Общие характеристики. Турбинные (или как их часто называют та-хометрические) расходомеры являются наиболее точными приборами для измерения расхода жидкостей. Приведенная погрешность измерения расхода турборасходомерами составляет значение порядка 0,5—1,0 % (известны турборасходомеры с приведенной погрешностью 0,1—0,2 %).

Приборы просты по конструкции, имеют большую чувствительность и большие пределы измерений (для одной модификации 10:1 и более), возможность измерения как малых (от 5 • 10~9 м3/с), так и достаточно больших (до 1 м3/с) расходов жидкостей с широким диапазоном фи­зико-химических свойств, малую инерционность и вследствие этого отно­сительно малые динамические погрешности при измерении средних и мгновенных значений расходов. Их, в основном, применяют там, где тре­бования к точности измерений превалируют, например, в ракетной и авиа­ционной технике.

К недостаткам турбинных расходомеров существующих модифика­ций, препятствующим более широкому применению данных приборов, можно отнести: необходимость индивидуальной градуировки и вследст­вие этого необходимость наличия градуировочных установок высокой точности; влияние изменения вязкости измеряемой среды и гидродина­мических параметров потока на показания приборов; наличие изнаши­вающихся опор, что резко сокращает срок службы приборов (особенно при измерении расхода абразивных сред), снижает их точность в процес­се эксплуатации и приводит к необходимости их частых переградуиро­вок (уточнения значений меняющихся в процессе эксплуатации градуи­ровочных коэффициентов).

В настоящее время отечественным приборостроением разработаны и осваиваются безопорные турбинные расходомеры, турбинные расходоме­ры с устройствами автоматической коррекции показаний при изменении вязкости измеряемой среды, у которых два последних недостатка отсут­ствуют.

Принцип действия. Уравнение измерений. Для осуществления про­цесса измерений турбинный расходомер (рис. 67) должен состоять, по крайней мере, из трех элементов ; турбинного первичного преобразова-

теля 5; вторичного преобразователя 4; отсчетной системы (регистрато­ра) 1. Турбинный преобразователь представляет собой аксиальную или тенгенциальную лопастную турбинку (на рис. 67 показана аксиальная турбинка), опирающуюся на керновые подпятники или подшипники 2.

Bookmark on Delicious Digg this post Recommend on Facebook share via Reddit Share with Stumblers Tweet about it Subscribe to the comments on this post  ТУРБИННОЕ БУРЕНИЕ. ТУРБОБУРЫ Добавить комментарий В турбинном бурении наибольшая величина крутящего момента обу­словлена только сопротивлением породы вращению долота (труб и меха­низмов между долотом и турбобуром в случае их установки). В роторном бурении максимальный крутящий момент труб определяется сопротивле­нием породы вращению долота, сопротивлением трению труб о стенки скважины и вращающейся жидкости и инерционным эффектом упругих крутильных колебаний. Максимальный крутящий момент в трубах, опреде­ляемый расчетом турбины (значением ее тормозного момента), не зависит от глубины скважины, числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото и механических свойств проходимых горных пород. Практика применения турбобуров показывает, что стойкость труб примерно в 10 раз превышает стойкость труб в роторном бурении. В турбинном бурении коэффициент передачи мощности от источника энергии к долоту значительно выше, чем в роторном. Идея использования гидравлического двигателя для бурения скважин возникла в 80-е годы XIX в: первый патент на турбину для Читать далее → Bookmark on Delicious Digg this post Recommend on Facebook share via Reddit Share with Stumblers Tweet about it Subscribe to the comments on this post follow: RSS