Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня

 

В большинстве случаев давление является одним из основных параметров. Давлением определяется состояние многих веществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура проектируется, исходя из допустимого максимального давления. Поэтому в ходе управления производственными процессами необходим непрерывный контроль за давлением в техно­логических аппаратах.

Давлением называется величина, измеряемая отношени­ем силы, действующей на поверхность, к площади этой поверх­ности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть резуль­тат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распре­делены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках по­верхности одинаково. В этом случае давление определяется по формуле

р=F/S

где р — давление; F — сила; S — площадь.

Размерность единицы давления зависит от выбранной систе­мы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) —давле­ние, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распре­деленной по поверхности площадью 1 м² (1 Па=1 Н/м²). Эта единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для выражения больших значений давления применяют килопаскали (кПа) или мегапаскали (МПа).

При измерении давления различают абсолютное, избыточ­ное и атмосферное (барометрическое) давление, а также ва­куум.

Абсолютным (полным) называется давление, отсчитывае­мое от'абсолютного нуля, т. е. истинное давление. Оно может быть как выше, так и ниже атмосферного. Если абсолютное давление ниже атмосферного, его называют остаточным.

Избыточным (манометрическим) называют давление, от­считываемое от условного нуля, за который принимают атмо­сферное давление. Разность между атмосферным и остаточным давлением называют в а ку у м о м (разрежением).

В технике в основном измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции может пока­зывать (или записывать) только избыточное давление (если они не изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением поль­зуются главным образом в физике при изучении термодинами­ческого состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров).

Приборы для измерения давления называются маномет­рами.

Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфи­ческие условия измерения их в различных технологических про­цессах определяют разнообразие систем манометров, отличаю­щихся как по принципу действия, так и по устройству. В зави­симости от вида и величины измеряемого давления маномет­ры условно подразделяют на:

барометры — приборы для измерения барометрического давления атмосферного воздуха;

м а н о м е т р ы избыточного давления — приборы для измерения избыточного давления (выше барометрического), равного разности между абсолютным и барометрическим (атмосферным);

д и ф ф е р е и ц и а л ь н ы е манометры — приборы дл| измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно которых не является давлением окружающей среды.

По принципу действия приборы для измерения давления под(разделяются на:

ж и д кос т и ы е манометры — приборы, в которых ИМ меряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости соответствующей высоты; значение измеряемого давления в таких приборах определяется по высоте столба уравновешивающей жидкости;

деформационные манометры — приборы, в которых измеряемое давление определяется по деформации раз­личных упругих чувствительных элементов или по развиваемой ими силе;

грузопоршневые манометры—приборы, в кото­рых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешива­ется давлением, создаваемым массой поршня и грузов;

электрические манометры — приборы, действие которых основано на зависимости электрических параметре (сопротивление, емкость и т. д.) манометрического преобразователя от измеряемого давления.

Жидкостные манометры

Жидкостные манометры являются самыми простыми и точными приборами для измерения давления. Они выполняются из стекла. Верхний предел измеряемого давления составляет около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклянных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом или резиной (соединительными трубками), а также удобством визуального отсчета показаний.

 

Деформационные манометры

Наибольшее распространение и нефтяной промышленности манометров этого вида получили сильфоновые манометры и ма­нометры с трубчатыми пружинами.

Сильфонные манометры (сильфоны) представляют собой упругие гофрированные трубки из стали, латуни или фосфори­стой и бериллиевой бронзы, закрытые с одном стороны.

Среда, давление которой измеряется, обычно подводится к коробке с сильфоном и воздействует на его наружную поверх­ность. Последний, сжимаясь при увеличении давления, перемещает шток, а следовательно, и стрелку прибора или перо если прибор регистрирующий.

Сильфонные манометры выпускаются как показывающими, так и самопишущими. Под действием измеряемого дав­ления сильфон с пружиной сжимается, перемещая вверх шток. Верхний конец штока связан передаточным механиз­мом с держателем пера, которым давление записывается на бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами. Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или синхронным двигателем.

Для измерения больших давлений применяются маномет­ры содновитковой и многовитковой трубчаты­ми пружинами.

Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (маномет­рической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со средой, давление которой измеряется. Под действием давления трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее свободный конец перемещается пропорционально изме­ряемому давлению. При увеличении давления трубка разгибается. Таким образом, вход­ной величиной трубчатой пружины является измеряе­мое давление р, выходной величиной -— угол переме­щения свободного конца. Увеличение угла поворо­та стрелки достигается с по­мощью передаточного меха­низма.

Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из латуни или бронзы, а для более высоких давлений — из стали.

Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп, звонков) применяются электроконтактны маномет­ры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (мини­мального и максимального), устанавливаемых на требуемые значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении со­ответствующих давлений (рис. 76).

В некоторых случаях для измерения высоких давлений при­меняют электрические манометры. К ним относятся манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.

В электрических манометрах сопротивления используется свойство проводников изменять сопротивление под действием давления.

Сопротивление проводника и его изменение при изменении подводимого давления измеряются соответствующим прибором.

В емкостных манометрах используется уменьшение или уве­личение емкости плоского конденсатора при изменении давле­ния, которое увеличиваем или уменьшает расстояние между обкладками.

 

Измерение температуры

Температура является одним из важнейших параметре определяющих протекание многих технологических процессе Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз кость жидкостей и паров и т. д.

В настоящее время для нахождения температуры используются следующие основные физические явления, происходящие веществах при изменении температуры:

1) изменение линейных размеров и объема жидких и твердых тел;

2) изменение давления жидкостей и газов, заключенных постоянный объем;

3) возникновение и изменение термоэлектродвижущих сил в термоэлементах;

4) изменение активного электрического сопротивления про
водников или полупроводников;

5) изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.
В зависимости от названных явлений классифицируются при-

боры для измерения температуры, называемые термометрами.

Термометрами расширения называются такие приборы, в которых используется наблюдаемое при изменен температуры изменение объема или линейных размеров к В зависимости от веществ, используемых в приборах, термометры расширения подразделяются на жидкостные и деформационные. Действие жидкостных термометров расширения основа­но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи­ческих термометров основано на изменении линейных разме­ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.

В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост­ные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750°С), а термометры с органическими жидко­стями— для измерения низких температур (спирты до —100°С, толуол до —90°С).

Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми и угловыми под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные термометры обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений.

В технологических процессах с повышенными- температурами широко применяются термоэлектрические термометры, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными, то при нагревании спая на свободных концах возникнет разность потенциалов Е_Ав или термоэлект­родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво­бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на­зывается термопарой.

Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме­рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).

При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна­чению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары. Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра­зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера­турного сопротивления. В промышленности широко применяют­ся термопары из благородных и неблагородных металлов.

Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла­тина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt). второй элект­род— из чистой платины. Такая термопара обладает повышен­ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме­няется для измерения температур от 200до1300°С при длитель­ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм. Термопара. ТХА (хромсль-алюмсль) имеет один термоэлект­род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мn), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мn, 1 % Si, 0,5 % Fe). При­меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про­должительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер­моэлектродов не менее 3,2 мм.

Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56% Ni, 44% Сг). Применяется для измерения температуры от —50 до 600 °С при продолжи­тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.

При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контро­ля часто один измерительный прибор работает в. комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу­ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из­мерительному прибору.

На принципе использования милливольтметров для измере­ния температуры разработаны специальные приборы, называе­мые потенциометрами.

 

Измерение уровня жидкости

В производственных процессах большое значение имеет кон­троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз­личных емкостях и резервуарах.

Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие в них нефти или нефтепродуктов, не­обходимых для протекания технологических процессов в требуемом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Hнеобходимо следить лишь, за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений Уровни жидкости измеряются различными методами, измерения используются различные контрольно-измерительными приборы. При измене уровня жидкости поплавок перемещается вверх или вниз, ось поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропорциональный изменению уровня. Поворот оси передается указателю.

В камерном уровнемере камера подсоединяется к технологическому аппарату двумя трубками, образуя систему сообщающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.

Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси преобразуется в пропорциональное давление сжатого воздух».

Применяется несколько разновидностей уровнемеров с по плавками легче жидкости, предназначенных или дистанцион­ного измерения уровня в технологических аппаратах. К ним относятся уровнемеры поплавковые камерные (PУПK), уровнемеры поплавковые штуцерные (РУПШ) и уровнемеры поплавковые фланцевые (РУПФ). Они применяются для измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.

Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР—ВОЛ (производство ВНР).

Измерение расхода и количества жидкостей

Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде­ние технологических процессов.

Расходом называется масса (или объем) вещества (жид­кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро­вода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря­ется в м³/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют также в м³/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).

Приборы для измерения расхода называются расходоме­рами. Следует напомнить, что показания расходомеров харак­теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп­ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счетчики.

По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:

переменного перепада давления—измеряющие расход по пе­репаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;

постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие расход по площади сечения потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;

электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью пересекающей магнитные поля;

ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко­вых колебаний движущейся средой;

тахометрические — измеряющие расход по скорости враще­ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из­меряемой среды;

пневмометрические (напорные) — измеряющие расход по скорости потока в одной или нескольких точках поперечно го сечения трубопровода.

Наибольшее распростране­ние при измерении расхода жидкостей и газов в промышленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществля­ется косвенным путем, т. е. определением перепада давле­ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.

Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют­ся также дифманометры-расходомеры. При измерении расхода с помощью U-образного дифманометра-расходометра в трубопроводе устанавливается диафрагма — устройст­во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра­стает, а давление падает. Разность давлений р₁ и р₂ после ди­афрагма называется перепадом давления, величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.

Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно­фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму выделение газов или выпадение осадков искажает результаты из­мерений.

Для измерения перепада давления на диафрагме применяют­ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифманометры.

В последнее время разработаны тахометрические расходоме­ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро­сти потока измерением скорости вращения специальной турбинки (ротора), находящегося в потоке.

Автоматические средства измерения содержания в нефти воды, солей, плотности

Измерение содержания воды. В связи с внедрени­ем автоматизированных блочных замерных установок и безрезервуарной сдачи нефти разработаны методы и созданы при­боры для автоматического определения содержания воды в продукции скважин в процессе измерения дебита или в товар­ной нефти в процессе ее перекачки в магистральный нефтепро­вод.

Содержание воды в потоке нефти определяется, различными косвенными методами. Среди них наибольшее распространение получил так называемый диэлектрометрический метод, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой i меси. Безводная нефть является типичным неполярным диэлектриком.

Приборы, предназначенные для непрерывного контроля за удержанием воды в потоке сырой или товарной нефти, называются влагомерами.

При управлении обезвоживающими установками необходимо
контролировать содержание воды как в исходной, так и в обезвоженной нефти.

Для непрерывного измерения содержания воды в нефти разработаны приборы типа УВН.

Между обкладками конденсатора протекает контролиру­емая, а конденсатора - обезвоженная нефть, полученная отгонкой из нее воды. Обезвоживание нефти осуществляется в блоке подготовки. Емкости конденсаторов сравниваются в блоке, на выходе которого формируется сигнал в виде час­тоты переменного тока, пропорциональной разности емкостей конденсаторов.

В блоке имеются два генератора Г₁ и Г₂, усилитель У, кон­денсаторы С_и и С и фильтр Ф. Далее частота в преобразователе преобразуется в пропорциональный сигнал постоянного тока. Преобразователь соединен с блоком линией связи. Вы­ходной сигнал преобразователя подается на вторичный прибор потенциометра, шкала которого градуирована в единицах со­держания воды в нефти.

Сопротивления служат соответственно для настройки чувствительности и нуля (нижнего предела шкалы прибора).

Для периодической проверки работы прибора (при уста­новке нуля) при помощи вентиля через конденсатор пропус­кают анализируемую нефть.

При измерении содержания воды в товарной нефти шкала электронного измерительного блока градуируется в пределах, 0—3%, в сырой нефти — соответственно 0—1, 0—15, 0—60%. Разработаны также влагомеры типа «Фотон-П». Однако у диэлектрометрического метода измерения влагосодержания имеется существенный недостаток — прибор оказы­вается неработоспособным при смене сорта нефти и требует специальной перестройки.

Влияние сортности нефти на эти влагомеры можно значи­тельно уменьшить, включив в схему измерения два влагомера по дифференциальной схеме, которые используются для изме­рения осушенной и сырой нефти, аналоговый сумматор, устрой­ство для осушки нефти на потоке, устройство для отделения пу­зырьков пара и газа от анализируемой нефти и теплообменник для выравнивания температуры нефти.

Перспективный путь решения этой проблемы создание приборов спектрального анализа и разработка метода спектро­скопии рассеивающих сред.

При падении пучка излучения на водонефтяную эмульсию обычная картина поглощения искажается рассеиванием на опти­ческих неоднородностях среды. Часть пучка отражается, часть выходит из эмульсии, рассеиваясь в разных направлениях. Ин­тенсивность излучения в каждой точке рассеянного пучка зави­сит от концентрации воды, распределения капель воды по раз­меру, длины волны падающего луча и оптических свойств сре­ды. Любой из перечисленных эффектов можно использовать для определения влажности, однако большие возможности откры­вает измерение собственного поглощения излучения водой. На этом принципе разработано несколько влагомеров. Принцип дей­ствия анализаторов основан на измерении поглощения эмуль­сионной водой инфракрасного излучения.

Для определения содержания солей в товарной нефти разработан автоматический анализатор И0Н-П2, представляющий собой автоматический прибор, осуществляющий отбор проб по заданной программе, разбавление отобранной пробы раство­рителем, измерение и регистрацию. Принцип действия анали­затора основан на измерении электропроводности пробы нефти, разбавленной смесью, состоящей из изобутилового и этилового спиртов и бензола. Диапазон измерений И0Н-П2 находится в пределах от 0 до 50 и от 0 до 500 иг/л.

В СССР применяются также импортные солемеры типа РСД, ССА (США), Солинол (ВНР).

Измерение плотности. Для измерения плотности нефти на потоке в настоящее время наибольшее распростране­ние получили приборы, принцип действия которых основан кг измерении частоты колеблющейся системы трубок, внутри ко­торых протекает жидкость. Плотномер выдает модулированный по частоте выходной сигнал и обеспечивает его передачу и циф­ровое преобразование. Принцип действия прибора можно срав­нить с камертоном. Две параллельные трубки, заполненные испытываемой жидкостью, приводятся в механическое колеба­ние посредством электромагнитной катушки, расположенной между ними. Трубки вибрируют с собственной частотой, являю­щейся функцией плотности жидкости, которую они содержат.

Наряду с вибрационными плотномерами в последнее время начали выпускать радиоизотопные плотномеры, предназначен­ные для бесконтактного непрерывного измерения в стацио­нарных условиях и дистанционной записи плотности различных жидкостей, транспортируемых по трубопроводам.

Для коммерческих операций при сдаче-приеме нефти наи­большее применение, получили импортные плотномеры типа «Солтартон» (Великобритания) и «Денситон» (ВНР).

Диапазон измерения плотности этих приборов от 300 дс 1600 кг/м³, рабочее давление до 15 МПа. Погрешность измере­ния составляет от ±0,1 до ±0,9 кг/м³. Принцип действия ука­занных приборов — вибрационный.

Учет нефти

Учет нефти осуществляется на всем пути ее движения, начи­ная с замера дебита отдельных скважин и кончая учетом нефти, сдаваемой нефтеперерабатывающим заводам. Нефть в сыром (обводненном) виде замеряется на бригадных и промысловых узлах учета нефти. После обезвоживания и обессоливания нефть уже в так называемом товарном виде учитывается при осущест­влении приемо-сдаточных операций между нефтедобывающими предприятиями и управлениями трубопроводного транспорта нефти, а также между управлениями трубопроводного транспор­та при перекачке нефти по магистральным нефтепроводам.

До недавнего времени основным средством учета нефти яв­лялся резервуар. Приемо-сдаточные пункты учета нефти разме­щались в основном на нефтепромыслах, где нефть передавалась транспортирующим организациям, и на нефтеперерабатываю­щих заводах, где нефть принималась от транспортирующих ор­ганизаций для переработки. На приемо-сдаточных пунктах осу­ществлялись прием и сдача нефти по количеству и качеству. Нефть предъявляли к приему в калиброванных резервуарах, а качество сдаваемой нефти определялось по отобранным про­бам в химических лабораториях. Данный метод учета нефти мог использоваться в отрасли, пока добыча нефти была ограничен­ной. Впоследствии данный метод учета стал неприемлемым.

Для организации учета нефти с использованием резервуаров и химических лабораторий потребовались бы огромные капи­тальные вложения в их сооружение, кроме того, построить но­вые резервуары и химические лаборатории за короткий проме­жуток времени практически невозможно.

Необходимо было также повысить достоверность учета нефти.

C использованием резервуарного метода очень сложно автоматизировать процесс коммерческого учета нефти. Все отмеченные факторы повлияли на пересмотр систем товарно-учетных операций и перевод их на поточные методы. Бы­ли разработаны и серийно освоены производством счетчики-рас­ходомеры нефти на потоке различных конструкций. В нефтяной промышленности наибольшее применение получили тахометрические вихревые и ультразвуковые приборы. Тахометрические приборы, в свою очередь, подразделяются на обычные и тур­бинные.

При объемном методе измерения поток нефти или нефтепро­дуктов делится механическим способом на отдельные порции, которые подсчитываются. В зависимости от средств разделения потока счетчики подразделяются на несколько типов. Наиболее распространены шестеренчатые и лопастные.

В настоящее время счетчики жидкости с овальными шестер­нями являются основными приборами камерного типа для изме­рения количества жидкостей, с вязкостью от 0,55-10~⁶ до 3-10 ⁴ м²/с, температурой от —40 до 120°С и давлением до 6,4 МПа, в трубах диаметром до 100 мм. При указанных усло­виях погрешность счетчиков составляет ±0,5 %.

Лопастные счетчики жидкости используются у нас в стране в основном для трубопроводов диаметром от 100 до 200 мм. Их подвижная система состоит из цилиндра, вращающегося вокруг своей центральной оси, и четырех лопастей, перемещающихся в радиальных прорезях цилиндра. В любом положении одна или две лопасти выдвинуты из цилиндра практически до упора во внутреннюю цилиндрическую поверхность корпуса счетчика. При этом они перекрывают кольцевой проход и, находясь под раз­ностью давлений жидкости, поступающей и уходящей из счет­чика, перемещаются вместе с последней, вызывая при этом вра­щение всей подвижной системы. Лопасти совершают сложное вращательно-поступательное движение, так как при вращении вместе со своим цилиндром они одновременно перемещаются внутри его прорезей. Цилиндр вращающейся системы может быть расположен как концентрично, так и эксцентрично по от­ношению к внутренней цилиндрической поверхности корпуса счетчика. В первом случае небольшая часть кольцевого про­странства между двумя цилиндрическими поверхностями закры­вается неподвижной вставкой, препятствующей непосредственно­му перетеканию жидкости из подводящей трубы в отводящую.

При измерении малых расходов объемные счетчики обеспе­чивают высокую точность и хорошую повторяемость в большом диапазоне измерения расходов.

При увеличении вязкости попытается точность объемных счетчиков, так как с увеличением гидравлического сопротивле­ния уменьшаются утечки из камеры.

К недостаткам объемных счетчиков можно отнести большие габариты, необходимость тонкой очистки, увеличение погрешно­сти из-за увеличения утечек в результате истирания роторов и корпуса, поэтому на обслуживание измерительных установок требуются большие эксплуатационные затраты.

В последние годы значительный прогресс достигнут в обла­сти изготовления ультразвуковых расходомеров, действие кото­рых основано на законах распространения звука в жидкости. Ультразвуковые сигналы обычно формируются пьезоэлектриче­ским генератором, который преобразует входной электрический сигнал в последовательность звуковых импульсов.

Основными преимуществами ультразвуковых расходомеров
по сравнению с устройствами для измерения расхода других являются: достаточно высокая точность измерения (погрешность до ±0,5.% от диапазона измерения), сравнимая с точностью тур­бинных расходомеров; высокая надежность в связи с отсутствием движущихся час­тей, соприкасающихся с контролируемой средой; отложение за­грязнений контролируемой среды на поверхностях датчика не приводит к резкому ухудшению его точности.

Наибольшее применение в нефтяной промышленности нашли
счетчики-расходомеры турбинного типа. Принцип работы этих счетчиков-тахометрический, в основе которого измерение ско­рости потока путем измерения скорости вращения тела (ротора), находящегося в потоке.

В турбинных счетчиках основным элементом служит вра­щающаяся в подшипниках турбинка. В идеальных условиях ско­рость вращения турбинки пропорциональна скорости потока и число оборотов соответствует определенному количеству про­пущенного продукта. В реальных условиях, вследствие неравно­мерности потока, дисбаланса ротора и сжимаемости среды, дей­ствительное число оборотов будет отличаться от расчетного, что определяет возникновение погрешности, особенно при малых расходах.

Турбинные счетчики имеют ряд преимуществ по сравнению с объемными. Они не требуют тонкой фильтрации, долговечнее и удобнее в эксплуатации, выдерживают более высокое давле­ние, монтаж их на трубопроводе несложен из-за небольших га­баритов и массы.

Основные недостатки турбинных счетчиков связаны с нали­чием движущихся частей, приводящих к истиранию подшипни­ков и увеличению погрешности, а также большого перепада дав­ления на счетчике из-за находящегося в потоке ротора, создаю­щего сопротивления потоку. При этом возникают потери напо­ра, которые с учетом фильтрации достигают 0,1 МПа. Несмотря на указанные недостатки, турбинные счетчики выпускаются оте­чественной промышленностью и многими зарубежными фирма­ми и в настоящее время являются основным средством учета жидкости на потоке.

В нефтяной промышленности широко используются счетчики «Норд»,-выпускаемые заводами Миннефтепрома, «Турбоквант», выпускаемые в ВНР, и некоторые другие.

Учет количества добытой, а также товарной нефти ведут в массовых единицах (тоннах) в строгом соответствии с едины­ми правилами учета. Они сводятся в основном к:

1) измерению объема нефти;

2) измерению ее средней температуры;

3) определению средней плотности нефти и приведению ее к20°С;

4) определению содержания воды, солей и механических при­месей.

После получения этих данных объем нефти умножают на ее среднюю плотность и получают массу брутто нефти. Из дан­ной массы брутто вычитают массу воды, солей и механических примесей и получают массу нетто.

При учете количества нефти в резервуарах объем ее опре­деляют непосредственным замером при помощи замерных лент или уровнемеров. Среднюю температуру нефти получают заме­ром температуры нескольких проб нефти, плотность — ареомет­ром (нефтеденсиметром). Содержание воды, солей и механиче­ских примесей определяется лабораторным анализом средней

пробы нефти.

При сдаче нефти с использованием расходомеров (безрезервуарная сдача) объем нефти определяют по показаниям расхо­домера, температуру, плотность, содержание воды, солей — со­ответственно термометром, плотномером, солемером и влагоме­ром, устанавливаемыми на потоке. В случае их отсутствия эти показатели определяются в результате лабораторного анализа средней пробы нефти, отбираемой пробоотборником на потоке.

Учет нефти в резервуарах

Количество нефти в резервуарах определяют по объему, за­нимаемому, ею в резервуаре. Для быстрого и точного определе­ния объема нефти в зависимости от ее уровня (высоты взлива) пользуются заранее составленными калибровочными (замерны­ми) таблицами на резервуар каждого типа. Резервуары калиб­руют различными методами: при помощи мерных сосудов, нали­вом и сливом заранее отмеренных объемов воды (для малых резервуаров); при помощи объемных счетчиков, замеряющих ко­личество налитой воды при одновременном измерении высоты уровня в калибруемом резервуаре, и замером геометрических размеров резервуара.

Метод выбирают с учетом объема резервуаров и необходи­мой точности. На практике наиболее доступен метод обмера ре­зервуаров стальной рулеткой длиной 20 м. Вертикальные ци­линдрические резервуары калибруют измерением высоты и внут­реннего диаметра каждого пояса; при этом высоту и толщину листов поясов измеряют, как правило, в трех точках по окруж­ности резервуара, принимая в расчетах средние арифметические их значения. Обмерять рекомендуется при наполнении резервуа­ра жидкостью на 60—80%, поскольку на точность калибровоч­ных таблиц влияет гидростатическое давление.

В калибровочные таблицы вводят поправки на неровности днища, на оборудование, расположенное внутри резервуара. Калибровочная таблица является документом, на основании ко­торого учитывается нефть.

При определении количества нефти, находящейся в резер­вуаре, вначале, зная уровень нефти в резервуаре, по калибро­вочным таблицам находят ее объем.

После этого, взяв из резервуара при помощи пробоотборни­ка пробу нефти, определяют в лаборатории ее плотность. Умно­жая объем нефти на плотность, получают массу нефти.

Плотность нефти в резервуаре не является постоянной для всей массы, поэтому приходится определять среднюю плотность всего объема нефти, чтобы найти массу последней.

В верхних слоях резервуара температура нефти, как прави­ло, выше, чем в нижних. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, а следовательно, и плотность также будет изме­няться согласно этой закономерности. Для точного определения средней плотности нефти необходимо правильно отбирать сред­нюю пробу, точно и своевременно измерять температуру и плот­ность этой пробы.

Уровни нефти и подтоварной воды в резервуарах большой вместимости определяются мерной лентой с миллиметровыми делениями и лотом. Лоты служат для натягивания мерных лент и для определения слоя подтоварной воды посредством прикреп­ляемой к ним водочувствительной ленты.

Измерение уровня рулеткой-с лотом осуществляется следую­щим образом: измеряют базовую сторону (высотный трафарет резервуара) как расстояние по вертикали между днищем или базовым сто­ликом резервуара в точке касания лота рулетки и риской план­ки замерного люка. Полученный результат сравнивают с извест­ной (паспортной) величиной базовой высоты: они не должны отличаться более чем на допустимое отклонение рулетки (1±4 мм), в случае расхождения необходимо выявить причину и устранить; медленно опускают ленту рулетки с лотом до касания лотом днища или базового столика, не допуская отклонения лота от вертикали, не задевая за внутреннее оборудование и сохраняя спокойное состояние поверхности нефти; поднимают ленту рулетки строго вверх, без смещения в сторону, чтобы избежать искажения липни смачивания на ленте рулетки; отсчет на ленте рулетки производят с точностью до 1 мм немедленно, т. е. после появления смоченной части ленты рулетки над замерным люком.

Уровень в каждом резервуаре изме­ряют не менее двух раз. При получении расхождений в отсчетах более 10 мм из­мерения повторяют и из трех наибол

⇐ Предыдущая13141516171819202122Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: