Турбинные счетчики

Рис.4.1. Схема поверки ТПР с помощью ТПУ I - поверяемый преобразователь, 2 - ТПУ, 3 - регулятор расхода, 4 - датчик давления, 5 - датчик температуры, 6 - орган управления регулятором (задатчик), 7, 8, 9, - вторичные приборы термометра, манометра и турбинного счетчика, Ч - частотомер, П - переключатель Д1, Д2 - детекторы ТПУ, УОИ - устройство обработки информации, ЦПУ - цифропечатающее устройство

Рис.3.1. Схема турбинного счетчика I - корпус, 2, 3 обтекатели, 4 - турбинка с осью, 5 - магнитоиндукционный датчик, 6 - сердечник с магнитной таблеткой, 7 -- катушка, 8 - электронный преобразователь

Рис.5.5. Схема поверочной установки I - преобразователь (компаратор), 2,3 - ТПУ (поверяемая или 1 -го разряда), 4 - регулятор давления (расхода), 5 - манометр, 6 - устройство для определения свободного газа, 7 - датчик давления, 8 - датчик температуры, 9 - орган управления регулятором (задатчик), 10, 11, 15 - вторичные приборы манометра, термометра и турбинного счетчика, 12 - емкость-хранилище, 13 - насос, 14 - фильтр, 41, 42 - частотомеры. П1, П2 - переключатели, Д1-Д4 - детекторы ТПУ, УОИ - устройство обработки информации, ЦПУ - цифропечатающее устройство

Турбинные счетчики малогабаритны, удобны в обслуживании, дешевы, но на их показания оказывают большое влияние вид продукта, расход и вязкость. Рекомендуется применять их, в основном, для учета однородных продуктов, вязкость которых в процессе эксплуатации может изменяться только в пределах, допустимых для данного типа счетчика. Если вязкость продукта изменяется в больших пределах, то турбинные счетчики можно применять с коррекцией градуировочной характеристики по расходу и вязкости, о чем будет сказано ниже. [c.8]

Электронный преобразователь турбинного счетчика в простейшем случае реализует функции преобразования [c.48]

Учет расходных величин товарных продуктов проводится турбинными счетчиками. [c.206]

Для обеспечения необходимой разрешающей способности турбинного счетчика и повышения точности результатов измерения, особенно при поверке, в некоторых случаях приходится принимать меры для повышения частоты выходного сигнала ТПР и, следовательно, коэффициента преобразования. Это достигается различными способами. Например, в некоторых ТПР сигнал снимается не с лопастей турбинки, количество которых ограниченно, а с обода, насаженного на турбинку и снабженного зубцами, в других - со ступицы турбинки, на которой нарезаны зубцы и т.д. Иногда на корпусе ТПР устанавливают не один, а несколько МИД. Разрешающая способность сигнала ТПР может быть увеличена путем умножения частоты его выходного сигнала на определенное число (10, 100) в электронном преобразователе. Это намного проще и позволяет упростить конструкцию ТПР, не связывать параметры турбинки с параметрами выходного сигнала. [c.49]

В первом случае УУСН проектируется и строится на базе блоков заводского изготовления. Во втором случае каждый УУСН проектируется индивидуально с использованием отдельных средств измерений и оборудования. В обоих случаях УУСН включает блок измерительных линий с турбинными счетчиками или просто измерительные линии, б юк контроля ка чества параметров качества нефти и систему сбора, обработки, хранения и передачи информации. Также могут быть выделены в отдельные блоки фильтры и датчики. На рис.2.1 приведена блок-схема УУСН с наиболее полной оснащенностью средствами измерений и разделением на блоки (модули), на рис.2.2 - технологическая схема УУСН. [c.33]

БИЛ включает рабочие, резервные и контрольную измерительные линии, диаметр и количество которых определяют следующим образом. Исходя из минимального значения расхода жидкости через УУСН, выбирают типоразмер турбинного счетчика. При этом за расчетное значение расхода принимают 60 % от пропускной способности счетчика. Затем с учетом максимального значения расхода нефти через УУСН определяют количество рабочих измерительных линий. Количество резервных линий принимают, исходя из требований обеспечения надежности. [c.33]

Пример. Минимальный расход через УУСН - (2тш = 200 м /ч, максимальный = 370 м ч. С учетом = 200 м /ч принимаем типоразмер турбинного счетчика МИГ-100 , расчетное значение расхода для которого равно 300 0,6 = 180 м ч. Количество рабочих измерительных линий - 370 180 = 2, количество резервных линий можно принять равным единице, общее количество измерительных линий - 3, [c.33]

УУСН и погрешность измерения массы нефти может изменяться в больших пределах. Эта погрешность в основном определяется погрешностями турбинных счетчиков, влагомера и других средств измерений, дополнительными погрешностями за счет влияния возмущаю-ших факторов. Наибольшую лепту в общую погрешность при этом вносит влагомер и, вообще, определение доли нефти и воды в жидкости. Если погрешность турбинных счетчиков можно снизить различными методами (сужение диапазона расходов, линеаризация градуировочной характеристики, коррекция по вязкости и т.д.), снижение погрешности измерения содержания воды намного труднее. [c.37]

Турбинные счетчики - самый распространенный тип средств измерений, используемые на УУН для измерения объема продукта. Чувствительным элементом турбинного счетчика является аксиальная (осевая) турбинка с лопастями, расположенными под углом к направлению потока жидкости, и свободно вращающаяся на подшипниках. Скорость вращения турбинки прямо пропорциональна скорости потока и, следовательно, расходу проходящей жидкости, а количество оборотов ее за определенный период - объему жидкости, прошедшей за этот период. [c.47]

Рис.4.2. Схема поверки ТПР с помощью образцового ТПР 1 - поверяемый преобразователь расхода, 2 - образцовый преобразователь расхода, 3 - термометр, 4 - манометр, 5 - регулятор расхода, 6,8- предусилители (вторичные приборы турбинных счетчиков), 7 - частотомер, 9,10- счетчики профаммные реверсивные, 11 - переключатель

По способу преобразования числа оборотов турбинки в выходной сигнал турбинные счетчики можно разделить на две разновидности счетчики с механическим преобразованием и счетчики с электронным преобразованием. На УУН в настоящее время применяется в основном вторая разновидность турбинных счетчиков. На рис.3.1, приведена схема такого турбинного счетчика. Счетчик состоит из турбинного преобразователя расхода и электронного преобразователя (вторичного прибора) 8. ТПР, в свою очередь, состоит из корпуса /, в котором расположены передний 2 и задний 3 обтекатели с подшипниками, турбинка 4 с осью и снаружи к корпусу прикреплен магнитоиндукционный датчик 5 [c.47]

Применение этих методов становится возможным с появлением достаточного количества ТПУ первого разряда и образцовых плотномеров с погрешностью 0,3 кг/м и менее. Оба метода могут также использоваться и для поверки УУН, оснащенных турбинными счетчиками. Так, предлагается методика поверки УУН с турбинными счетчиками комплектом ТПУ и рабочего эталона плотности. Методика аналогична методике поверки массомера и заключается в следующем. До поверки УУН производят поверку всех средств измерений, в том числе и ТПР. Поверку УУН производят по каждому каналу измерения объема, поочередно соединяя с ТПУ и с СОИ измерительные линии. Погрешность определяют при тех же значениях расхода (в точках рабочего диапазона расходов), при которых поверены ТПР. [c.153]

Погрешности, присущие конструкции средств измерения. Это, например, погрешности из-за люфта, мертвого или холостого хода подвижных частей прибора, нелинейности градуировочной характеристики турбинного счетчика и т.д. [c.77]

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти при ее дальнейшей транспортировке, не затрагивая вопросов измерения дебита нефтяных скважин. Под сырой нефтью будем подразумевать любую нефть (жидкость), полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей (воды, солей, механических примесей и т.д.) и перекачиваемую на установки подготовки нефти. Эта жидкость представляет собой сложную смесь нефти, растворенного газа, пластовой воды, содержащей, в свою очередь, различные соли, парафина, церезина и других веществ, механических примесей, сернистых соединений. При недостаточном качестве сепарации в жидкости может содержаться свободный газ в виде пузырьков - так называемый окклюдированный газ. Все эти компоненты могут образовывать сложные дисперсные системы, структура и свойства которых могут быть самыми разнообразными и, самое главное, не постоянными в движении и времени. Например, структура и вязкость водонефтяной эмульсии могут изменяться в широких пределах в процессе движения по трубам, в зависимости от скорости, температуры, давления и других факторов. Всё это создаёт очень большие трудности при учете сырой нефти, особенно при использовании средств измерений, на показания которых влияют свойства жидкости, например, турбинных счетчиков. Особенно большое влияние оказывают структура потока, вязкость жидкости и содержание свободного газа. Частицы воды и других примесей могут образовывать сложную пространственную решетку, которая в процессе движения может разрушаться и снова восстанавливаться. Поэтому водонефтяные эмульсии часто проявляют свойства неньютоновских жидкостей. Измерение вязкости таких жидкостей в потоке представляет большие трудности из-за отсутствия методов измерения и поточных вискозиметров. Измерения, проводимые с помощью лабораторных приборов, не дают истинного значения вязкости, так как вязкость отобранной пробы жидкости отличается от вязкости в условиях трубопровода из-за разгазирования пробы и изменения условий измерения. Содержание свободного газа зависит от условий сепарации и свойств жидкости. Газ, находясь в жидкости в виде пузырьков, изменяет показание объемных счетчиков на такую долю, какую долю сам составляет в жидкости, то есть если объем газа в жидкости составляет 2 %, то показание счетчика повысится на 2 %. Точно учесть содержание свободного газа при определении объема и массы нефти очень трудно по.двум причинам. Во-первых, содержание свободного газа непостоянно и может изменяться в зависимости от условий сепарации (расхода жидкости, вязкости, уровня в сепараторах и т.д.). Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-ЮОМ, позволяют производить измерения только периодически и дают не очень достоверные результаты. Единственным способом борьбы с влиянием свободного газа является улучшение сепарации жидкости, чтобы исключить свободный газ или свести его к минимуму. Для уменьшения влияния газа УУН необходимо устанавливать на выкиде насосов. При этом объем газа уменьшается за счет сжатия. [c.28]

Только благодаря применению ТПУ стало возможным использование турбинных счетчиков для коммерческого учета и нефтепродуктов. В настоящее время на предприятиях нефтяной промышленности для поверки счетчиков различного назначения применяются ТПУ, как отечественные, так и импортные, пропускной способностью от 100 до 4000 м /ч [7]. [c.85]

В эти же годы был разработан основополагающий документ МИ 275-82 (РД 39-5-770-82). Инструкция по определению количества нефти на автоматизированных узлах учета нефти с турбинными счетчиками при учетно-расчетных операциях . В данном документе определены пути обеспечения учета нефти (с погрешностью по массе брутто 0,25 % и массе нетто 0,35 % на имеющихся УУН) с использованием следующих методов снижения погрешности средств измерений [10] [c.99]

Счетчики, используемые в составе УУН, могут иметь различный состав в зависимости от функций, выполняемых системой обработки информации. Например, турбинные счетчики могут использоваться целиком в составе преобразователя расхода, предварительного усилителя и электронного преобразователя (вторичного прибора), или частично в составе преобразователя расхода и предварительного усилителя, или только преобразователя расхода. Поскольку преобразователь расхода и электронные преобразователи имеют соверщенно разные метрологические характеристики, то требуются и разные методы и средства поверки (как правило, они поверяются отдельно друг от друга). При этом преобразователь расхода должен иметь сформированный сигнал, удобный для восприятия и обработки, обычно частотно-импульсный. В дальнейшем под преобразователем расхода будем подразумевать собственно преобразователь и устройство для усиления и формирования выходного сигнала (предусилитель, вторичный прибор, канал формирования сигнала в СОИ). [c.127]

Любой вторичный прибор счетчика или УУН осуществляет преобразование входных сигналов по заданному алгоритму и выдачу сигналов, отображающих результаты измерения в стандартных единицах в той или иной форме. Например, простейший вторичный прибор турбинного счетчика реализует функцию преобразования вида Г = Л -<з/К, где N - количество импульсов сигнала от ТПР, а - коэффициент умножения, К - постоянный коэффициент преобразования ТПР. Коэффициент а подбирается таким образом, чтобы на выходе получить нужный размер единицы - 0,1 1 10 м . Вторичный прибор турбинного счетчика с коррекцией по расходу и вязкости может реализовывать функцию вида [c.147]

Таблица 7.39 Технические характеристики турбинных счетчиков количества

Турбинные счетчики Турбинные счетчики Счетчики для Счетчики для Счетчики для Счетчики для [c.224]

Пределы допускаемых относительных погрешностей До рабочих средств измерений составляют турбинные счетчики нефти, нефтепродуктов, газового конденсата сжиженных газов - 0,15-2,5 % счетчики жидкостей различной вязкости - 0,25-1% измерители [c.226]

Верхняя технологическая емкость 1 предназначена только хщя сепарации. В ней имеется наклонная полка 3. на которую попадает жидкость из гидроциклона и стекает по ней тонким слоем. Это способствует всплытию мелких пузырьков окклюдированного газа. Далее жидкость по трубе ]0 перетекает в нижнюю технологическую емкость 8, где, также пройдя наклонную полку 3, накапливается внизу. Из нижней те.хнологической емкости 8 жидкость периодически выводится через патрубок 7 с внутренней трубой для замера в турбинном счетчике. Для управления процессом пе- [c.56]

Для анализа нефтепродуктов и газов используются автоматические анализаторы качества и газоанализаторы, например газоанализаторы на водород, сероводород, кислород, двуокись и окись углерода, плотномеры топлива и циркуляционного газа, анализаторы температуры вспышки стабильного продукта и фракционнвго состава. чет характерных расходных величин проводится турбинными счетчиками. [c.153]

Рассматриваемый способ применяется для потоков с большими поперечными сечениями в трубопроводах, в открытых руслах. В трубопроводах скорость обычно измеряют гидродинамическими трубками, в открытых руслах — специальными приборами, так называемыми гидродинамическими вертушками, которые устроены аналогично скоростному турбинному счетчику и измеряют местную скорость потока по числу оборотов колеса в единицу времени. Точность измерения расхода зависит от точности измерения скоростей и площадей участков, а также от числа участков (которое должно выбираться достаточно большим). [c.91]

Турбинные аксиальные счетчики (ГОСТ 14167-76). Предназначены для измерения количества воды при эксплуатационных расходах от 1,6 до 850 м- /ч на трубопроводах диаметром от 50 до 200 мм. Остальные характеристики идентичны характеристикам тангенциальных счетчиков. Характеристики турбинных счетчиков количества приведены в табл 7.39. [c.384]

Для определения расхода воды применяются крыльчатые и турбинные счетчики. Основным элементом крыльчатого счетчика является колесо с радиальными лопатками, на которые воздействует поток. Частота вращения этого колеса пропорциональна скорости воды и расходу. Количество оборотов колеса регистрируется механическим или электронным счетчиком. Аналогичную конструкцию имеет турбинный водомер, но его основным элементом является турбинное колесо. [c.232]

Замерно-переключающий блок состоит из многокодового переключателя скважин ПСМ-1М, гидравлического привода ГП-1, отсекателя коллекторов ОКГ-3 и ОКГ-4, замерного гидроциклонного сепаратора с механическим регулятором уровня, турбинного счетчика ТОР-1-50, газового нагревателя с системой газоотбора и регулятора давления, вентилятора, соединительных трубопроводов и запорной арматуры. [c.69]

В устапов ке Спутник А турбинный счетчик одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, [c.70]

Применяют следующие средства измерений турбинный счетчик с предела1ми допускаемых значений относительной погрешности А1/= 0,2%, поточный плотномер с абсолютной погрешностью бр= 1,3 кг/м , термометры с абсолютной погрешностью А/= 0,5°С, манометры класа I с верхним пределом диапазона измерений Ртах=10 МПа. [c.21]

В настоящее время основным видом средств измерений при учете сырой нефти являются установки для учета сырой нефти, оснащенные турбинными счетчиками и позволяющие автоматически или полуавтоматически производить измерение необходимых величин и определение учетных параметров. [c.33]

Турбинные счетчики НОРД-М . В 1974 г. в первые в СССР были проведены государственные испытания и внесен в государственный реестр средств измерений ряд отечественных турбинных счетчиков типа НОРД , включающих счетчики условным диаметром от 40 до 200 мм. и пропускной способностью от 40 до 900 м /ч. Производство их было освоено на Бугульминском опытном заводе Нефтеавтоматика и началось их внедрение сначала для оперативного учета, затем и для коммерческого учета нефти. Во второй половине 70-х годов была проведена модернизация этих счетчиков с целью улучшения метрологических характеристик и повышения надежности [5]. Счетчики зарекомендовали себя хорошо и до сих пор завод выпускает модернизированные НОРД-М (рис.3.2). [c.49]

ТПР НОРД-М (рис.3.2) состоит из корпуса /, выполненного в виде катушки со стандартными фланцами, входного и выходного обтекателей 2 с расположенными в них подшипниками-подпятником 3 и втулкой 8, турбинки 6, насаженной на ось 4. Снаружи на корпусе имеется фланец 5, на который устанавливается магнито-индукционный датчик. Ось, втулки и подшипники изготовляются из твердых сплавов на основе карбида вольфрама, трущиеся поверхности которых шлифуются. Применение таких подшипников скольжения из твердых сплавов пoзвoлиJЮ резко увеличить срок службы счетчиков, благодаря чему, стало возможным создание отечественных турбинных счетчиков. Счетчики с твердосплавными опорами успешно работают на любых жидкостях, начиная от сжиженных газов до сырой нефти с содержанием пластовых вод до 100% и даже сероводорода. На входном обтекателе перед турбинкой имеется конический выступ с пазами или отверстиями, направленными под углом к оси. Благодаря этому возникает осевая сила, направленная против потока и компенсирующая осевую нагрузку, создаваемую под воздействием потока на турбинку, то есть происходит разгрузка турбинки и подпятника. Это значительно увеличивает срок службы подпятников [5]. [c.50]

Турбинные счетчики МИГ. Другой разновидностью турбинных счетчиков, также выпускаемых Бугульминским опытным заводом Нефтеавтоматика , являются счетчики типа МИГ. Они были разработаны для замены счетчиков НОРД , но поскольку спрос на последние сохранился до настоящего времени, выпускаются оба типа счетчиков. [c.50]

Первые в нашей стране исследования турбинных счетчиков, ТПУ и других средств измерений, используемых на УУН, их метрологических характеристик и методов поверки были проведены на экспериментальной базе Октябрьского филиала ВНИИКАнефтегаз с участием авторов [8, 9]. В 1980-1985 гг. с учетом зарубежного опыта и результатов исследований, проведенных НПО Нефтеавтоматика совместно с другими организациями (ВНИИР, ВНИИСПТнефть и др.), были разработаны нормативные документы по поверке и метрологической аттестации всех средств измерений, входящих в состав УУН, что по- [c.98]

Турбинные счетчики имеют следующие особенности, которые необходимо з иты-вать при их использовании метрологические характеристики индивидуальны для каждого типа и экземпляра ТПР значения метрологических характеристик в большой степени зависят от условий эксплуатации (диапазона расходов, свойств жидкости вязкости, плотности, загрязненности ее, режима течения, формы эпюры скоростей и т.д.). Например, ТПР типа Тзфбоквант в различных условиях работы может иметь погрешность от 0,15 до 1,0%. Поэтому использование турбинных счетчиков на коммерческих УУН возможно только в том случае, если имеется возможность определения метрологических характеристик каждого экземпляра ТПР в рабочих условиях и обеспечения тех условий эксплуатации, при которых были определены метрологические характеристики. Отсюда видно, насколько важно решение вопросов метрологического обеспечения ТПР для организации учета нефти. [c.99]

Для примера рассмотрим методики поверки вторичного прибора турбинного счетчика и центрального блока обработки и индикации данных Кор-Мас (ЦБОИ), работающего в комплекте со вторичными приборами, суммирующим прибором и датчиками плотности 7830, 7835 (см. МИ 2035-95). Для поверки вторичного прибора в него вводят выбранное [c.148]

Относительная погрешность коммерческих УУН, оснащенных турбинными счетчиками, датчиками плотности, системой обработки информации - СОИ (ЦБОИ) датчиками влагомера, солемера, температуры и давления, по массе брутто определяется по формуле в соответствии с алгоритмом расчета массы брутто [c.152]

Опыт разработки и применения турбинных счетчиков нефти и нефтепродуктов, средств их метрологического обеспечения и перспективы их дальнейшего развития / А.Ш. Фатхутдинов и др.//Сер. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности . М. 1974. Вып. 5. [c.183]

Диапазон измерений объема счетчиками жидкости, воспроизводимый УВТ, составляет 0,001-1 м . УВТ обеспечивает воспроизведение единицы с СКО результата измерений 5о от 7Т0 до З-Ю . В качестве рабочих эталонов 1-го разряда применяют ТПУ и поверочные установки для поверки камерных счетчиков жидкости методами измерений объема и массы. Пределы допускаемых относительных погрешностей Ло рабочих эталонов 1 -го разряда составляют от 0,04 до 0,1 %. Рабочие эталоны 1-го разряда применяют для поверки эталонных 2-го разряда и рабочих средств измерений сличением при помощи компаратора (турбинного преобразователя расхода), непосредственным сличением и методом косвенных измерений. В качестве рабочих эталонов 2-го разряда применяют ТПУ, поверочные установки для поверки камерных счетчиков жидкости, передвижные установки для поверки топливо- и маслораздаточных колонок, поверочные установки для поверки счетчиков холодной воды. Пределы допускаемых относительных погрешностей До рабочих эталонов 2-го разряда составляют от 0,1 до 1,25 %. В качестве рабочих средств измерений применяют турбинные счетчики для нефти, нефтепродуктов, газового конденсата, сжиженных газов счетчики для жидкостей с различной вязкостью измерители объема нефтепродуктов топливо- и маслораздаточные колонки топливораздаточные колонки для выдачи двухкомпонентной смеси, а также крыльчатые и турбинные счетчики воды. [c.226]

Некоторые из механических счетчиков могут быть использованы в качестве приборов, измеряющих расход (расходомеров), при замене в них суммирующих счетных механизмов тахометрическими устройствами. По принципу действия применяющиеся в таком случае тахометри-ческие устройства разделяют на механические, электромагнитные, оптические и др. Одним из распространенных расходомеров такого типа является турбинный расходомер с магнитным тахометром (рис. 1-44). Конструктивно он аналогичен турбинному счетчику. Некоторые упрощения конструкции связаны с отсутствием механической передачи оборотов. [c.92]

Универсальный водомерный счетчик (рис. 4.8) оснащен как турбинным измерительным устройством, используемым при больших расходах воды, так и дисковым устройством, функционирующим при малых расходах. Имеется также автоматическое регулирующее устройство, направляющее поток воды в ту или ииую камеру в зависимости от проходящего расхода. Преимуществом такого счетчика является высокая точность измерения расхода в относительно широком рабочем диапазоне. Переключение счетчика с режима измерений при низких расходах на режим измерений при высоких расходах контролируют путем регистрации потерь напора. Когда потери напора в дисковом счетчике превышают определенную величину, клапан автоматически открывается и начинает работать турбинный счетчик. Универсальные счетчики обычно используют на крупных объектах (в мотелях, учреждениях, на заводах, коммерческих предприятиях), где расход воды колеблется в. весьма широких пределах. [c.100]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология