.

          Введение

Расходом вещества называется объем или масса вещества, проходящего через данное сечение канала в единицу времени. В зависимости от применяемых единиц определяют расход объемный или массовый. Соответственно может измеряться объемный или массовый расход. Приборы для измерения расхода называются расходомерами.

Для измерения количества вещества применяют расходомеры с интеграторами или счетчики. Интегратор непрерывно суммирует показания прибора, а количество вещества определяют по разности его показаний за требуемый промежуток времени.

Для измерения расхода веществ применяют расходомеры, основанные на различных принципах действия: расходомеры переменного и постоянного перепада давлений, переменного уровня, электромагнитные, ультразвуковые, вихревые, тепловые и турбинные. Расход сыпучих веществ обычно измеряют различными весоизмерительными устройствами.

Измерение расхода и количества является сложной задачей, поскольку на показания приборов влияют физические свойства измеряемых потоков: плотность, вязкость, соотношение фаз в потоке и т. п. Физические свойства измеряемых потоков, в свою очередь, зависят от условий эксплуатации, главным образом от температуры и давления.

Если условия эксплуатации расходомера отличаются от условий, при которых производилась его градуировка, то ошибка в показаниях прибора может значительно превысить допустимое значение. Поэтому для серийно выпускаемых приборов установлены ограничения области их применения: по свойствам измеряемого потока, максимальной температуре и давлению, содержанию твердых частиц или газов в жидкости и т. п.

Измерение расхода протекающей по трубопроводу жидкости, газа или пара за определенный отрезок времени или в каждый данный момент имеет большое значение для учета нефтепродуктов, газа и пара при отпуске их, а также для контроля и регулирования технологических процессов бурения, добычи, транспорта и переработки нефти и газа. Объем или масса нефти, воды и газа, добываемые из каждой скважины, является не только учетным фактором, но представляет собой важнейший параметр, по которому определяют ход разработки нефтяного месторождения и геолого-техническое состояние данной скважины. Технологический процесс подготовки нефти на промыслах (обезвоживание, обессоливание и стабилизация) протекает при определенных расходах сырой нефти, воды и химического реагента, значение которых необходимо контролировать и регулировать.

Измерение расхода сырья, полуфабрикатов, реагентов и целевых продуктов является важнейшим условием управления технологическим процессом переработки нефти и газа.

Данный курсовой проект описывает счетчик газа СГ16МТ и предназначен для ознакомления с устройством расходомера, порядком его эксплуатации, монтажом.

          1. Назначение

Счетчик предназначен для измерения (в том числе и при коммерческих операциях) объема неагрессивного, неоднородного по химическому составу, очищенного от механических примесей и осушенного природного газа по ГОСТ5542-87, а также воздуха, азота и других неагрессивных газов плотностью не менее 0,67 кг/м3 при плавно меняющихся его потоках и рабочей температуре от минус 20 до плюс 50 °С.

Счетчик может устанавливаться в трубопроводе как горизонтально, так и    вертикально при направлении потока газа как снизу вверх, так и сверху вниз. Счетчик может быть использован совместно с внешним устройством электронной коррекции измеряемого объема по температуре и давлению измеряемого газа (электронным корректором). Информация об объеме передается на электронный корректор посредством датчика импульсов, входящего в состав счетчика.

Электрическая цепь датчика импульсов, предназначенная для подключения к электронному корректору и состоящая из последовательно соединенных резисторов и герконов, не содержит собственного источника тока, индуктивности и емкости, а изоляция выходного кабеля (жгута) рассчитана на напряжение не менее 500 В, что в соответствии с п.7.3.72 ПУЭ-86 позволяет подключать ее к искробезопасной цепи электронного корректора ЭК-88/К. Счетчик предназначен для размещения и эксплуатации во взрывоопасных зонах согласно п.7.3 ПУЭ 86, в которых возможно образование взрывоопасных смесей паров и газов с воздухом. Счетчик соответствует ГОСТ 28724-90.Счетчик зарегистрирован в Госреестре средств измерений под № 14124-03.

Счетчик имеет:

- лицензию Госгортехнадзора №43ИР-003253;

- заключение о соответствии требованиям безопасности

Счетчик выпускается в двух вариантах в зависимости от марки стали, из которой изготовлен корпус счетчика:

     -для эксплуатации при температуре окружающей среды от -30 до +50°С;

-для эксплуатации при температуре окружающей среды от -40 до +50°С.

Вид климатического исполнения счетчика УЛХЗ по ГОСТ 15150 69.Степень защиты корпуса от внешних воздействий IP54 по ГОСТ 14254 96.Счетчик выпускается в нескольких вариантах в зависимости от максимального значения расхода (см. таблицу  1).

Условное обозначение счетчика состоит из символов СГ16МТ, максимального значения объемного расхода и минимального значения температуры окружающей среды (без обозначения единицы измерения), символа "С", указывающего, что корпус изготовлен из стали, исполнения (кроме счетчика газа СГ16МТ-100) в зависимости от пределов допускаемой основной

относительной погрешности в диапазоне расходов менее 0,1Qмax до 0,05Qмax (2 или 4), которое указывается только в паспорте и на упаковке.

Пример записи обозначения счетчика с максимальным значением объемного расхода 400 м³/ч и минимальным значением температуры окружающей среды минус 30 °С, исполнение 2 при заказе и в документации другой продукции, в которой он может быть применен:

"Счетчик газа СГ16МТ 400 30 С-2 ТУ 4213-001-07513518-02".

Для уменьшения длины  прямых участков при монтаже счетчика необходимо установить стабилизатор потока газа СПГ.

Условное обозначение стабилизатора должно состоять из обозначения СПГ, условного прохода Ду и обозначения предельной пониженной  температуры окружающего воздуха – 30 (для температуры минус 30 °С) или 40 (для температуры минус 40° С).Пример обозначения стабилизатора потока газа СПГ для Ду 50, предназначенного для эксплуатации при температуре от минус 40°С : "СПГ 50-40". (2)

2. Технические характеристики

Диапазоны расходов и диаметры условного прохода для различных исполнений счетчика приведены в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Таблица 2

Примечания:

1. Значения расходов в таблицах 1, 2 установлены для воздуха плотностью 1,2 кг/м³ при температуре плюс (20±5) °С и избыточном давлении в месте установки счетчика 5000 Па.

2. Диапазон измерения 1:10 для Ду-50; и 1:20 для остальных Ду, по согласованию с потребителем счетчики могут выпускаться с значением минимального расхода Qmin равным 0,1 Qmax.

3. При увеличении давления (в пределах диапазона согласно п.1.2.2) минимальный расход Qmin Р, м³/ч, определяется по формуле:

                                            ,     (1)

где Qmin- значение минимального расхода при избыточном давлении измеряемого газа 5000 Па (согласно таблицам 1 и 2), м³/ч;

d=rГАЗ/r ВОЗД  - относительная плотность газа (для природного газа d0,65);

rГАЗ, r ВОЗД  - плотность газа и плотность воздуха, кг/м3;

P=Рб+РИ - абсолютное давление газа в месте установки счетчика, Па;

Рб, РИ – атмосферное и избыточное давление, Па;

10–5 – коэффициент, 1/Па.

Зависимость диапазона расходов (Qmax : Qmin Р) от абсолютного давления газа (Р) для d0,65 иллюстрируется графиком, приведенным в приложении Б.

4. Для приведения значений расходов, указанных в таблицах 1 и 2 или определенных по формуле (1) к условиям по ГОСТ 2939‑63 необходимо произвести пересчет по формуле:

                                              ,      (2)

где QП – значение расхода, приведенное к условиям по ГОСТ 2939‑63, м3/ч;

QР – значение расхода, взятое из таблицы 1 или 2 или рассчитанное по формуле (1), м3/ч;

Р –избыточное давление в зоне турбинки счетчика, МПа;

Pб –атмосферное давление, МПа;

PН = 0,101325 МПа » 1,033 кгс/см2 – нормальное давление по ГОСТ 2939‑63.Для приблизительных расчетов принимают Pб= PН.

Рабочее (избыточное) давление измеряемого газа в месте установки счетчика должно находиться в пределах от 1800 Па до 1,2 МПа (от 0,0180 до 12 кгс/см2), максимальное допускаемое давление - 1,6 МПа.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика при температуре окружающего воздуха плюс (20±5) °С:

± 1 % - в диапазоне расходов от Qmax до 0,2 Qmax;

± 2 % - в диапазоне расходов менее 0,2 Qmax до 0,1 Qmax;

± 2 % - в диапазоне расходов менее 0,1 Qmax до 0,05 Qmax (исполнение 2).

± 4 % - в диапазоне расходов менее 0,1 Qmax до 0,05 Qmax (исполнение4).

Потеря давления на счетчике при наибольшем расходе не более 1200 Па

(120 мм вод.ст.).

Графики зависимости потери давления DР от расхода Q для воздуха плотностью 1,2 кг/м3 приведены в приложении  В.

Потеря давления на счетчике СГ при рабочем давлении в трубопроводе определяется по формуле:

                                                 =,    (3)

где - потеря давления на счетчике в рабочих условиях; Па;

      DР- потеря давления на счетчике в условиях градуировки. Определяется по графику для счетчика конкретного типа на конкретном расходе, Па;

      rр - плотность газа при рабочем абсолютном давлении в трубопроводе,    кг /м3, определяется по формуле:

                                                   ,             (4)

где rн – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³,

       Р = Рб+Ри- абсолютное давление газа в месте установке счетчика, МПа;

      Рб, Ри- атмосферное и избыточное давление, МПа.

      Рн =0,101325МПа - нормальное давление по ГОСТ 2939-63

      rб =1,2 кг/м3 - базовая плотность, при которой построены графики потери давления на счетчиках.

Счетчик имеет механический цифровой 8-ми разрядный счетный механизм для учета объема газа при рабочих условиях.

Цена деления младшего разряда счетного механизма для исполнений СГ16МТ‑100–СГ16МТ‑650 составляет 0,01 м³, для остальных исполнений - 0,1 м3.

Параметры электрической цепи датчика импульсов при отсутствии внешнего магнитного поля:

а) сопротивление между контактами 1 и 2, 5 и 6 скачкообразно изменяется от значения не менее 10 МОм до (100±5) Ом и обратно до значения не менее 10 МОм за время прохождения 0,1 м³ измеряемого газа через счетчик исполнений СГ16МТ‑100 – СГ16МТ‑650 и 1 м³ – для остальных исполнений счетчика;

б) промежутки времени, в течение которых сопротивление имеет высокий и низкий уровни, равны и на расходе Qmax составляют не менее 100 мс;

в) сопротивление между контактами 3 и 4 – не менее 10 МОм (контакты разомкнуты);

г) диапазон коммутируемых токов от 1х10^-6 до 5х10^-4 А;

д) диапазон коммутируемых напряжений от 0,05 до 15 В на активной нагрузке.

При воздействии внешнего магнитного поля, достаточного для замыкания контактов герконов (напряженность не менее 40 А/м), сопротивление между контактами 3 и 4, 1 и 2, 5 и 6 датчика импульсов равно (100±5) Ом (контакты замкнуты).

Порог чувствительности счетчика не более 0,033Qmax для СГ16МТ‑100 и не более 0,02Qmax для остальных исполнений.

Габаритные и установочные размеры счетчика приведены в приложении Г.

Счетчик предназначен для длительного непрерывного режима работы. Средний срок службы счетчика - 10 лет. Счетчик является неремонтируемым в условиях эксплуатации изделием. Счетчик относится к восстанавливаемым изделиям.

          3. Состав изделия, устройство и работа

Состав счетчика:

В состав счетчика входят сам счетчик, датчик импульсов низкочастотный, масленка с маслом, эксплуатационная документация.

      Принцип действия:

Принцип действия счетчика основан на использовании энергии потока газа для вращения чувствительного элемента счетчика - турбинки. При взаимодействии потока газа с турбинкой, последняя вращается со скоростью, пропорциональной скорости (т.е. объемному расходу) измеряемого газа.

Число оборотов турбинки с помощью механического редуктора и магнитной муфты суммируется на интегрирующем устройстве (счетном механизме), показывающем объем газа, прошедший через счетчик за время измерения, при рабочих условиях.

      Устройство и работа:

Устройство счетчика показано в приложении Д. В цилиндрическом корпусе поз.1 последовательно по потоку расположены направляющая поз. 2, турбинка поз. 3 и преобразователь поз. 4. В преобразователе на шарикоподшипниках  установлен вал, выполненный заодно с червяком. Последний кинематически связан с зубчатым колесом, которое далее связано с нижним поводком поз. 6 магнитной муфты.

Часть верхнего поводка поз. 7 магнитной муфты выполнена в виде вала, на котором установлено одно из пары сменных юстировочных колес поз.8. Второе юстировочное колесо закреплено на 8-разрядном счетном механизме поз. 9, размещенном в корпусе поз. 10 под крышкой поз. 11.

Для считывания показаний счетчика в крышке поз. 11, напротив оцифрованных роликов, имеется узкое окно поз. 12. Корпус поз. 10 с установленными в нем деталями и крышкой поз. 11 образует счетную головку.

Вращение нижнего поводка магнитной муфты передается на оцифрованные ролики счетного механизма посредством верхнего поводка магнитной муфты и механического редуктора, образованного парой сменных юстировочных колес поз. 8, шестеренками и зубчатыми колесами. (2)

Для обеспечения требуемой точности измерения объема при градуировке счетчика производится подбор пары юстировочных колес поз. 8 (подбор необходимой редукции).

Для проведения градуировки и проверки счетчика в конструкции счетного механизма предусмотрено устройство для формирования на входе внешней аппаратуры, подключенной к разъему поз. 13, импульсов, число которых на каждый оборот турбинки значительно больше числа оборотов ролика младшего разряда счетного механизма. Этим, при операциях поверки, достигается повышение точности измерения объема газа, прошедшего через счетчик.

Счетная головка имеет возможность разворачиваться вокруг вертикальной оси для обеспечения удобства считывания показаний счетчика. В выбранном положении корпус фиксируется винтом поз. 14.

Направляющая поз. 2, турбинка поз. 3 и детали преобразователя поз. 4 в процессе работы счетчика соприкасаются с измеряемым газом. Магнитная муфта, юстировочные колеса и все детали, расположенные под крышкой 11, изолированы от измеряемой среды.

Снаружи на корпусе счетчика установлен масляный насос поз. 15 с маслопроводом поз.16 для подачи смазки к подшипникам турбинки при периодическом обслуживании счетчика в эксплуатации.

В масляный насос смазка заливается из емкости, входящей в комплект поставки.

В магнитной муфте применены подшипники закрытого типа с заложенной в них консистентной смазкой, обеспечивающей надежную работу подшипников в течение 10 лет без дополнительной смазки.

На корпусе счетчика предусмотрена клемма (винт) поз.17 для крепления провода заземления.В крышке поз. 11 имеется паз, для фиксации датчика импульсов поз.18, служащего для подключения счетчика к электронному корректору.

Датчик импульсов представляет собой пластмассовый корпус, в котором на плате размещены три электрически не связанные цепочки, каждая из которых состоит из последовательно соединенных геркона и резистора сопротивлением 100Ом  5%. Электрическая принципиальная схема датчика импульсов приведена в приложении Ж.

На последнем зубчатом колесе механического редуктора закреплена втулка с постоянным магнитом.

Датчик импульсов поз. 18 фиксируется на крышке поз. 11 таким образом, что при вращении зубчатых колес редуктора контакты герконов S1 и S2  (приложение Ж) замыкаются каждый раз при прохождении мимо них постоянного магнита. Скачкообразное изменение сопротивления на контактах датчика импульсов используется в подключенном к нему электронном корректоре для формирования сигнала, частота которого пропорциональна расходу. Контакты геркона S3 при этом постоянно разомкнуты.

При появлении мощного внешнего магнитного поля контакты каждого геркона замыкаются, что может быть использовано для сигнализации об аварии.

Проточная часть счетчиков  снабжена бобышкой поз.19 с установочным местом под герметичную защитную гильзу для установки датчика температуры и бобышкой поз.20 с установочным местом под штуцер для отбора контролируемого давления. Бобышки герметично закрыты заглушками поз. 21 и опломбированы. Бобышки имеют резьбу М14 1,5.

Герметичная защитная гильза и штуцер для отбора давления входят в комплект монтажных частей, предназначенный для подсоединения счетчика к  электронному корректору.

Маркировка и пломбирование

На счетной головке имеется маркировка:

- наименование и товарный знак предприятия-изготовителя;

- обозначение и заводской номер счетчика;

- диаметр условного прохода (Ду);

- наибольшее допускаемое давление измеряемой среды (Pmax);

- масса счетчика;

- год изготовления;

- знак утверждения типа по ПР50.2.009-94;

- степень защиты от проникновения внешних твердых предметов, пыли и воды по ГОСТ 14254-96: "IР54";

Манипуляционные знаки располагаются в левом верхнем углу на двух соседних стенках ящика. Маркировка наносится окраской по трафарету. Допускается надписи выполнять на ярлыке по ГОСТ 14192-96.Счетчик транспортируется в деревянных ящиках  ГОСТ 2991-85.В ящик со стороны крышки должен быть вложен упаковочный лист.Перед длительным хранением счетчик следует упаковать в тару завода изготовителя.

          4. Использование по назначению

К paботе по монтaжу, устaновке, обслуживaнию и  эксплуaтaции счетчика допускaются лицa, имеющие необходимую квaлификaцию, пpошедшие инстpуктaж по технике безопaсности и изучившие настоящее РЭ.

При монтаже, подготовке к пуску, эксплуатации и демонтаже счетчика необходимо соблюдать меры предосторожности в соответствии с требованиями правил технической безопасности (ПТБ), установленными на объекте и регламентируемыми при работе с пожаро и взрывоопасными газами, с газами под давлением, в том числе пользоваться инструментом, исключающим возникновение искры. Счетчики должны эксплуатироваться в системах, в которых максимальное давление измеряемой среды (избыточное) не превышает 1,6 МПа.

Подготовка счетчика к монтажу:

Выбрать место монтажа счетчика в разрыве трубопровода, исходя из следующих условий:

- место установки должно быть наименее подвержено вибрации, защищено от воздействия ударов, атмосферных осадков, прямых солнечных лучей и удобно для осмотра и обслуживания;

- напряженность внешнего переменного магнитного поля должна быть не более 40А/м;

- внутренний диаметр трубопровода в месте разрыва должен быть равен Ду счетчика с отклонением не более ±2 %;

- длина прямолинейного участка трубопровода должна быть не менее 5 Ду  перед счетчиком и не менее 3 Ду - после счетчика. При установке стабилизатора потока газа СПГ (для уменьшения длин прямых участков) на входе доплнительные прямолинейные участки не требуются, а на выходе длина прямолинейного участка должна быть не менее 1 Ду;

- угловое отклонение оси трубопровода от горизонтали или вертикали в месте установки счетчика должно быть не более ±10°.

При соблюдении указанных выше требований и при использовании для фланцевых соединений  деталей, отверстий счетчика и подводящих трубопроводов, находящаяся в пределах допусков на размеры деталей фланцевого соединения, не влияют на метрологические характеристики счетчика. Это подтверждается проводимыми один раз в 6 месяцев контрольными поверками технологических счетчиков на поверочном стенде,  так как монтаж счетчиков на поверочном стенде проводится именно таким образом.

Участок трубопровода перед счетчиком (на расстоянии не менее 5Ду от счетчика, но не более 10 м) должен быть снабжен фильтром для очистки газа от механических примесей (размер  твердых частиц находящихся в измеряемом газе по наибольшему измеренному значению не должен превышать 0,08 мм). Фильтр не является принадлежностью счетчика. (2)

Установка вентилей, заслонок, колен или переходных патрубков допускается на расстоянии не менее 5Ду  перед счетчиком и не менее 3Ду - после счетчика.

Участки трубопровода (съемные участки трубы) перед монтажом тщательно прочистить ершом или льняной тряпкой, смоченной в бензине, а затем продуть.

Если место монтажа выбрано на вертикальном участке трубопровода, то для исключения выливания масла из стакана масляного насоса перед монтажом  необходимо изменить положение масляного насоса, как указано ниже.

- отвернуть гайку, крепящую стакан масляного насоса, снять стакан вместе с кольцом и установить их в одно из двух отверстий (чтобы при эксплуатации стакан масляного насоса был  направлен вверх) на корпусе масляного насоса,  предварительно выкрутив из него заглушку с кольцом;

заглушить освободившееся отверстие, снятыми заглушкой и кольцом.

При монтаже и демонтаже счетчика на вертикальный участок трубопровода рекомендуется сначала снять стакан масляного насоса, и после монтажа и демонтажа вновь установить в нужное положение.

При подключении к счетчику электронного корректора установить на крышку поз.11 и опломбировать импульсный низкочастотный датчик поз.18 (приложение Д).

Непосредственно перед монтажом проверить техническое состояние счетчика согласно таблице 4.

Таблица 4

Примечание – Техническое состояние следует проверять каждый раз перед установкой счетчика после транспортирования, хранения в складских условиях или длительного нахождения в нерабочем состоянии.

          5. Монтаж и установка

Монтаж счетчика производить в соответствии с настоящим руководством

ПР50.2.019-96 "ГСИ. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков".

Схема монтажа приведена в приложении И.

При монтаже счетчика рекомендуется применять:

- фланцы по ГОСТ 12820‑80 из стали 09Г2С-Св-4 по ГОСТ 19281‑89;

- для уплотнения фланцевых соединений прокладки из паронита ПМБ ГОСТ 481‑80; размеры прокладок по ГОСТ 15180‑86;

- шпильки по ГОСТ 10495‑80 из стали 35Х;

- гайки по ГОСТ 10495‑80 из стали 35Х.

Монтаж счетчика в трубопроводе следует производить соосно с ним и так, чтобы стрелка на корпусе счетчика совпадала с направлением потока газа в трубопроводе, а уплотнительные прокладки и сварные швы не выступали внутрь трубопровода.

При монтаже на горизонтальном участке трубопровода счетная головка должна быть направлена вертикально вверх.

Заземлить корпус счетчика в месте расположения клеммы "" медным проводом сечением не менее 1,5 мм².

Проверить сопротивление заземляющего устройства, которое должно быть не более 4 Ом.

Ослабить фиксирующий винт поз. 14 (см приложение Д) и вращением, без усилия, счетной головки вокруг оси, перпендикулярной цилиндрическому корпусу счетчика, установить счетную головку в положение, удобное для считывания результатов измерения. Зафиксировать счетную головку в этом положении при помощи винта поз. 14.

При использовании для обработки результатов измерения внешнего электронного корректора открутить заглушки поз. 21 и установить в бобышку поз. 19 защитную гильзу, в бобышку поз. 20 - штуцер для отбора давления.

Установить в защитную гильзу датчик температуры.

Подсоединить штуцер к электронному корректору. Подключить датчик температуры и датчик импульсов к электронному корректору согласно указаниям его эксплуатационной документации.

Меры безопасности

При эксплуатации счетчиков следует соблюдать требования, предусмотренные ГОСТ 12.2.007.0‑75 и ПТЭ "Правила технической эксплуатации".

Периодическую смазку подшипников счетчика допускается производить при рабочем состоянии счетчика.

          6. Подготовка к работе

Перед пуском счетчика проверить правильность монтажа, надежность заземления, герметичность соединений.

Разъем на корпусе счетной головки должен быть закрыт заглушкой.

При отсутствии датчиков температуры и давления бобышки также должны быть герметично закрыты заглушками.

Если бобышки не используются для установки датчика температуры и отбора давления, они должны быть герметично закрыты заглушками.

Снять крышку поз. 30 масляного насоса (см. приложение Д) и заполнить стакан поз. 31 маслом 132‑07  ТУ 6‑02‑837-78 из емкости, входящей в комплект поставки. Закрыть стакан крышкой и произвести несколько энергичных нажатий на кнопку масляного насоса, что позволит смазать подшипниковые опоры счетчика. Смазку контролировать наблюдением понижения уровня масла в стакане масляного насоса на 3‑6 мм.

Закрыть кнопку масляного насоса колпачком, закрутив его до упора.

Примечание –Допускается применять масло 132‑19 ТУ‑02‑897‑78, МП609 ТУ38.10176‑81, МП601 ТУ38.101787‑79, МВП  ГОСТ 1805‑76, или масло другой марки с вязкостью 14…33 с СТ при температуре плюс 20°С, с температурой застывания не выше минус 60°С, с температурой вспышки не менее плюс 130°С, с отсутствием механических примесей.

Пуск и остановка счетчика

После монтажа, необходимой проверки и подготовки счетчик готов к работе.

Плавно, исключая пневматический удар, заполнить систему трубопроводов обвязки счетчика и рабочую полость счетчика измеряемым газом, для чего плавно открыть вентиль (задвижку) перед счетчиком, а затем, плавно открыть вентиль (задвижку) за счетчиком. Установить необходимый расход газа.

Зафиксировать в рабочем журнале показание счетчика, при котором была начата эксплуатация.

Для остановки счетчика необходимо, плавно уменьшая расход, закрыть вентиль (задвижку ) перед счетчиком, затем после счетчика.

Возможные неисправности и способы их устранения

Ремонт счетчика должен производиться на предприятии‑изготовителе счетчика или на специализированных предприятиях, имеющих лицензию Госгортехнадзора России на право ремонта объектов газового хозяйства в соответствии с методическими указаниями РД‑12‑45.

Наиболее вероятные неисправности, устранение которых возможно на месте эксплуатации счетчика или в неспециализированных мастерских, и способы их устранения приведены в таблице 5

Таблица 5

Пересчет измеренного объема газа к условиям по ГОСТ 2939‑63

Счетчик обеспечивает измерение объема газа при рабочих условиях (по давлению и температуре). При расчете с потребителями необходимо привести измеренный объем газа к условиям по ГОСТ 2939‑63. Формулы приведения измеренного объема к условиям по ГОСТ 2939‑63 (формулы пересчета) которые приведены далее.

При использовании счетчика с электронным корректором последний производит пересчет автоматически.

Для газов, у которых коэффициент сжимаемости Z в диапазоне рабочих давлений от 1800 Па до 1,6 МПа и в диапазоне рабочих температур от минус 20 до плюс 50 °С равен 1 (например, чистый метан, воздух и др.), пересчет производится по формуле:

                                          ,    (5)

где VП – объем газа, приведенный к условиям по ГОСТ 2939‑63, м³;

VД – объем газа при рабочих условиях, м³ (по показаниям счетчика);

Р – среднее значение рабочего избыточного (манометрического) давления в зоне турбинки счетчика (на расстоянии не более 1Ду перед счетчиком) за контролируемый интервал времени tК, МПа;

Pб – барометрическое (атмосферное) давление (среднее значение за контролируемый интервал времени), МПа;

PН = 0,101325 МПа » 1,033 кгс/см² – нормальное давление по ГОСТ 2939‑63;

t_Д – среднее значение рабочей температуры после счетчика (на расстоянии не менее 2,5 Ду и не более 5 Ду между счетчиком и гильзой термометра) за контролируемый интервал времени t_К, °С.

Среднее рабочее давление Р, МПа, в зоне турбинки счетчика за контролируемый интервал времени tК определяют по формуле:

                                                           ,            (6)

где

Pi– среднее значение давления перед счетчиком за время усреднения ti, МПа;

n – количество интервалов усреднения.

Среднее значение рабочей температуры t_Д, °С, в зоне счетчика за интервал времени t_К определяют по формуле:

                                                            ,         (7)

где t_Дi – среднее значение температуры за время усреднения t_i, °С;

n – количество интервалов усреднения.

Для газов, у которых коэффициент сжимаемости Z в указанном выше диапазоне рабочих давлений и температур не равен 1 (Z¹1), пересчет производится по формуле:

                                                          ,         (8)

где V_пZ – объем газа, приведенный к условиям по ГОСТ 2939‑63, м3;

V_П – объем газа, определенный по формуле (3);

Z – коэффициент сжимаемости, определяемый по формуле:

                                                   ,           (9)

где Zмакс и Zмин – максимальное и минимальное значения коэффициента сжимаемости (берутся по таблицам).

Примечания

1.Скачкообразные изменения температуры и давления при переходных процессах, длящихся не более 1 мин, в расчете не учитываются.

2.Для измерения Р₁ и t_Д в счетчиках СГ16М, СГ75М допускается использовать бобышки, установленные на корпусе счетчика: для измерения Р₁перед турбинкой, для измерения t_Д-после турбинки.

          7. Дополнительное объяснение принципов и составляющих

Редуктор (механический) — механизм, передающий и преобразующий крутящий момент, с одной или более механическими передачами. Основные характеристики редуктора — КПД, передаточное отношение, передаваемая мощность, максимальные угловые скорости валов, количество ведущих и ведомых валов, тип и количество передач и ступеней.

Обычно редуктором называют устройство, преобразующее высокую угловую скорость вращения входного вала в более низкую на выходном валу, повышая при этом крутящий момент. Редуктор, который преобразует низкую угловую скорость в более высокую обычно называют мультипликатором.

Редуктор со ступенчатым изменением угловой скорости называется коробкой передач, с бесступенчатым — вариатор. (3)

Момент силы (синонимы: крутящий момент; вращательный момент; вращающий момент) — физическая величина, характеризующая вращательное действие силы на твёрдое тело.

В физике момент силы можно понимать как «вращающая сила». В системе СИ единицами измерения для момента силы является ньютон-метр, хотя сантиньютон-метр (cN x m), футо-фунт (ft x lbf), дюйм-фунт (lbf х in) и дюйм-унция (ozf х in) также часто используются для выражения момента силы. Символ момента силы τ (тау). Момент силы иногда называют моментом пары сил, это понятие возникло в трудах Архимеда над рычагами. Вращающиеся аналоги силы, массы и ускорения есть момент силы, момент инерции и угловое ускорение соответственно. Сила, приложенная к рычагу, умноженная на расстояние до оси рычага, есть момент силы. Например, сила в 3 ньютона, приложенная к рычагу, расстояние до оси которого 2 метра, это то же самое, что 1 ньютон, приложенный к рычагу, расстояние до оси которого 6 метров. Более точно, момент силы частицы определяется как векторное произведение:

где  — сила, действующая на частицу, а  — радиус-вектор частицы. (5)

      Магнитная муфта предназначена для передачи крутящего момента с ведущего вала на ведомый без механического контакта, за счет взаимодействия магнитных полей. Магнитное поле создается постоянными магнитами установленными в ведущей и ведомой полумуфтах. Защитный экран находящийся между полумуфтами обеспечивает герметичность перекачиваемого продукта.

               Интегрирующее устройство 

       Интегратор, вычислительное устройство для определения Интеграла, например вида  х и у — входные переменные. Входными переменными величинами могут быть механическое перемещение, давление, электрический ток (напряжение), число импульсов, температура и т. п. И. у. используется как самостоятельное вычислительное устройство при решении математических задач методами интегрирования; может служить элементом системы автоматического регулирования (интегрирующее звено); входить в состав вычислительной машины; использоваться для моделирования физического процесса и т. д. Так, например, гидравлическое И. у. применяют для изучения неустановившихся процессов теплопередачи, фильтрации, диффузии. Исследуемые переменные отображаются уровнями жидкости в сосудах, сообщающихся через так называемые трубки сопротивлений. Если в трубках открыть краны, то начальные уровни жидкости перераспределятся в соответствии с заданными условиями. Отыскание значений выходной величины сводится в этом случае к измерению уровней жидкости в сосудах. Основным элементом электронных И. у. непрерывного действия (аналоговых) является электрический конденсатор, напряжение на котором пропорционально интегралу от силы тока, протекающего через конденсатор в цепи обратной связи операционного усилителя Такие И. у. обычно входят в состав аналоговых вычислительных машин.

         Цифровые И. у. входят в состав цифровых дифференциальных анализаторов, а также некоторых специализированных вычислительных устройств, например Интерполяторов. Интегрирование функции в цифровых И. у. заменяется операцией суммирования конечного числа последовательных значений этой функции (её приращений), заданных в дискретных точках. При этом входная и выходная числовая информация представляется в виде электрических импульсов, а интегрирование осуществляется суммированием этих импульсов. Выбирая цену импульсов достаточно малой, можно обеспечить практически необходимую точность при замене интеграла суммой; точность аналогового И. у. ограничена. (5)

Турбинные счётчики - они выполнены в виде трубы, в которой расположена винтовая турбинка, как правило с небольшим перекрытием лопаток одной другую. В проточной части корпуса расположены обтекатели перекрывающие большую часть сечения трубопровода, чем обеспечивается дополнительное выравнивание эпюры скоростей потока и увеличение скорости течения газа. Кроме того происходит формирование турбулентного режима течения газа, за счет чего обеспечивает линейность характеристики счетчика газа в большом диапазоне. Высота турбинки как правило не превышает 25-30% радиуса. На входе в счетчик в ряде конструкций предусмотрен дополнительный струевыпрямитель потока выполненный или в виде прямых лопаток или в виде «толстого» диска с отверстиями разного диаметра. Установка сетки на входе турбинного счетчика, как, правило, не применяется, так как ее засорение уменьшает площадь проходного сечения трубопровода, соответственно увеличивает скорость течения потока, что приводит к увеличению показаний счетчика. Преобразование скорости вращения в турбинке в объемные значения количества прошедшего газа осуществляется путем передачи вращения турбинки через магнитную муфту на счетный механизм, в котором путем подбора пар шестеренок (во время градуировки) обеспечивается линейная связь между скоростью вращением турбинки и количеством пройденного газа. Другим методом получения результата количества пройденного газа в зависимости от скорости вращения турбинки является использование для индикации скорости магнитоиндукционного преобразователя. Лопатки турбинки при прохождении вблизи преобразователя возбуждают в нем электрический сигнал, поэтому скорость вращения турбинки и частота сигнала с преобразователя пропорциональны. При таком методе преобразование сигнала осуществляется в электронном блоке, так же как и вычисление объема прошедшего газа. Для обеспечения взрывозащищенности счетчика блок питания должен быть выполнен с взрывозащитой. Однако применение электронного блока упрощает вопрос расширения диапазона измерения счетчика (для счетчика с механическим счетным механизмом 1:20 или 1:30), так как нелинейность характеристики счетчика, проявляющаяся на малых расходах, легко устраняется применением кусочно-линейной апроксимацией характеристики (до 1:50), чего в счетчике с механической счетной головкой сделать нельзя. (1)

          Приложения

Приложение Б

(обязательное)

График зависимости диапазона расходов от рабочего давления

График приведен для относительной плотности газа d»0,65 (см. примечание к п. 1.2.1).

Приложение В

(обязательное)

График зависимости потери давления на счетчике от расхода

Графики приведены для воздуха плотностью 1,2 кг/м³  и давления 5000 Па

Приложение Г

(обязательное)

Габаритные и присоединительные размеры счетчика

Приложение Д

(справочное)

Конструкция счетчика

Приложение Ж

(обязательное)

Электрическая принципиальная схема датчика импульсов 

R1, R2, R3 – резисторы сопротивлением 100 Ом±5 % мощностью рассеивания 0,125 Вт

S1, S2, S3 – магнитоуправляемые герметизированные контакты МК10‑3 ОД0.360.011 ТУ

Символы, заключенные в кавычки, маркированы на датчике импульсов. 

Приложение  И

(обязательное)

1,2 – патрубки                  6 – байпас

3 – вентили                      7 – манометр

4 – счетчик                       8 – фильтр

5 – счетная головка         9 - заглушка

Допускается байпас поз. 6 не изготавливать, а, при снятии счетчика, устанавливать вместо него технологическую заглушку.

Рисунок И1 – Схема монтажа счетчика без СПГ

          Список использованной литературы

1)      Кремлевский П. П.  «Расходомеры и счетчики количества: Справочник.»,  4-е изд., перераб. и доп., Л.: Машиностроение. Ленингр. отдние, 1989.

2)      Руководство по эксплуатации ЛГФИ.407221.026 РЭ

3)      Большая Советская Энциклопедия, 3е издание, 1969-1978гг, Москва.

4)      Исакович Р.Я. «Технологические измерения и приборы», Ленинград, издательство «Недра», 1979г.

5)      Трофимова Т.И. «Курс физики» М. 2001 г

6)      А. В. Калиниченко, Н. В. Уваров, В. В. Дойников «Справочник инженера по контрольно-измерительным приборам и автоматике» И.: Инфра-Инженерия, 2008 г.