоса, Рпр.опт =2 МПа;

 см      - плотность смеси, при п80%.

Тогда

4  ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПОДГОТОВКИ К ВЫПОЛНЕНИЮ И ЗАЩИТЕ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

1.  Как влияет глубина погружения насоса на количество газа в жидкости?
2.  Меры борьбы с избыточным количеством газа.
3.  Как изменяется величина деформации штанг в зависимости от глубины и коэффициент подачи?
4.  Как выбирают рациональную глубину погружения насоса?

5 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

1.  Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие.  - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио»,2008.- 416 с.: ил.
2.  Нефтегазопромысловое оборудование. Электронное учебное пособие. - Центр Информационных Технологий.
3.  Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. – М: Недра, 1990.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №23

ТЕМА:  Выбор установки погружных электроцентробежных насосов

ЦЕЛЬ РАБОТЫ:  Подобрать основные узлы установки УЭЦН по параметрам скважины.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАБОТЫ

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование (рис. 24).

1 – электродвигатель; 2 – узел гидрозащиты; 3 – насос; 4, 7 – плоский и круглый кабель соответственно; 5 – спускной клапан; 6 – хомут для крепления кабеля;

8 – насосно-компрессорные трубы; 9 – оборудование устья скважины;

10 – автотрансформатор; 11 – станция управления

Рисунок  4 - Установка глубинного центробежного насоса

К подземному оборудованию относятся:

а) электроцентробежный насос, являющийся основным исполнительным узлом установки (ЭЦН);

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

е) клапан обратный, исключающий переток жидкости из НКТ через насос во время остановки насоса и его обратное вращение, облегчает запуск двигателя;

ж) клапан спускной, обеспечивающий выход жидкости из НКТ перед подъемом установки.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования дебита поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным двигателем, осуществляющая запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначенный для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) подвесной ролик, служащий для подвески и направления
кабеля в скважину при спускоподъемных операциях.

Отечественная промышленность освоила и в настоящее время выпускает более 300 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ5 - 125-1200 обозначает: У - установка, Э - привод от электродвигателя, Ц - центробежный, Н - насос, М - модульного исполнения, 5-группа насоса (диаметр обсадной колонны), 125-подача насоса (м3/сут), 1200 напор (м). Буквы К, Т, КТ в шифре обозначают соответственно коррозионностойкое, теплостойкое или коррозионно-теплостойкое исполнение.

При отборе из скважин больших количеств жидкости наиболее рационально и экономично применять центробежные насосы, приспособленные для перемещения больших масс жидкости и создающие наибольшие напоры по сравнению с другими лопастными насосами.

Глубинный центробежный насос спускается в скважину пол уровень жидкости на трубах и приводится в действие расположенным под ним погружным электродвигателем. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю.

Расположение привода непосредственно у насоса позволило передавать последнему большие мощности. Так, у штанговых насосов, имеющих связь привода (станка-качалки) с глубинным насосом в виде длинной колонны штанг, полезная мощность ограничена примерно до 40 кВт при обсадной колонне диаметром 168 мм и напоре насоса 1000 м. У глубинного насоса полезная мощность в этих условиях может уже сейчас составить 100 кВт.

Глубинные центробежные насосы при напоре 1100 м обеспечивают отбор жидкости до 500 м3/сут из скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 130 мм; при напоре до 800 м–700 м3/сут из скважин с внутренним диаметром обсадной колонны 148 мм.

При средних и больших отборах жидкости (100–150 м3/сут и более) установки центробежных насосов – наиболее экономичный и наименее трудоемкий по обслуживанию вид оборудования для добычи нефти. Обслуживание установок несложное, так как на поверхности размещается только станция управления и автотрансформатор или трансформатор.

2 ЗАДАНИЕ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при её работе.

Таблица 24

Исходные данные

Варианты	Наименование исходных данных
Глубина скважины,м	Пластовое давление Рпл,МПа	Забойное давление  заб,МПа	Устьевое давление Ру, МПа	Давление насыщения Рнас,  МПа	Коэффициент продуктивности т/сутМПа	Обводненность продукции скважины nв, %	Плотность пластовой воды в,кг/м3	Плотность нефти н,кг/м3	Плотность газа г,кг/м3	Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	Газовый фактор G, м3/m
1	1940	16,8	11,8	1,6	9,0	17	47	1080	850	1,1	168	54
2	1910	16,5	11,6	1,4	9,0	37	63	1050	800	1,1	168	48
3	1860	15,7	11,2	1,0	9,0	16	55	1080	850	1,1	146	58
4	1820	14,5	11,0	0,8	9,0	29	50	1050	800	1,1	168	60
5	1770	15,5	10,2	0,6	9,0	23	55	1080	850	1,1	168	50
6	1740	15,0	10,0	0,5	9,0	32	60	1050	800	1,1	146	48
7	1720	12,2	8,2	0,6	9,0	38	50	1080	850	1,1	168	50
8	1700	12,0	9,0	0,5	9,0	33	45	1050	800	1,1	146	65
9	1990	14,9	10,6	2	9,0	23	58	1080	850	1,1	168	62
10	1950	14,5	9,2	1,8	9,0	35	50	1050	800	1,1	168	63
11	1900	14,0	9,6	1,5	9,0	37	60	1080	850	1,1	146	45
12	1850	13,5	9,2	1,2	9,0	30	50	1050	800	1,1	146	48
13	1780	12,8	8,6	0,8	9,0	28	55	1080	850	1,1	168	53
14	1750	12,5	9,4	0,7	9,0	25	50	1050	800	1,1	146	45
15	2000	15	11,8	1,2	9,0	38	48	1080	850	1,1	168	60

3 ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Задача.

Исходные данные:

Н=1940 м – глубина скважины;

Рпл=16,8 МПа – пластовое давление;

Рзаб=11,8МПа  – забойное давление;

Ру = 1,6 МПа – устьевое давление;

Рнас=9,0 МПа – давление насыщения;

К=17 т/сут МПа – коэффициент продуктивности;

пв=47% - обводненность продукции;

в=1080 кг/м3 – плотность пластовой воды;

н=850 кг/м3 – плотность нефти;

г=1,1 кг/м3 – плотность газа;

Д=168 мм – диаметр эксплуатационной колонны;

G=54 м3/т – газовый фактор.

Решение:

1. Определяем дебит скважины по уравнению притока при п=1.

1. Выбираем оптимальное давление на приеме насоса – Ропт=4,0 МПа, так как пв50%.
2. Определяем глубину спуска насоса

где см – плотность смеси,

Тогда

1. Выбираем диаметр труб по графику потерь напора. Для этого определим теоретическую производительность установки

По рис.24 выбираем трубы НКТ диаметром d=60 мм.

Рисунок 25 - Кривые потерь напора в насосных трубах на длине 100 м

1. Вычисляем потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность

где hтр – потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, hтр=20…40м,

Тогда

1. Определяем группу насоса в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны. Д=168 мм – группа насоса 6.
2. Подбираем погружной центробежный насос ЭЦН6-100-1500

Нн=1500 м           Нс=1192 м.

Qн=100 м3/сут   Q=85 м3/сут

1. Выбираем типоразмер остального оборудования согласно комплектности

Типоразмер насоса	Двигатель	Кабель	Трансформатор	Станция управления
плоский	круглый
ЭЦН6-100-1500	ПЭД-35-123	3х16	3х25	АТС3-30	ПГХ5071-39Г2

1. Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравним её с мощностью электродвигателя

Nдв=35 кВт   N=21,1 кВт.

1. Определяем необходимую длину кабеля

1. Проверяем возможность спуска агрегата в скважину

где  Dдв – диаметр двигателя, Dдв=123 мм;

      Dн – диаметр насоса, Dн=137 мм;

      hк  – толщина плоского кабеля, hк=16 мм.

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля

где dм – диаметр муфты НКТ, dм=73 мм;

      dк – диаметр круглого кабеля, dк=25 мм

4  ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПОДГОТОВКИ К ВЫПОЛНЕНИЮ И ЗАЩИТЕ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

1. Установки электроцентробежных насосов: принцип действия и основные узлы.
2. Электроцентробежный насос: конструктивные особенности, основные узлы, принцип маркировки.
3. Основные характеристики электроцентробежного насоса; рабочие, паспортные и реальные характеристики.
4. Погружной электродвигатель: особенности конструкции, основные узлы, маркировка.
5. Система гидрозащиты ЭЦН: назначение, основные узлы.
6. Кабель, устройства управления и защиты, трансформаторы.

5 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

1.  Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие.  - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио»,2008.- 416 с.: ил.
2.  Нефтегазопромысловое оборудование. Электронное учебное пособие. - Центр Информационных Технологий.
3.  Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. – М: Недра, 1990.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №24

ТЕМА:  Расчёт рационального режима подъёма скважинного оборудования при подземном ремонте скважин

ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Рассчитать скорости подъёма оборудования из скважины.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАБОТЫ.

Для рационального использования скоростей подъемника оснастка талевой системы должна быть такой, чтобы начало подъема колонны велось на первой скорости.

Максимальная нагрузка на крюке

QK = qL-{-QT}

где QK – максимальная нагрузка на крюке в кгс;

      q – вес 1 м колонны с учетом веса муфт в кгс/м;

      L – длина поднимаемой колонны труб в м;

      QT – вес подвижной части талевой системы в кгс.

Подбор оснастки талевой системы, т. е. числа струн, определяют по формуле

где i – число рабочих струн талевой системы;

     Рх – максимальное натяжение ведущей ветви каната в кгс;

     T – к. п. д. талевой системы.

После определения i число округляют до ближайшего большого целого числа.

Длина колонны труб, поднимаемых на каждой скорости, определяется по формуле

где

Величина v1/vi определяется из технической характеристики подъемника как отношение скорости подъема на первой скорости к рассматриваемой.

2 ЗАДАНИЕ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Определить рациональное соотношение скоростей подъемника при подъеме оборудования из скважины.

Таблица 25

Исходные данные

Показатели	Варианты
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Глубина спуска оборудования, м	1250	1300	3500	1890	2800	1680	1410	1180	2700	2300
Плотность жидкости, кг/м3	1100	1150	950	1050	950	1100	1050	1050	1100	900
Насосные штанги (диаметр, мм х длина ступени, Н/м)	22х350 19х900	22х420 19х880	- -	22х529 19х1361	- -	22х504 19х1176	22х493 19х917	22х484 19х696	- -	22х627 19х1673
Насосно-компрессорные трубы (диаметр, мм х вес погонного метра, Н/м)	73х96,2	60х71	89х138	73х96,2	73х96,2	73х96,2	73х96,2	73х96,2	60х71	60х71
Мощность двигателя-подъемника, кВт	79,4	117,6	386	176,4	79,4	117,6	150	79,4	79,4	176,4
Вес талевой системы, Н	2880	2470	14500	7370	4300	2880	5170	2880	4300	4300
Диаметр бочки барабана, м	0,42	0,42	0,49	0,426	0,32	0,42	0,5	0,42	0,42	0,42
Частота вращения барабана, мин-1	п1	35	44,6	62,4	39,8	47,6	36	50,6	35	35	54,6
п2	58,3	75,8	124,8	69,8	65	61	86	58,3	58,3	114,9
п3	96	124,2	249,6	153	100	100	141	96	96	145
п4	159	211,1	374,4	268	195	170	240	159	159	-

3 ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Задача.

Данные:

Глубина спуска оборудования, м………………………………….. 1250

Плотность жидкости, кг/м3………………………………………… 1100

Насосные штанги (диаметр, мм х длина ступени, м)……………. 22х350

                                                                                                              19х900

Насосно-компрессорные трубы (диаметр, мм х

х вес погонного метра, Н/м) ……………………………………….. 73х96,2

Мощность двигателя-подъемника, кВт …………………………… 79,4

Вес талевой системы, Н…………………………………………….. 2880

Диаметр бочки барабана, м…………………………………………   0,42

Частота вращения барабана, мин-1   п1……………………………..       35

 п2…………………………  58,3

 п3…………………………  96

 п4…………………………159

КПД талевой системы……………………………………………...тс=0,92

КПД двигателя……………………………………………………... дв=0,8

lтр=10 м

Решение:

Максимальная нагрузка на крюке для штанговой установки

где Рж – вес жидкости,

     Рш – вес штанг,

Натяжение на подвижном конце каната на первой передаче

Число рабочих струн в оснастке

Оснастка 3х2.

Нагрузка на крюке на каждой передаче

Длина колонны, поднимаемой на каждой передаче

где - вес одного погонного метра поднимаемой колонны.

С учётом того, что каждая труба имеет длину 10 м, общее число труб в колонне

Число труб, поднимаемых на первой передаче

На второй передаче

На третьей передаче

На четвертой передаче

z4=z-z1-(z2-z1)-(z3-z4)=125-28-39-24=34.

4  ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПОДГОТОВКИ К ВЫПОЛНЕНИЮ И ЗАЩИТЕ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

1.  Что такое оснастка талевой системы?
2.  Как подбирают оснастку талевой системы?
3.  В чем сущность расчета по определению рационального использования подъемника?

5 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

1.  Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие.  - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио»,2008.- 416 с.: ил.
2.  Нефтегазопромысловое оборудование. Электронное учебное пособие. - Центр Информационных Технологий.
3.  Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. – М: Недра, 1990.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №25

ТЕМА:  Расчёт ленточного тормоза подъёмной установки

ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Определить усилие на рукоятку тормоза лебедки.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАБОТЫ.

В лебедках агрегатов подземного ремонта для торможения барабана применяются ленточные тормоза, положительным свойством которых является простота конструкции, значительный тормозной момент, легкость обслуживания и контроля. В ленточных тормозах тормозной момент создается в результате трения гибкой ленты, снабженной фрикционными накладками по поверхности цилиндрического тормозного шкива. Развиваемый тормозной момент определяется из соотношения

где РТ – тормозное усилие ленты по шкиву, в кгс;

     RT – радиус тормозного шкива барабана, в м;

     Рmах – максимальное натяжение каната, в кгс;

     rп – максимальный радиус барабана с навитым канатом в м;

      – к. п. д. барабана, равный 0,98.

Тормозное усилие определяется как разность между натяжением Т и t. Между этими величинами существует соотношение, определяемое на основании теории трения гибкой нити о шкив Эйлера.

T =tef ,

где е – основание натуральных логарифмов, равное 2,7;

      – угол обхвата лентой тормозного шкива в радианах;

     f – коэффициент трения, принимаемый равным 0,3– 0,45.

Рисунок 26 - Схема ленточного тормоза

Следовательно, тормозное усилие и тормозной момент, развиваемый ленточным тормозом, соответственно будут

Как видно из уравнения, коэффициент трения входит в показатель степени и поэтому даже при его незначительном изменении резко изменяется тормозной момент. Это явление особенно важно учитывать машинистам подъемников, работающих в неустойчивых климатических условиях.

Для торможения барабана лебедки прикладывают усилие Рр к рукоятке рычага тормоза длиной l. Это усилие передается на тормозную ленту рычагом длиной l2. В результате лента прижимается к тормозному шкиву и в ней возникает натяжение t.

Из уравнения моментов относительно оси рычага получим

откуда

Подставляя полученное значение t, получим

откуда

С учетом выражения можно записать

Ширину ленты В определяют, исходя из величины допускаемого давления   [р]  ленты на тормозной шкив диаметром D

Для нефтепромысловых подъемников значение p составляет 3-4 кгс/см2.

Действительное давление подсчитывается по формуле

где  tx – текущее натяжение ленты,   изменяющееся   от  t до  Т.

Тогда

Толщину тормозной ленты  определяют расчетным путем на растяжение в опасном сечении, ослабленном отверстиями под заклепки, удерживающие фрикционные накладки и крепящие концы ленты, по максимальному усилию натяжения Т. Толщину фрикционной накладки при этом не учитывают. Определив указанные выше нагрузки, рассчитывают элементы тормозной системы по формулам, известным из курса деталей машин.

2 ЗАДАНИЕ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Определить усилие на рукоятку тормоза лебедки.

Таблица 26

Исходные данные

Варианты	Параметры
Pmax, кН	Диаметр барабана Dб, м	Диаметр тормозного шкива Dт, м	Угол обхвата  , град	Коэффициент трения
1	75	0,42	1	270	0,3
2	84	0,42	1	275	0,3
3	100	0,42	1,12	280	0,4
4	110	0,42	1,12	285	0,45
5	92	0,42	1	273	0,35
6	80	0,42	1	270	0,33
7	78,4	0,32	0,85	292	0,37
8	116	0,42	1,12	290	0,4
9	100	0,44	1	287	0,41
10	140	0,46	1,12	290	0,45

3 ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

Задача.

Данные:

Pmax=75 кН;

Диаметр барабана Dб=0,42 м;

Диаметр тормозного шкива Dт=1 м;

Угол обхвата  =270 град;

Коэффициент трения  =0,3.

Рисунок 27

Решение:

Необходимое тормозное усилие на втором витке намотки каната на барабане

где  z – число витков;

      d – диаметр каната, d=22,5 мм;

     п=0,9 – кпд лебедки;

     К=1 – число тормозных шкивов;

    =0,93…0,95 – коэффициент укладки каната;

    DТ=2,5Dб.

Натяжение на концах тормозной ленты на набегающем конце при коэффициенте трения =0,35 и угле обхвата =270 град=4,71рад

на сбегающем конце

Значение тормозного момента

Ширина тормозной ленты при р=0,35 МПа

Усилие на рычаге тормозной рукоятки при условии, что l1/l=0,033

Следовательно, при диаметре тормозного шкива в 1 м, ширина тормозной ленты 210 мм, для полного торможения рабочий должен создать усилие на тормозной рукоятке в 244 Н.

1.  ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПОДГОТОВКИ К ВЫПОЛНЕНИЮ И ЗАЩИТЕ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ
2.  Принцип действия лебёдки.
3.  Как происходит торможение барабана лебёдки?

5 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Основные источники:

1.  Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебное пособие.  - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио»,2008.- 416 с.: ил.
2.  Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. – М: Недра, 1990.

1.  Понятие о бухгалтерских документах их роль и значение Бухгалтерский учет базируется на всей информац
2. Общая характеристика Великой Французской Революции 1789 - 1814 годов
3. Образование племенных союзов Восточных славян 9 в
4. Проекты и идеи направленные на сотворение и созидание Будущей России 2
5. Реферат Роль социального взаимодействия в развитии мышления подростка
6. Аватар все же не распалась с окончанием войны но теперь на много меньше требовалось помощи от них в мире
7. тема хозяйствования основанная на ленинских принципах управления на единственно верном учении марксизма
8. Товароведная экспертиза хлебобулочных изделий
9. HOME 700р Защитная пленка ~ 130р
10. Азработка бизнес-плана по организации предприятия ООО «Ваш вкус»
11. го класса Второе издание переработанное и значительно дополненное
12. Объем рынка рекламы и рынка PR
13. Как Вольтер стал «русским»
14. ~лтты~ келбетті ~лы~тайы~~лт м~селесіне ~атысты жалпы ~рдісті танып т~сіну 2
15. 20 трубчатоальвеолярных желёз открывающихся на вершине соска
16. Поршневые насосы
17. Курсовая работа- Международное воздушное право
18. Психодіагностика та корекція агресивної поведінки молодших школярів
19. реферату- Життєвий подвиг матерiРозділ- Твори шкільні Життєвий подвиг матерi Новела
20. 22 23 Класифікація основ і фундаментів мілкого закладення

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе