Главная -> Словарь

Турбинных трансформаторных

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 , полученную после сепарации, без всякого ограничения содержания каких-либо примесей 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 . Во-вторых, технические средства для непрерывного измерения содержания газа в потоке в настоящее время отсутствуют. Имеющиеся средства, например, устройство для определения свободного газа УОСГ-100М, 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.

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 возмущающих 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 , снижение погрешности измерения содержания воды намного труднее.

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 8. ТПР, в свою очередь, состоит из корпуса 1, в котором расположены передний 2 и задний 3 обтекатели с подшипниками, турбинка 4 с осью и снаружи к корпусу прикреплен магнитоиндукционный датчик 5

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 м3/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 . Счетчики зарекомендовали себя хорошо и до сих пор завод выпускает модернизированные "НОРД-М" .

ТПР "НОРД-М" состоит из корпуса 1, выполненного в виде катушки со стандартными фланцами, входного и выходного обтекателей 2 с расположенными в них подшипниками-подпятником 3 и втулкой 8, турбинки б, 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 позволило 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 .

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.

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 м3/ч .

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 . В 1980-1985 гг. с учетом зарубежного опыта и результатов исследований, проведенных НПО "Нефтеавтоматика" совместно с другими организациями , были разработаны нормативные документы по поверке и метрологической аттестации всех средств измерений, входящих в состав УУН, что по-

Турбинные счетчики имеют следующие особенности, которые необходимо учитывать при их использовании: метрологические характеристики индивидуальны для каждого типа и экземпляра ТПР; значения метрологических характеристик в большой степени зависят от условий эксплуатации . Например, ТПР типа "Турбоквант" 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.

турбинных счетчиков V - V Vt, где п - число работающих измерительных линий.

9. 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.

Определение натровой пробы по ГОСТ 6473—53 производится в маслах турбинных, трансформаторных, конденсаторном и МК-8.

н др.). Для повышения стабильности турбинных, трансформаторных, приборных я других глубокоочищенных масел применяют присадки типа ионол, n-оксидифениламин и др. Для моторных масел обычно используют диалкилдитиофосфаты металлов—присадки ДФ-11, ЛАНИ-317, ДФ-1. Обычно к маслам добавляют от 0,1 до 1,0% А. п.

СТАБИЛЬНОСТЬ МИНЕРАЛЬНЫХ МАСЕЛ ПО МЕТОДУ ВТИ —метод оценки устойчивости турбинных трансформаторных и других минеральных масел к окислению. По методу ВТИ стабильность масла, подвергнутого искусственному старению, характеризуется массой осадка , кислотным числом и содержанием водорас-, творимых к-т. В прибор для окисления помещают 30 г масла И опускают в него два чистых ме-таллич. шарика: один медный, другой стальной. Затем прибор выдер-

Исследование показывает, что осадки первого типа представляют собой асфальтены, карбены и карбоиды; они образуются в маслах, применяемых в автомобильных, тракторных, авиационных двигателях и в дизелях; чем выше температурный режим работы двигателя, тем больше появляется в масле карбенов и кар-боидов и относительно меньше асфальтенов. В турбинных, трансформаторных, компрессорных и индустриальных маслах, работающих в различных машинах и станках, в осадках первого типа преобладают асфальтены.

Особенности работы масел в двигателях, высокие температуры и эффективное влияние ускорителей окисления металлических поверхностей создают качественно иные условия для работы моторного масла, чем, например, масел турбинных, трансформаторных и др.

Ряд научных исследований и практических наработок по применению масел, проведенных Н. И. Черножуковым совместно с профессорами К. И. Ивановым и Б. В.Лосиковым, способствовали предотвращению взрывов компрессоров на кислородных заводах, послужили основой для разработки методов регенерации турбинных, трансформаторных и дизельных масел, позволили разработать стандарты на изоляционные, турбинные и автотракторные масла. Все это способствовало организации четкого ведения масляного хозяйства на электростанциях. Результаты комплексных исследований в этой области опубликованы в ряде статей и монографиях: «Вопросы применения масел на электростанциях» и «Турбинные масла» .

Наиболее простыми по устройству и старейшими по времени возникновения установками для контактной очистки землями являются установки, предназначенные для доочистки относительно маловязких специальных масел, предварительно очищенных серной кислотой и щелочью. Цель дополнительной очистки адсорбентами в этих случаях — удаление остатков веществ, окрашивающих масло, а вместе с этим улучшение цвета, запаха и некоторых других характеристик. Такая комбинированная очистка применяется для медицинского и парфюмерного масел, вазелина, парафина, церезина, а также масел, менее глубок» очищенных, — турбинных, трансформаторных, вазелиновых и др.

Регенерация индустриальных, компрессорных, турбинных, трансформаторных, форвакуумных ВМ-4 и других специальных масел в настоящее время проводится на местах их потребления , и это, как прагало, экономически выгодно.

Наиболее простыми по устройству и старейшими по времени возникновения установками для контактной очистки являются установки, предназначенные для доочистки относительно маловязких специальных масел, предварительно очищенных серной кислотой и щелочью. Цель дополнительной очистки адсорбентами в этих случаях — удаление остатков веществ, окрашивающих масло, а вместе с этим улучшение цвета, запаха и некоторых других характеристик. Такая комбинированная очистка применяется для медицинского и парфюмерного масел, вазелина, парафина, церезина, а также масел, менее глубоко очищенных: — турбинных, трансформаторных, вазелиновых и др.

Физико-химические свойства турбинных, трансформаторных, индустриальных, компрессорных, трансмиссионных масел показаны в табл. 17—21.

СТАБИЛЬНОСТЬ МИНЕРАЛЬНЫХ МАСЕЛ ПО МЕТОДУ ВТИ — метод оценки устойчивости турбинных, трансформаторных и других минеральных масел против окисления.