2) самозапуск происходит при нагруженных механизмах, что приводит к увеличению длительности разгона и повышению температуры обмоток;

3) в самозапуске могут участвовать одновременно несколько двигателей, в результате чего в элементах сети появляются повышенные токи, снижается напряжение на выводах двигателей и соответственно уменьшается вращающий момент;

4) вследствие возникновения при выбеге электродвижущей силы в обмотке статора ток включения может превышать пусковой ток.

Для сохранения режима работы трубопровода на каждой НПС один насосный агрегат должен всегда находиться в полной готовности к пуску, чтобы резервировать один из работающих агрегатов. Система автоматического ввода резервного агрегата (АВР) позволяет локализовать район распространения волны и снизить амплитуду возникающей волны давления.

При отключениях насосных агрегатов системами автоматической защиты рекомендуется избегать одновременного отключения всех работающих насосных агрегатов. Так, при возникновении аварийных ситуаций при отказе вспомогательных систем, превышения уровня в резервуарах-сборниках и т.п. следует предусматривать последовательное поочередное отключение насосных агрегатов через интервалы времени 15-30 с. При этом обеспечивается снижение амплитуды и уменьшение крутизны фронта волны давления.

Для предотвращения опасных перегрузок следует устанавливать последовательность включения или отключения агрегатов по определенному графику при переходах с одного режима перекачки на другой.

Необходимо ограничивать скорость изменения у ставки системы регулирования при наличии исполнительных быстродействующих органов.

1.7 Очистка внутренней полости трубопроводов

Очистка внутренней полости магистральных трубопроводов является регулярной операцией. Это объясняется тем, что еще в процессе завершения строительства любого трубопровода возникает необходимость очистки готовых участков от строительного мусора, например, грунта, камней, электродов и их остатков, а после гидравлических испытаний на прочность требуется полностью удалить опрессовочную воду. Обычно последнее сделать не удается, и в трубопроводе остаются в пониженных местах скопления воды, а в повышенных - скопления воздуха.

В процессе эксплуатации образование скоплений воды происходит за счет ее выделения из потока транспортируемой нефти. При выделении из транспортируемой нефти растворенных газов может происходить образование газовых скоплений.

Следует заметить, что скопления воды и газа при эксплуатации магистральных трубопроводов образуется лишь при определенных гидродинамических условиях, когда скорости перекачиваемой жидкости невелики. При этом вводится понятие критической или “выносной” скорости потока, при которой образование скоплений воды или не происходит, либо происходит размыв и вынос образовавшихся скоплений потоком самой транспортируемой жидкости.

В нефтепроводах в процессе эксплуатации образуются парафиновые отложения, приводящие к значительному снижению пропускной способности трубопровода. На внутренней поверхности труб образуются смолистые отложения, а также металлоотслоения и окалина, являющиеся результатом коррозии металла. По этой причине в перекачиваемой по трубопроводу нефти появляются механические примеси, ухудшающие их качество.

В отличие от скопления воды и газа отложения парафина наблюдаются при любых скоростях потока нефти. Парафиновые отложения - это многокомпонентная углеводородная смесь твердой и жидкой фаз. Прочность парафиновых отложений зависит от состава и содержания твердых углеводородов и может существенно изменяться. Интенсивность парафинизации зависит от физико-химических свойств нефти, температуры потока и гидродинамических условий перекачки. Распределяются парафиновые отложения по длине нефтепровода неравномерно, обычно максимальное количество отложений наблюдается на участках, где температура потока нефти находится в пределах 20-280С. Таким образом, с момента сооружения и до конца эксплуатации существует необходимость в очистке внутренней полости магистральных трубопроводов. Согласно правил технической эксплуатации нефтепроводов очистку производят при снижении пропускной способности на 3 % от проектной величины.

1.7.1 Очистные устройства

Устройства, применяемые для очистки магистральных трубопроводов, по принципу действия (по принципу удаления загрязнений) и области применения можно разделить на две группы.

К первой группе относятся устройства, которые в процессе движения вытесняют загрязнения из трубопровода с помощью уплотнительных элементов. При этом уплотнительные элементы перекрывают сечение трубопровода, обеспечивая вынос загрязнения из полости и перепад давлений, необходимый для движения устройства. Хороший контакт уплотнительных элементов со стенками трубопровода достигается за счет их упругой деформации и воздействия потока. Уплотнительные элементы, прижимаясь к стенкам трубопровода, двигают загрязнения и оставшийся продукт перед собой, обеспечивая их вынос из линейной части трубопровода. К первой группе можно отнести разделитель шаровой РШ, разделитель монтажный переменного сечения РМ-ПС, разделитель с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрический разделитель ДЗК, гибкий размывающий вращающийся скребок ГРВС и др.

В основном они используются для разделения жидкостей, перекачиваемых по трубопроводу, для очистки внутренней поверхности от продуктов загрязнения.

Особенностью устройств второй группы является то, что они предназначены для разрушения, снятия и выноса отложений с внутренней поверхности стенки трубопровода. Для этого, кроме уплотнительных элементов, они снабжены специальными очистными элементами. Как правило, основными рабочими элементами такого устройства являются скребки, выполненные в виде ножа, ножа-щита, щеток, которые способны полностью очистить стенки труб от твердых отложений. Прижатие очистных элементов к внутренней стенке трубопровода и компенсация износа осуществляется при помощи пружин. Благодаря наличию очистных и уплотнительных элементов эти устройства в процессе движения практически полностью удаляют из трубопровода все виды загрязнений. Они достаточно универсальны в применении и обеспечивают высокое качество очистки. К этой группе относятся скребки различных конструкций. Наибольшее распространение в практике очистки трубопроводов получили щеточные скребки ЩС, щеточные скребки переменного диаметра ЩСП, скребки многоцелевые рессорные СМР и др.

1.7.2 Подготовка оборудования для очистки полости трубопровода

Комплекс оборудования для очистки полости трубопровода должен обеспечивать выполнение всех необходимых технологических операций, включающих пуск и прием очистного устройства, контроль за прохождением его по участку, сбор и утилизацию выносимых из трубопровода загрязнений. Комплекс очистного оборудования должен содержать следующие устройства: камеры пуска и приема очистного устройства; очистные устройства; оборудование для запассовки в камеру пуска и извлечения из камеры приема очистного устройства; технологическую обвязку камер пуска и приема с запорной арматурой; средства контроля и сигнализации за прохождением очистного устройства; сооружения для сбора и утилизации выносимых из полости трубопровода загрязнений.

Монтаж оборудования для очистки полости трубопровода выполняется в строгом соответствии с проектом, при этом герметизация камер пуска и приема очистных устройств должна обеспечиваться по 1 классу герметичности (ГОСТ 9544-75). Камеры пуска и приема устанавливаются на фундаментах с целью исключения потери устойчивости в процессе эксплуатации.

Комплекс устройств, применяемых для периодической очистки, должен обеспечивать полное удаление загрязнений из полости трубопровода, а очистные устройства должны обеспечивать необходимую степень герметизации при движении по всей длине очищаемого (восстанавливаемого) участка.

Устройства для очистки полости нефтепровода должны удовлетворять следующим требованиям: обеспечивать достаточно полную очистку полости от загрязнений, воды, а также стенок труб от парафина и продуктов коррозии на участках общей протяженностью от 120 до 500 км в зависимости от типа применяемых очистных устройств, перемещаться по кривым вставкам радиусом не менее трех диаметров трубопровода с заданной скоростью без нарушения работы конструктивных элементов трубопровода; быть удобным для ввода в камеры пуска и извлечения из камер приема; обладать минимальным весом.

Конструкции очистных устройств должны обеспечивать возможность замены герметизирующих и очистных элементов в случае выхода их из строя.

Оборудование для запасовки и извлечения очистного устройства должно обеспечивать необходимую механизацию подготовительных работ, удобство и надежность в эксплуатации.

Средства контроля и сигнализации должны обеспечивать возможность определения местонахождения очистного устройства по длине очищаемого участка во время проведения очистных работ.

Сооружения для сбора и утилизации выносимых из трубопровода загрязнений должны быть рассчитаны на все возможное количество загрязнений. Площадки размещения сооружений для сбора и утилизации выносимых загрязнений должны иметь ограждения с целью исключения доступа к ним посторонних лиц. Система управления комплексом очистного оборудования должна предусматривать возможность дистанционного (со щита диспетчера) и местного (с площадок пуска и приема) управления процессом пуска и приема очистного устройства. В комплексе оборудования должны быть предусмотрены соответствующие ограждения, переходные мостки и площадки для обслуживания. Устройства комплексов очистного оборудования должны иметь таблицу - планку, где должны быть указаны: наименование изделия, основные технические параметры, тип изделия, наименование изготовителя, заводской номер и год выпуска. Консервация и упаковка запасных комплексов должны исключать возможность коррозии и повреждений оборудования при его транспортировке и хранении.

1.7.3 Организация очистки

Очистку трубопровода в процессе эксплуатации рекомендуется выполнять между насосными станциями, т.е. в среднем не участках протяженностью 100-150 км.

Необходимость проведения очистки определяется анализом режимов перекачки.

Средняя скорость очистного устройства в трубопроводе может быть принята равной средней скорости потока жидкости.

Наиболее эффективным процесс очистки является тогда, когда очистное устройство движется со скоростью порядка 2 м/с.

Очистка полости трубопровода при его эксплуатации должна выполняться по инструкциям, составляемым соответствующими службами и под руководством специально назначенной комиссии. Сроки проведения этих работ должны быть согласованы с центральным диспетчерским управлением.

Инструкция на проведение очистки полости трубопровода и восстановление пропускной способности должна предусматривать: организацию очистных работ; технологию пуска и приема очистного устройства (включая переключение запорной арматуры); методы и средства устранения отказов оборудования; требования техники безопасности и противопожарные мероприятия.

Целью проведения очистки трубопровода является повышение его гидравлической эффективности или пропускной способности до проектных значений.

Ответственные по постам из состава ИТР за безопасное проведения работ по пуску и приему очистных устройств назначаются приказом по управлению, в котором также определяются составы бригад по постам с указанием фамилий и должностей. Переключение технологических линий при пуске, приеме и пропуске очистных устройств выполняется эксплуатационным персоналом по указанию руководителя работ. Руководитель работ проводит инструктаж на рабочих местах с разъяснением обязанностей и проводимых операций каждому работнику, участвующему в пуске и приеме очистных устройств. Проведение инструктажа оформляется в специальном журнале. Очистное устройство разрешается пускать при наличии: разрешения управления МНП; устойчивой связи между узлами пуска и приема очистного устройства, постами по трассе, диспетчерской службой, письменного подтверждения начальника смены НС о готовности устройства; журнала регистрации данных по проведению работ.

Перед пуском очистного устройства необходимо:

· проверить готовность очистного устройства к пуску в соответствии с инструкцией по его эксплуатации;

· проверить готовность запорной арматуры, всех узлов и устройств камеры пуска очистного устройства, положение задвижек и сигнализатора;

· снизить давление в камере до атмосферного и открыть затвор камеры; провести общий осмотр камеры, проверить состояние уплотнения затвора и направляющих;

· ввести очистное устройство в пусковую камеру, закрыть затвор камеры;

· повысить давление в ней до рабочего;

· проверить готовность участка трубопровода к пропуску очистного устройства;

· подготовить аварийную бригаду к срочному выезду для устранения возможных аварийных ситуаций;

· дать телефонограмму о готовности к пуску очистного устройства всем заинтересованным службам и организациям;

Перед приемом очистного устройства необходимо:

· провести общий осмотр приемной камеры, проверить состояние предохранительных болтов затвора и затворной арматуры;

· для выравнивания давлений в трубопроводе и приемной камере необходимо открыть линию подачи продукта в камеру, повысить давление в приемной камере до значений давлений в трубопроводе.

Во время проведения очистных работ категорически воспрещается:

· проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне трубопровода;

· присутствие на площадках пуска и приема очистных устройств, а также около линейных задвижек очищаемого участка трубопровода лиц, не участвующих в проведении очистных работ;

· переезд трубопровода транспортом и механизмами.

1.8 Оборудование для подогрева нефти

Для подогрева нефти на насосно-тепловых и тепловых станциях используют подогреватели различных конструкций. Резервуары головной станции оборудуют трубчатыми подогревателями (змеевиковыми или секционными) для предварительного подогрева нефти. Цель этого подогрева - снизить вязкость нефти до уровня, достаточного для выкачки ее из резервуара с заданным расходом; нагрева в резервуаре до температуры перекачки по трубопроводу нецелесообразен из-за больших потерт тепла от стенок резервуара в окружающую среду и увеличения потерь легких фракций за счет усиленного испарения при подогреве. В качестве теплоносителя применяется обычно водяной пар. Для снижения потерь теплоты резервуары можно оборудовать тепловой изоляцией.

Подогрев до температуры перекачки производится в паровых или огневых подогревателях. Наибольшее распространение получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой. Нефть в них проходит по трубам, а пар пропускают через затрубное пространство. Такое распределение потоков повышает коэффициент теплопередачи и уменьшает габариты теплообменника. Обычно на станции устанавливают несколько теплообменников, которые можно включать последовательно и параллельно.

При подогреве нефти в теплообменниках наряду с контролем температуры нефти необходимо вести тщательный контроль за чистотой выходящего из подогревателей конденсата. Попадание в него нефти свидетельствует о неисправности теплообменника и следует немедленно прекратить подачу в теплообменник нефти. На горячих нефтепроводах широко применяют и огневые подогреватели (впервые в мире - на нефтепроводе Узень-Гурьев-Куйбышев). Они представляют собой печи, топливом для которых может быть газ, перекачиваемый продукт или нефть. Рассмотрим принципиальную схему радиантно-конвекционной печи для подогрева нефти. Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе, разделено на две зоны: радиантную и конвекционную. Радиантная зона в свою очередь разделена на две части стенкой из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлено по шесть форсунок с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара является транспортируемая нефть. Однако форсунки являются газомазутными, что позволяет сжигать с их помощью и газообразное топливо. Воздух к форсункам подается по воздуховоду. Для предотвращения разрушения печи от “хлопка”, возникающего при возобновлении подачи топлива после кратковременного перерыва, в печи имеются хлопушки, у которых при ударной волне вылетают крышки. В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется в основном за счет лучистой энергии факела. Продукты сгорания проходят затем в конвективную зону, где передача теплоты текущей по трубам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу выбрасываются в атмосферу. Регулирование разрежение (тяги) в печи осуществляется с помощью шибера. Змеевиковые трубы в конвективной камере закреплены в средней и торцовой трубных решетках. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловой изоляцией. Для обслуживания печи, высота которой без дымовой трубы достигает 10,5 м, установлена лестница. Для наблюдения за состоянием конвективных труб и их очистки при накоплении на них сажи, существенно снижающей коэффициент теплопередачи, предусмотрены люки с крышками.

Система приборов контроля и автоматики позволяет оператору следить за ходом процесса подогрева нефти и обеспечивает автоматическую защиту печи при нарушении заданного технологического режима. Присутствие обслуживающего персонала во время работы печи обязательно. Пропускная способность одной печи составляет 600 м³/ч, при этом нефть нагревается от 30 до 650 ⁰С. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Мощность печи составляет 10500 кВт, а к.п.д. достигает 0,77, что свидетельствует о высокой тепловой эффективности печи.

Подогрев нефти на насосно-тепловых и тепловых станциях накладывает ограничения на конструкцию и эксплуатационную гибкость горячих трубопроводов. Так, из-за ограничения температуры подогрева нефти условиями нормальной работы теплообменных аппаратов в ряде случаев расчетное расстояние между тепловыми станциями может оказаться небольшим, что вынуждает увеличивать их число и соответственно приводит к повышению капитальных затрат. Длительная остановка перекачки может привести к застыванию нефти в трубопроводе, и в этом случае возобновление перекачки связано с большими затратами. Указанные недостатки могут быть устранены применением путевого подогрева горячего нефтепровода. Для коротких трубопроводов получил распространение путевой подогрев с помощью трубопроводов-спутников, представляющих собой трубопроводы малого диаметра, уложенные параллельно нефтепроводу и прилегающие к нему (на нефтепровод и горячий водопровод накладывается общая для них теплоизоляционное покрытие); по ним перекачивается горячая вода.

Перспективным является электроподогрев трубопровода с использованием скин-эффекта. Как известно, при пропуске переменного тока по стальной трубе он не распределяется равномерно по поперечному сечению стенки трубы, а концентрируется из-за скин-эффекта ближе к внутренней поверхности трубы. Глубина концентрации тока зависит от частоты последнего. Однако благодаря высокой электропроводности стали, в ней даже при промышленных частотах переменного тока в высокой степени проявляется скин-эффект. Так, при частоте 50 Гц глубина скин-эффекта (основной показатель интенсивности этого явления, показывающий, какой толщиной металла, измеряемый от его поверхности, ограничена зона прохождения тока) составляет для стали всего 1 мм.

Система для подогрева трубопровода с помощью скин-эффекта включает нефтепровод, к которому вплотную прилегает нагревательная труба диаметром от 6 до 40 мм; внутри трубы проходит медный кабель с поперечным сечением от 8 до 60 мм². Кабель имеет теплостойкую изоляцию. Источник переменного тока промышленной частоты присоединен с одной стороны к внутреннему кабелю и с другой - ко второму кабелю, конец которого присоединен к нагревательной трубе. Второй конец внутреннего кабеля присоединен к противоположному от источника тока к концу нагревательной трубы. Поскольку электрический ток концентрируется в очень малой по площади поперечного сечения зоне трубы, сопротивление трубы возрастает и выделяется большое количество теплоты. Обычно 80-90 % общего количества теплоты, выделяемой в контуре, генерируется в нагревательной трубе, а остальное - во внутреннем кабеле. Нефтепровод и нагревательная труба покрыты общей теплоизоляцией. Нагревательный трубопровод приварен к нефтепроводу и теплота, генерируемая в нагревательном трубопроводе, свободно переходит в нефтепровод. В то время, поскольку ток проходит только по внутренней поверхности нагревательного трубопровода, он может быть заземлен.

Такая система подогрева обладает высоким к.п.д., так как теплота от нагревательной трубы и внутреннего кабеля идет на нагрев нефтепровода. По данным испытаний разность температур нагревательной трубы и нефтепровода не превышает 283 К, выход теплоты составляет от 15 до 150 Вт на 1м для одной нагревательной трубы. На трубопроводах большого диаметра можно укладывать несколько нагревательных труб.

1.9 Патентный обзор

Авторское свидетельство № 905650

Прибор для измерения расхода жидкости

Цель изобретения - повышение точности.

Указанная цель достигается тем, что в устройстве шарики выполнены из эластичного материала и соединены между собой нерастяжимым гибким элементом.

На листе 5 в графической части проекта приведена схема предлагаемого устройства. Прибор для измерения расхода жидкости состоит из замкнутого канала 1 круглого сечения с входным 2 и выходным 3 патрубками меньшего сечения, содержащего рабочее тело, выполненное в виде шариков 4 из эластичного материала. Шарики связаны между собой нерастяжимым гибким элементом, например нитью 5. Для регистрации количества проходящей жидкости служит преобразователь скорости перемещения рабочего тела а расход, состоящий из фотоэлемента 6 и счетчика 7. В канале 1 в месте расположения фотоэлемента 6 имеется вставка 8 из прозрачного материала. Прибор работает следующим образом.

Жидкость, поступающая под давлением из входного патрубка 2, перемещает шарик 4.1, который давит на жидкость между шариками 4.1 и 4.2 и перемещает шарик 4.2. Шарик 4.2, в свою очередь, выдавливает жидкость, находящуюся перед ним, в выходной патрубок 3, касается шарика 4.3 и перемещает все следующие шарики на определенное расстояние. В то же время шарик 4.1 выталкивает за нить шарик 4.4, и процесс повторяется для другой группы шариков. Прохождение каждого шарика через вставку 8 фиксируется фотоэлементом 6 и регистрируется счетчиком 7. Объем жидкости между шариками 4 при натянутой нити определяет размер регистрируемой дозы жидкости. Протечка жидкости между шариком 4 и стенками канала исключается за счет плотного прилегания эластичного шарика 4 к стенкам канала. Предлагаемое устройство позволяет повысить точность измерения, особенно при малых расходах жидкости.

Формула изобретения

Прибор для измерения расхода жидкости, содержащий замкнутый канал круглого сечения с находящимся в нем рабочим телом, выполненным в виде шариков, преобразователь скорости перемещения рабочего тела в расход, отличающийся тем, что с целью повышения точности, шарики выполнены из эластичного материала и соединены между собой нерастяжимым гибким элементом.

Авторское свидетельство № 304441

Расходомер с магнитно-усилительным преобразователем скорости вращения.

Цель изобретения -- повышение чувствительности и мощности выходного сигнала, надежности и точности измерения. Это достигается тем, что преобразователь скорости выполнен на тороидальном дросселе, питаемом переменным напряжением и расположенном снаружи корпуса так, что он обхватывает турбинку, а на дроссель надет кольцевой магнитопровод с постоянным магнитом.

На листе 5 в графической части проекта показан предлагаемый расходомер.

Турбинка с постоянным магнитом 1 помещена в диамагнитный корпус 2, на котором в виде кольцевого сердечника из пермоллоя расположен дроссель 3 насыщения. Поверх дросселя надет неподвижный постоянный магнит 4 с кольцевым магнитопроводом. Измерительная часть прибора состоит из детектора 5 и счетчика б импульсов.

Прибор работает следующим образом.

При вращении турбинки и совмещении разноименных полюсов магнитов 1 и 4 их магнитные потоки замыкаются, минуя боковые стороны кольцевого сердечника дросселя 3. Магнитное состояние сердечника при этом определяется лишь переменной составляющей магнитного потока, создаваемой источником питания, и сигнал на выходе близок к нулю. При совмещении одноименных полюсов магнитный поток состоит из переменной и постоянной составляющих, последняя вызвана действием постоянных магнитов. При этом дроссель переходит в насыщенное состояние, и на выходе датчика появляется сигнал. При вращении турбинки происходит периодическое изменение магнитного состояния дросселя насыщения, вследствие чего в рабочей цепи дросселя устанавливается выходной сигнал, модулированный по амплитуде. Частота огибающей этого сигнала пропорциональна скорости вращения турбинки, т. е. объемному расходу.

Предмет изобретения

Расходомер с магнитно-усилительным преобразователем 'скорости вращения, содержащий корпус, турбинку с постоянным магнитом, детектор и счетчик импульсов, отличающийся тем, что, с целью повышения чувствительности и мощности выходного сигнала, а также надежности и точности измерения, в нем преобразователь скорости выполнен на тороидальном дросселе, питаемом переменным напряжением и расположенном снаружи корпуса так, что он обхватывает турбинку, а на дроссель надет кольцевой магнитопровод с постоянным магнитом.

Авторское свидетельство № 1635693

Расходомер

Цель изобретения - сохранение высокой точности измерения при расширении диапазона изменения расхода

Поставленная цель достигается тем, что в известном расходомере содержащем корпус с входным и выходным патрубками, расположенную в нем измерительную камеру с крыльчаткой, выполненной в виде втулки с отверстиями; в которых помещены лопасти, выполненные из магнитного материала, сообщающиеся посредством кулачков с крестовиной, гидрозатвор, установленный в измерительной камере между входным и 15 выходным патрубками в виде магнитной жидкости и двух электромагнитов, размещенных на корпусе в зоне размещения магнитной жидкости, электромагниты разворота лопастей, установленные по окружности корпуса от входного до выходного патрубков, счетчик оборотов, установленный на корпусе, он дополнительно содержит индикатор разности давления, входы которого соединены с входным и выходным патрубками, а также устройство опережения включения электромагнитов, один вход которого соединен с индикатором разности давления, другой вход - со счетчиком оборотов, а выход соединен с электромагнитами разворота лопастей.

В качестве индикатора разности давления может быть использован стандартный высокочувствительный датчик разности давлении.

Устройство опережения включения электромагнитов состоит из электрического, механического, пневматического элемента, реагирующего на сигнал, поступающий с датчика разности давления и изменяющего момент включения электромагнита относительно угла поворота лопасти. Оно включает также электронные или электромагнитные системы включения электромагнитов (электромагнитные реле, тиристоры).

Устройство опережения включения электромагнитов соединено со счетчиком оборотов для определения точного угла положения лопасти. Исходный момент включения электромагнитов определяется счетчиком оборотов.

На листе 5 изображен расходомер.

Расходомер содержит корпус 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками, крыльчаткой, выполненной в виде втулки с отверстиями 4, в которых установлены лопасти 5, гидрозатвор в виде двух дополнительных электромагнитов 6 и магнитной жидкости 7, электромагниты 8, установленные по окружности корпуса 1 от входного 2 до выходного 3 патрубков, счетчик оборотов 9, установленный на корпусе, индикатор разности давления 1, соединенный входами с входным 2 и выходным 3 патрубками и устройство 11 опережения включения электромагнитов, один вход которого соединен с индикатором 10 разности давления, другой вход - со счетчиком оборотов 9. а выход с электромагнитами 8.

Расходомер работает следующим образом.

Поток жидкости (газа) поступает во входной патрубок 2 и поворачивает крыльчатку 4 по часовой стрелке.

При изменении расхода возникающая разность давления между входным 2 и выходным 3 патрубками через индикатор разности давлений 10 воздействует на устройство опережения 11 включения электромагнитов, соединенные со счетчиком оборотов 9, которое изменяет момент включения электромагнитов 8,что приводит к снижению разности давлений между входным 2 и выходными 3 патрубками и снижает таким образом погрешность изменения, возникающую при большом диапазоне изменения расхода.

Формула изобретения.

Расходомер, содержащий корпус с входным и выходным патрубками, расположенную в нем измерительную камеру с крыльчаткой, выполненной в виде втулки с отверстиями, в которых установлены лопасти, выполненные из магнитного материала, сообщающиеся посредством кулачков с крестовиной, электромагниты, установленные по окружности корпуса от входного до выходного патрубков, гидрозатвор, установленный в измерительной камере между входным и выходным патрубками в виде магнитной жидкости и двух дополнительных электромагнитов, установленных на корпусе в зоне размещения магнитной жидкости, счетчик оборотов, установленный на корпусе, отличающийся тем, что с целью обеспечения высокой точности измерения при расширении диапазона изменения расхода, он снабжен индикатором разности давления, входы которого соединены с входным и выходным патрубками, а также устройством опережения включения электромагнитов, один вход которого соединен с индикатором разности давления, другой вход - со счетчиком оборотов, а выход соединен с электромагнитами.

Авторское свидетельство № 3789753

Ролико-лопастной расходомер

Целью изобретения является расширение диапазона высокоточных измерений.

На листе 5 в графической части проекта изображен ролико-лопастной расходомер.

Расходомер содержит ротор 1 с лопастями 2. Ротор 1 установлен с уплотнительными зазорами и в корпусе, состоящем из двух деталей: непосредственно корпуса 3 и щеки 4, скрепленных силовыми болтами 5. В корпусе 3 выполнены каналы для входа и выхода рабочего тела. В корпусных деталях 3,4 выполнены два отверстия, в которых размещены ролики-разделители 6, имеющие пазы 7 для прохождения через них лопастей 2 ротора 1. Поверхность роликов-разделителей 6 образует с поверхностью корпусных деталей 3,4 и с поверхностью ротора 1 уплотняющие зазоры , . Уплотняющие зазоры , , , разделяют рабочую полость на полость подвода и отвода рабочего тела. При этом аксиальные длины уплотнительных зазоров и , примерно равны аксиальной длине лопастей ротора 1 и выбраны из условия 0,8d<l<3d, где d - диаметр роликов-разделителей; l - аксиальная длина лопастей 2 ротора 1. Выполнение аксиальной длины лопастей ротора указанной величины обеспечивает работоспособность расходомера с минимальными утечками (следовательно, с высокой точностью) в широком диапазоне изменения расходов.

Ролики-разделители 6 установлены на подшипниках 8. Их вращение синхронизировано с вращением ротора 1 синхронизирующими шестернями 9. Расходомер установлен в капсуле 10, которая соединена с крышкой 11. В крышке 11 так же, как в корпусе, имеются каналы для входа и выхода рабочего тела. Капсула 10 с крышкой 11 служит для увеличения уровня рабочего давления (до 400 бар). Для гидросистем с невысоким уровнем рабочего давления , возможно безкапсульное исполнение расходомера.

Расходомер работает следующим образом.

Под действием энергии рабочего тела ротор 1 с лопастями 2 вращается, перенося рабочее тело. При вращении ротора 1 синхронно с ним вращаются ролики-разделители 6, при этом поочередно один из роликов-разделителей 6 пропускает лопасть 2, второй, образуя с поверхностью корпусных деталей уплотняющий зазор , а с поверхностью ротора 1 уплотняющий зазор , разделяет рабочую полость на полость подвода и отвода. Однако расходомер реверсивный, т.е. направление потока рабочего тела может происходить и в обратном направлении. При этом, как было указано, объем рабочего тела, проходящего через расходомер за один оборот ротора 1 (рабочий объем V₀).

Формула изобретения.

Ролико-лопастной расходомер, содержащий корпус с подводящим и отводящим каналами и отверстиями для размещения роликов-разделителей, установленный в нем ротор с лопастями, ролики-разделители с пазами, отличающийся тем, что, с целью расширения диапазона измерений, аксиальная длина лопастей ротора l выбирается из условия 0,8d<l3d, где d - диаметр ролика разделителя.

Авторское свидетельство № 870946

Ротационный счетчик жидкости

Целью изобретения является повышение точности, надежности и уменьшение потери напора.

Цель достигается тем, что пазы ротора выполнены цилиндрическими в радиальном направлении, подвижные рабочие органы выполнены в виде шаров, а в нижней части корпуса выполнен желоб, радиус которого равен радиусу шара.

На листе 5 в графической части проекта изображен ротационный счетчик жидкости.

Роторный счетчик жидкости состоит из корпуса 1 и счетного механизма 2. Ось вращения ротора 3 расположена эксцентрично по отношению к корпусу. В радиальных цилиндрических пазах 4 ротора, имеющего каналы 5, расположены шары 6. Корпус имеет изогнутый по радиусу желоб 7 и уплотняющую поверхность 8. Отверстия 9 и 10 служат соответственно для входа и выхода жидкости в камеру.

Устройство работает следующим образом.

Так как ось вращения ротора 3 расположена эксцентрично по отношению к корпусу 1, разность давления жидкости действует только на один из шаров 6, находящийся на желобе 7 при произвольном угле поворота ротора, вызывая его вращение. За один оборот ротора через измерительную камеру пройдет определенное количество жидкости, пропорциональное объему, запираемому в желобе шарами, плюс объем жидкости, вытесняемой шарами из цилиндрических пазов ротора через каналы 5.

Наличие рабочих органов, выполненных в виде шаров, и изогнутого по радиусу желоба обеспечивает трение качения, быстроходность, легкоходность, а следовательно, и широкий диапазон измерения при высокой точности. Трение качения одновременно уменьшает период давления на входе и выходе жидкости в счетчик. Шаровые рабочие органы и изогнутый по радиусу желоб корпуса значительно уменьшают периметры зазоров, а следовательно, протечки жидкости, что также улучшает точность, счетчика. Пазы ротора, выполненные цилиндрическими в радиальном направлении, исключают возможность защемления жидкости. Шаровые рабочие органы, перемещающиеся в пазах ротора, исключают заклинивание ротора от случайных механических примесей в жидкости, что повышает надежность прибора.

Формула изобретения.

Ротационный счетчик жидкости, содержащий корпус, ротор с четырьмя пазами с расположенными в них подвижными рабочими органами, счетный механизм, отличающийся тем, что, с целью повышения точности, надежности и уменьшения потери напора, пазы ротора выполнены цилиндрическими в радиальном направлении, подвижные рабочие органы выполнены в виде шаров, а в нижней части корпуса выполнен желоб, радиус которого равен радиусу шара.

Авторское свидетельство №460441

Счетчик для измерения расхода жидкости

Целью изобретения является повышение точности измерения, повышение порога чувствительности и расширение диапазона расходов при измерении объема протекающей жидкости.

На листе 5 в графической части проекта изображен предлагаемый счетчик.

Счетчик состоит из корпуса 1 с опорным барабаном 2, закрепленным шпонкой 3 на оси 4 с винтом 5 регулировки показания, обода 6, поворотных лопастей 7 на осях сегмента 8 с направляющей 9, верхней крышки 10 с подводящим патрубком 11, нижней крышки 12 с отводящим патрубком 13.

Предлагаемый лопастной счетчик работает следующим образом.

Измеряемая жидкость через подводящий патрубок 11, присоединенный к верхней крышке 10, поступает в корпус 1,

воздействуя на плоскость одной из поворотных лопастей 7 в направлении действия веса лопасти, прижимает эту лопасть к седлу опорного барабана 2 под углом 10° к вертикали и приводит во вращение барабан 2 с осью 4 и ободом 6.

За каждый оборот барабана лопасти отсекают строго определенный объем жидкости, состоящий, например, из восьми объемов, три из которых последовательно заключены в измерительной зоне корпуса 1 между отверстиями подводящего патрубка 11 и отводящего патрубка 13. Последовательное расположение малых объемов в измерительной зоне затрудняет перетечку жидкости через неплотности в зону отводящего патрубка.

Лопасть 7, проходя через зону пониженного давления у отводящего патрубка 13. при воздействии направляющей 9 поворачивается вокруг оси и устанавливается горизонтально, входя в зазор между сегментом 8 и верхней крышкой 10 и испытывая значительно меньшее лобовое сопротивление жидкости, чем воздействие потока жидкости на плоскость лопасти, опирающейся на седло барабана 2.

Угол 10° между вертикальной плоскостью и плоскостью опорной поверхности седла барабана 2, образующий на такой же градус угол наклона от вертикали в сторону, противоположную направлению вращения лопасти 7 при опоре ее на седло, обеспечивает для лопасти 7 в зоне пониженного давления у отводящего патрубка 13 состояние выхода из мертвой зоны, что позволяет при воздействии направляющей 9 на лопасть 7 обеспечить более плавный поворот лопасти в горизонтальную плоскость.

Посредством проточки, имеющейся в сегменте 8 и связывающей входную полость с выходной, и винта 5 производится регулировка показателей шкалы счетчика.

Формула изобретения.

Счетчик для измерения расхода жидкости, содержащий корпус с верхней и нижней крышкой, барабан с четырьмя лопастями, входной и выходной патрубки, объем между отверстиями которые образует зону измерения, и счетный механизм, отличающийся тем, что в него введены дополнительные четыре лопасти, неподвижный сегмент с плавно изогнутой направляющей, расположенный со стороны, противоположной зоне измерения, с зазором относительно верхней крышки, расположенной горизонтально, обод и восемь осей, концы которых закреплены соответственно на барабане и ободе и на которых установлены лопасти с возможностью углового отклонения, при этом измерительный объем ограничен четырьмя лопастями, находящимися в зоне измерения.

2. Счетчик по п. 1, отличающийся тем, что лопасти установлены на осях с отклонением от вертикали на угол не более 10° с возможностью разворота при взаимодействии с направляющей в горизонтальную плоскость.

2. Расчетная часть

2.1 Гидравлический расчет трубопровода и расчет толщины стенки

В соответствии с нормами технологического проектирования расчетное число дней перекачки принимаем равным 350 дней. Тогда секундный расход нефти определяется по формуле

, (1)

где G - годовой грузооборот нефти, млн.т/год

2) В соответствии с табл.3 [2] принимаем диаметр трубопровода равным 630 мм. В соответствии с таблицей 7 МПа Коэффициенты К₁ = 1,47, m₀ = 0.75, K_н = 1, n₁ = 1,1

3) Определим расчетное сопротивление металла по формуле

R₁ = R_н1 (2)

Необходимая толщина стенки трубы определяется по формуле

(3)

=мм

В соответствии с таблицей используем трубы диаметром 630 мм ( = 8 мм), тогда d = 614 мм

4) Находим среднюю скорость течения нефти по формуле

(4)

Вычислим первое переходное число Рейнольдса при К_э= 0,015 мм;

Относительная шероховатость

Re₁ = (5)

Re₁= = 4.2?105 = 420000

Находим число Рейнольдса при движении нефти по трубопроводу по формуле:

Re = (6)

Re

Т.к. 2320 ??Re ??Re₁, то имеем турбулентный режим в зоне гидравлически гладкого трения.

По формуле Блазиуса вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления:

(7)

0.02

Потери на трение всего трубопровода определяются по формуле:

h = (8)

Полная потеря напора определяется по формуле, при условии, что потери на местные сопротивления составляют около 1 % от потерь на трение:

H = h + h_м.с.+ _Z; (9)

z = 0

По результатам гидравлического расчета принимаем насос НМ 1250 - 260 с подачей 1250 м³ и напором 260 м, и НМ 2500 - 230 с подачей 2500 м³/час и напором 230 м.

2.2 Расчет секционного подогревателя

Определим вероятную температуру нефти после 30 сут. хранения ее в металлическом резервуаре, вместимость которого составляет 10000 м³, внутренний диаметр резервуара 34,2 м, высота боковой стенки 11,92 м, сферического купола 3 м. Максимальная высота взлива нефти 11,5 м. Температура закачки нефти в резервуар равна 323 К. Средняя толщина стенки резервуара 9 мм, коэффициент теплопроводности стали ?_ст = 40 Вт/м?К. Температура воздуха в районе установки резервуара в период хранения нефти Т_возд = 253 К. Скорость ветра в данном районе в период хранения нефти составляет 4 м/с. Характеристика нефти: ?_???=890 кг/м³, удельная теплоемкость С_р = 2500 Дж/кг?К, теплопроводность ?_н = 0,12 Вт/м?К.

1. Определяем поверхность днища резервуара

(10)

стенки

F_ст=

покрытия (поверхность шарового сегмента)

F_п = м².

2. По формуле [2]находим среднюю температуру нефти

Т_ср = 0,5КК

3. По формуле [2]определяем приведенную температуру окружающей среды при температуре грунта под днищем резервуара, равной К.

Т₀ = К

4.По данным, приведенным на [2], определяем коэффициент крутизны вискограммы для нефти

1/ (11)

5. Задаемся средним значением температуры внутренней стенки резервуара Т_1ст =

6. Определяем характеристики нефти при средних температурах нефтепродукта и стенки:

, , , , , .

7. Параметры Грасгофа и Прандтля при средних температурах нефти и стенки

P_rп=

P_rст =

G_rп =

8. Произведение параметров

(

9. По формуле находим

Вт/(м2)

10. Для среднемесячной температуры воздуха 253?К по таблице 5 [2] находим характеристики:

,

11. Определяем число Рейнольдса при обдувании резервуара ветром

12. По найденному значению Re находим коэффициенты C и n и по формуле вычисляем коэффициент теплоотдачи

13. По формуле [2] определяем коэффициент теплоотдачи радиацией при

14. По формуле [2] рассчитываем коэффициент теплопередачи через стенку емкости

15. По формуле [2] проверяем правильность выбора температуры внутренней стенки резервуара

Совпадение вполне удовлетворительное.

16. Задаемся температурой внутренней поверхности днища резервуара Т_д=287,7 К и находим характеристики нефти при этой температуре:

17. Параметры Грасгофа и Прандтля

P_rд =

G_rп =

18. Произведение параметров

19. Внутренний коэффициент теплоотдачи от нефти к днищу по формуле [2]

20. Полагая, что за время хранения на днище резервуара появился слой отложений толщиной 0,4 м с коэффициентом теплопроводности 0,2 Вт/, по формуле [2] вычисляем коэффициент теплопередачи при

21. По уравнению теплового баланса [2] проверяем правильность выбора температуры внутренней поверхности днища резервуара

Совпадение вполне удовлетворительное

22. Температуру “зеркала” принимаем равной средней температуре нефти, т.е. Т_з = Т_ср = 288?К. нефтепровод насос резервуар давление

23. Температуру внутренней поверхности крыши принимаем равной 268?К. Тогда средняя температура газового пространства Т_г.п.= . Для нее по таблице 5 [2] находим теплофизические характеристики : , , P_rв=0,7225.

Вычислим параметр Грасгофа, предварительно заменив сферическое покрытие цилиндрическим. Объем сферического сегмента

;

.

Полная высота газового пространства

Коэффициент объемного расширения газа в газовом пространстве

Параметр Грасгофа

24. Произведение параметров

25. По формуле [2] находим коэффициент теплоотдачи

.

26. По формуле [2] определяем коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси при С₁=0,4

27. Эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси по формуле [2] при ?_k, определенном по формуле [2] и равном 55,74, составит

28. Коэффициент теплоотдачи ?_2k при наличии ветра принимаем равным ?_2k=11,63

29. Коэффициент теплоотдачи излучением от крыши в воздух определяем по формуле.[2]

?_3к = 0,95?5,768?

30. Пренебрегая тепловым сопротивлением металла покрытия, по формуле [2] находим коэффициент теплопередачи через крышу резервуара.

К_k =

31. Проверяем правильность выбора температуры внутренней поверхности крыши по формуле [2]

Т_кр =.

Совпадение вполне удовлетворительное.

32. По формуле [2] находим приведенный коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду

33. Количество нефти в резервуаре

34. По формуле [2] определяем вероятную температуру нефти в конце периода хранения

Используя предыдущие данные и результаты, необходимо рассчитать размеры теплообменного аппарата, который должен быть установлен в резервуаре. Теплообменник работает на насыщенном водяном паре. (Р = 0,39 МПа, Т_пар = 416?К). Разогрев нефти осуществляется за 5 сут. (32?105 с).

Нефть из резервуара откачивается насосами с подачей не менее 0,1944 м³/с. Насосная расположена на расстоянии 800 м от резервуара и выше нижней отметки днища резервуара на 2 м. Всасывающая способность насосов 4 м. Диаметр всасывающего трубопровода 529 мм (? = 8 мм).

1. Коэффициент крутизны вискограммы и=0,108 1/?К.

2. Скорость движения нефти в приемном трубопроводе

3. Число Рейнольдса (ориентировочно при Тп=333?К)

Re=

Режим движения - турбулентный (зона гидравлически гладких труб). Следовательно, т=0,25 по формуле [2] находим требуемую температуру подогрева нефти.

Принимаем конечную температуру подогрева нефти равной 333 ?К.

4. Находим отношение

5. Задаемся температурой стенки резервуара, равной Т_ст=283?К.

Для средних температур нефти и стенки находим характеристики нефти и стенки

?_???=881,1 кг/м³, ?_???=897 кг/м³, ?_???=739?10-6 1/?К, ?_???=702,6?10-6 1/?К,

?_???=0,000655 м²/с, ?_???=0,00785 м²/с

Параметры Грасгофа и Прандтля при средних температурах нефти и стенки

P_rп =

G_rп =

P_rст =

7. Произведение параметров

8. По формуле [2] находим коэффициент теплоотдачи от нефти к внутренней стенке резервуара

.

9. Коэффициент теплоотдачи ?_?ст при обдувании резервуара ветром ?_2ст=6,74Вт/(м²??К)

10. Коэффициент теплоотдачи радиацией по формуле [2]

11. Коэффициент теплопередачи от нефти в воздух по формуле [2]

12. Проверяем правильность выбора

Следовательно, температура стенки выбрана правильно. Пересчета не производим.

13. Температуру днища резервуара принимаем равной 305?К. Находим характеристики нефти при средней температуре днища резервуара: ?₃₀₅ = 881,6 кг/м³, ?_??? = 737,2?10-6 1/?К, ?_????= 0,00073 м²/с, и вычисляем параметры Грасгофа и Прандтля.

P_rд =

G_rд =

14. Произведение параметров

15. По формуле [2] определяем коэффициент теплоотдачи к днищу резервуара

16. По формуле [2] определяем коэффициент теплопередачи от нефти в грунт через днище резервуара при и температуре грунта под днищем Т_г=275?К при наличии отложений

17. По уравнению теплового баланса проверяем правильность выбора температуры днища резервуара

Температура днища выбрана правильно.

18. Температуру “зеркала” нефти в резервуаре принимаем равной средней температуре, т.е. Т₃=306?К.

19. Температуру внутренней поверхности крыши принимаем равной 277 ?К. Тогда средняя температура газового пространства

Т_г.п.=0,5(Т3+Ткр)=291,5?К.

20. Определяем параметры Грасгофа и Прандтля при средней температуре газового пространства (по данным для воздуха)

P_r=0,722; G_r=

?_г.п. = 0,00343 1/?К, ?_возд = 15,6 10-6 м²/с.

21. Произведение параметров

22. По формуле [2] определяем

23. По формуле [2] рассчитываем коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси при С₁=0,4

24. По формуле [2] определяем эквивалентный коэффициент теплопроводности газовоздушной смеси при ?к, рассчитанной по формуле (119) [2].

25. Коэффициент теплоотдачи излучением от крыши в воздух

26. По формуле [2] вычисляем коэффициент теплопередачи от газового пространства в воздух

27. Проверяем правильность выбора температуры крыши резервуара

Т_кр = .

Совпадение температур крыши, которой задавались и которую вычислили - полное.

28. По формуле [2] вычисляем коэффициент теплопередачи от нефти в резервуаре в окружающую среду.

29. Вычисляем количество нефти в резервуаре при средней температуре

30. По формуле [2] находим количество тепла, идущего на подогрев нефти.

31. Принимая, что нефть содержит 20% парафина (скрытая теплота его плавления ? = 2,30285?105 Дж/кг), по формуле [2] определяем количество тепла, расходуемого на плавление парафина

32. По формуле [2] определяем среднее количество тепла, которое должен выделять подогреватель в единицу времени

33. Полагаем, что в резервуаре будет установлен секционный подогреватель из труб диаметром 159 мм (?=6 мм). Принимаем внутренний коэффициент теплоотдачи от пара к стенке трубы теплообменника ?_?п=4000 Вт/(м²??К).

34. Вычисляем среднюю температуру между стенкой теплообменника и температурой нефти

Т_ср = 0,5(416+306) = 361?К.

Параметры нефти при этой температуре следующие: ?_???=845 кг/м³, ?_??? = 828?10-6 1/?К, ?_??? = 0,0172?10-4 м²/с;

P_rп=

G_rп =

35. Произведение параметров

36. По формуле [2] при отношении P_rп/ P_rcт=1 определяем

?_2п = 0,5?

37. По формуле [2] определяем коэффициент теплопередачи от пара к нефти