~WRL1265.tmp

Root EntryФГБОУ ВО «Воронежский государственный
технический университет»









С.Г. Валюхов, В.В. Бородкин, Ю.А. Булыгин





МЕТОДЫ И СРЕДСТВА РЕГИСТРАЦИИ
ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ


Утверждено Редакционно-издательским советом
университета в качестве учебного пособия


















Воронеж 2016

УДК 621:001.8(075)
ББК 72я73
В16

Рецензенты:
кафедра технологии машиностроения
(зам. зав. кафедрой д-р техн. наук, проф. Е.В. Смоленцев)
д-р техн. наук, проф. А.В. Кузовкин


Валюхов С.Г.
В16 Методы и средства регистрации параметров энергетического оборудования газонефтепроводов / С.Г. Валюхов, В.В. Бородкин, Ю.А. Булыгин ; ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет». – Воронеж : Издательско-полиграфический центр «Научная книга», 2016.- 147 с.
ISBN

В учебном пособии изложены краткие сведения о структуре энергетического оборудования газонефтепроводов, основных методах его испытаний и средствах регистрации параметров, как на стадии изготовления, так и непосредственно в эксплуатации, приведены типовые конструкции испытательных гидравлических стендов, а также рекомендуемые методики статистической обработки результатов технических измерений.
Издание соответствует требованиям Государственного образовательного стандарта высшего образования, квалификации бакалавр по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело», профиль подготовки «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».
Учебное пособие предназначено для студентов всех форм обучения и может быть полезно магистрам, аспирантам и специалистам, занимающимся проведением испытаний новой техники и научными исследованиями.
Табл. 6. Ил. 22. Библиогр.: 16 назв.

УДК 621:001.8(075)
ББК 72я73
ISBN
© Валюхов С.Г., Бородкин В.В.,
Булыгин Ю.А., 2016
© Оформление. ФГБОУ ВО
«Воронежский государственный
технический университет», 2016





ВВЕДЕНИЕ

Нефть, газ и продукты их переработки относятся к классу энергоносителей, а также являются исходным сырьем для химической промышленности. Для их транспортировки от мест добычи до конечных потребителей, которыми служат пункты налива нефти в железнодорожные цистерны, перевалка на водный транспорт, пункты сдачи нефти на нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазы, газораспределительные станции, газоперерабатывающие заводы, тепловые электростанции и т.п., широкое применение получили магистральные трубопроводы.
Магистральные трубопроводы состоят из трех частей: нефтеперекачивающих станций (для нефти и нефтепродуктов) или компрессорных станций (для газа), линейной части и конечных пунктов.
В связи с тем, что перекачиваемые жидкости и газы обладают массой и вязкостью, т.е. способностью оказывать сопротивление при своем перемещении, в процессе их транспортировки необходимо использовать специальные энергетические системы для повышения давления нефти и газа в исходных точках магистрального трубопровода до величин, определяемых только прочностью труб и оборудования. Такие системы устанавливают соответственно на нефтеперекачивающих (насосные агрегаты различной конструкции) и компрессорных (компрессорные агрегаты) станциях.
Еще на этапе проектирования насосного и компрессорного энергетического оборудования в обязательном порядке разрабатывают методику его испытаний, проводят определение показателей и критериев оценки результатов испытаний, выбирают испытательную аппаратуру, производят проектирование и создание специального испытательного оборудования.
Испытания (в соответствии с ГОСТ 6134-2007 «Насосы динамические. Методы испытаний», ГОСТ 20440-75 «Установки газотурбинные. Методы испытаний», ГОСТ Р 52782-2007 «Установки газотурбинные. Методы испытаний. Приемочные испытания») - это экспериментальное определение количественных и (или) качественных свойств объекта испытаний как результата воздействия на него при его функционировании.
Решение о принятии серийных образцов энергетического оборудования в эксплуатацию на НПС и КС принимают только при наличии удовлетворительных результатов после прохождения цикла лабораторных (стендовых) испытаний. При этом основная задача этапа эксплуатации состоит в достижении целей создания системы, что обеспечивается поддержанием ее параметров на уровне, определенном технической документацией. В ходе эксплуатации энергетического оборудования проводятся эксплуатационные испытания, которые служат базовой основой для реализации наиболее эффективных форм обслуживания агрегатов по их фактическому состоянию.
Таким образом, изучение методов и средств регистрации параметров энергетического оборудования магистральных трубопроводов является неотъемлемой частью специализации «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».
1. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ
ОБОРУДОВАНИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

К магистральным трубопроводам относят трубопроводы диаметром более 200 мм и протяженностью свыше 50 км. Магистральные нефте- и газопроводы имеют в своем составе: линейную часть, нефтеперекачивающие или компрессорные станции (НПС или КС) и конечные пункты.
НПС - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные и промежуточные.
Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:
- объекты основного (технологического) назначения;
- объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.
Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяйственный блок с проходной; складские помещения для оборудования и ГСМ и т. д.
Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На них выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т.д.). На головных станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например с других трубопроводов.
Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная насосная (при отсутствии резервуарного парка).
Основным энергетическим оборудованием насосных цехов НПС являются, как правило, электроприводные магистральные нефтяные и подпорные насосы. Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламентируются ГОСТ 12124 - 80. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. В нем определены параметры, размеры и технические требования к основным и подпорным насосам.
К основным насосам относят 13 типов насосов, а с учетом сменных роторов - 27 (см. таблицу 1.1). Насосы в таблице размещены в порядке возрастания подачи от 125 до 10000 м3/ч. Наибольшую подачу обеспечивает насос НМ 10000-210, расшифровка обозначения которого читается так: «Насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м».
Насосы с подачей до 1250 м3/ч - секционные, многоступенчатые; с подачей более 1250 м3/ч - одноступенчатые, спиральные, двустороннего входа, имеющие от одного до трех сменных роторов на подачи 0,5Qo, 0,7Q0, 1,25Q0 (Q0 - номинальная подача насоса).
Все насосы нормального ряда, имеющие единую частоту вращения 3000 об/мин, изготавливают в горизонтальном исполнении; при разборке их не требуется отсоединения входного и выходного патрубков.
Схематично конструкция основного центробежного насоса для магистральных нефтепроводов представлена на рисунке 1.1.
Основным элементом насоса является рабочее колесо 5, насаженное на шпонке на вал 2. Вал с рабочим колесом размещен в корпусе 3, где осуществляется подвод 7 и отвод 6 перекачиваемой жидкости. Для разделения области всасывания и области нагнетания используют щелевые уплотнения 4. Для предотвращения утечек в месте выхода вала из корпуса насоса применяют торцевые уплотнения 9. Основным подшипником является подшипник скольжения 10. Разгрузку ротора от осевых усилий обеспечивает рабочее колесо с двусторонним входом. Остаточные осевые нагрузки воспринимаются радиально-упорным подшипником 1. Разгрузка торцевых уплотнений осуществляется с помощью труб 8, соединенных с камерами уплотнений, отделенными от входной полости насоса разделительными втулками 13. При помощи труб 12 осуществляют отвод утечек из камер сбора утечек. Насос соединяют с двигателем при помощи зубчатой муфты 11. Приемный и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены горизонтально в противоположные стороны. Конструкция насосов обеспечивает надежную работу при их последовательном соединении. Система смазки насосов централизованная с принудительной подачей масла. Системы сбора утечек и разгрузки торцевых уплотнений герметизированы, закрытого типа.
Таблица 1.1 – Характеристика магистральных нефтяных центробежных насосов



Показатель
НМ-125-550
НМ-180-500
НМ-250-475
НМ-360-460
НМ-500-300
НМ-710-280
НМ-1250-260
НМ-1800-240
НМ-2500-230
НМ-3600-230
НМ-5000-210
НМ-7000-210
НМ-10000-210

Подача, м3/ч
125
180
250
360
500
710
1250
1800
2500
3600
5000
7000
10000

Напор, м
550
500
475
460
300
710
260
240
230
230
210
210
210

Допустимый
кавитационный запас, не менее, м
4
5
6
8
12
14
20
25
32
40
42
52
65

КПД, не менее, %
68
70
72
76
78
80
80
83
86
87
88
89
89

Масса, не более, кг, насоса агрегата
950
-
1950
-
300
-
3300
8272
3100 7510
3200
-
3000 10342
4300
-
5350 13024
5750
15620
7050 17906
7300 22320
11400 29400

Диаметр рабочего колеса, м

-

-

-

0,3

0,3

-

0,43

-

0,43

0,45

0,45

0,475

0,495

Мощность насоса, кВт
-
-
-
483
435
-
960
-
1570
2230
2800
3870
5540

Мощность
двигателя, кВт

320

-

-

630

500

-

1250

-

2000

2500

3200

5000

6300






Рисунок 1.1 – Схема основного магистрального насоса
Для обеспечения необходимого напора на входе основных насосов используют подпорные насосы. Подпорные насосы в основном соединяют параллельно, В настоящее время на насосных станциях в качестве подпорных применяют насосы типа НД, НМП и НПВ.
Насосы ряда НД эксплуатируют на трубопроводах постройки прошлых лет. Насос НД - одноступенчатый с рабочим колесом и двусторонним входом для жидкости.
Наибольшее распространение имеют насосы НМП - центробежные, горизонтальные, спиральные, одноступенчатые. Основные элементы насоса - корпус, ротор, торцевые уплотнения и подшипниковые опоры. Как и у основных насосов, приемный и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса, имеющего горизонтальный разъем.
Широко применяются на магистральных нефтепроводах вертикальные подпорные насосы ряда НПВ. Насосы данного ряда - центробежные вертикальные предназначены для установки на открытых площадках и могут работать при температурах от - 50 °С до +45 °С.
Технические характеристики подпорных насосов всех типов приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Характеристики подпорных насосов




Показатель
14НДсН
НМП 2500-74
НМП 3600-78
НМП 5000-115
НПВ 1250-60
НПВ 2500-80
НПВ 3600-90
НПВ 5000-120

Подача, м3/ч
1260
2500
3600
5000
1250
2500
3600
5000

Напор, м
37
74
78
115
60
80
90
120

КПД, %
87
72
83
85
78
83
84
85

Частота вращения вала,
об/мин
960
1000
1000
1000
1500
1500
1500
1500

Наружный диметр, м
0,540
0,690
0,725
0,840
0,430
0,525
-
-

Допустимый кавитационный запас, м
5
3
3
3,5
2,2
3,2
4,8
5,0

Масса, кг
-
7775
7775
9321
11940
11870
1700
16700


На рисунке 1.2 представлена конструкция насосного агрегата с насосом ряда НПВ.



1 и 3 - предвключенные колеса; 2 - рабочее колесо; 4 и 18 - подшипники скольжения; 5 и 12 - напорные секции; 6 - втулочно-пальцевая муфта;
7 - сдвоенные радиально-упорные шарикоподшипники; 9 - напорная крышка; 10 - кольцевые уплотнения ротора; 11 - стакан; 13 - вал; 14 и 17 - подводы;
15 - переводной канал; 16 - спиральный корпус
Рисунок 1.2 - Конструкция насосного агрегата с насосом ряда НПВ
Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принудительную систему смазки. Технические характеристики насосов, применяемых в системах смазки и уплотнения насосных агрегатов, приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3

Марка насоса

Подача,
м3/ч
Давление нагнетания, МПа (кгс/см2)
Число оборотов в минуту
Вакууметри-ческая высота всасывания, м
КПД
насоса,
%
Мощность, кВт

РЗ-За
1,1
1,45(14,5)
1450
5
45
1,1

РЗ-4,5
3,3
0,33 (3,3)
1450
3
38
1,1

РЗ-7,5
5,0
0,33 (3,3)
1450
5
42
1,1

РЗ-ЗО
18
0,36 (3,6)
1000
6,5
62
4,0

РЗ-60
38
0,28 (2,8)
990
5

10,5

Ш 2-25
1,4
1,6(16)
970
5
48
1,3

Ш 5-25
3,6
0,4 (4)
970
5

1,1

Ш 8-25
5,8
0,25 (2,5)
950
5
40
1,1

Ш 20-25 9/6
9
0,6 (6)
950
5
43
4

Ш 40-6 18/6
18
0,6 (6)
970
5
40
7,5

Ш80-6 36/6
36
0,6 (6)
1000
5
40
10-17

Ш 120-16 58/6
58
0,6 (6)
1000
5
40
12,5-22


Насосы серии Ш (РЗ) - горизонтальные, самовсасывающие, снабжены предохранительно-перепускным клапаном, поставляются комплектно с электродвигателями на чугунной плите или сварной раме.
Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов, подшипников промежуточного вала, маслоохладителя, подшипников и воздухоохладителя электродвигателя осуществляется холодной водой, подаваемой из градирни водяными насосами. Для системы охлаждения используют преимущественно консольные одноступенчатые насосы, а также вихревые самовсасывающие насосы типов ЦВС, ВСМ.
Для поддержания нормальной температуры масла в процессе эксплуатации (35-55 °С) применяют аппараты воздушного охлаждения масла. Воздух для охлаждения масла подается нагнетателем двустороннего всасывания Ц4-70, который смонтирован в одном корпусе с электродвигателем А02-32-4.
При перекачке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам могут иметь место утечки через концевые уплотнения вала насоса и линии разгрузки концевых уплотнений, которые поступают на прием подпорных насосов или в резервуары утечек. Периодически из резервуара утечек нефть или нефтепродукт закачивают насосами во всасывающую линию магистрального трубопровода. Для откачки утечек нефти и нефтепродуктов используют центробежные насосы 4НК-5х1 и 6НК-9х1, многоступенчатые центробежные насосы ЦНСН-60-330 и другие высоконапорные насосы.
Кроме того, в систему сглаживания волн давления на НПС, помимо прочего оборудования, также входит насосная установка с насосом электрического типа.

На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для компремирования транспортируемого газа до давлений, обеспечивающих его подачу от источников газа до газорапределительных станций (ГРС) потребителей.
По типу применяемых на КС газоперекачивающих агрегатов (ГПА) различают:
- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (ГМК);
- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;
- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.
Вид привода компрессорных станций и их мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а электроприводом - около 20 %.
Газотурбинный газоперекачивающий агрегат включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и следующее вспомогательное оборудование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя. Принципиальная схема газотурбинной установки представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Принципиальная схема газотурбинного двигателя

Из большого числа возможных схем газотурбинных установок на газопроводах наибольшее распространение получили установки простого цикла, выполненные без регенерации или с регенерацией тепла выхлопных газов, с независимой силовой турбиной низкого давления («с разрезным валом») для привода нагнетателя газа. Конструкции газотурбинных установок включают в себя турбоблок, камеру сгорания и регенератор, объединенные между собой трубопроводами газовоздушного тракта.
Блок турбогруппы включает в себя осевой компрессор, газовые турбины высокого и низкого давления, выполненные в одном корпусе, пусковой турбодетандер, валоповоротное устройство, элементы маслосистемы и системы регулирования, внешние трубопроводы системы охлаждения и др.
Турбодетандер предназначен для запуска агрегата, т.е. для раскручивания ротора турбокомпрессора до частоты вращения, соответствующей точке «самоходности» ГТУ. Турбодетандер представляет собой двухступенчатую парциальную расширительную турбину, рабочим телом которой является природный газ из пускового коллектора.
Выносная камера сгорания ГТК-10 (см. рисунок 1.4) состоит из следующих основных элементов: корпуса камеры с крышкой, горелочного устройства, фронтового устройства, вихревого смесителя.

1 - воспламенитель дежурной горелки; 2 - основная горелка; 3 - крышка;
4 - фронтовое устройство; 5 - огневая часть; 6 - корпус; 7 - вихревой смеситель
Рисунок 1.4 - Камера сгорания газотурбинной установки типа ГТК-10

Регенератор (воздухоподогреватель) ГТУ предназначен для подогрева воздуха, поступающего в камеру сгорания, продуктами сгорания после турбины.
Нагнетатели обычно выполняют двухступенчатыми с двухопорным ротором, обеспечивающим полный напор КС при параллельной схеме работы (см. рисунок 1.5).
Основные параметры некоторых центробежных нагнетателей газа приведены в таблице 1.4.
Масляная система ГПА принудительная циркуляционная обеспечивает смазку подшипников, уплотнение нагнетателя и работу системы регулирования. В зависимости от модификации и года выпуска имеются системы маслоснабжения с воздушным (масло - воздух) и водяным охлаждением масла (масло - вода) и другими отличиями схемных решений.



Таблица 1.4
Модификация нагнетателя
Производительность, млн. м3/сут
Степень
сжатия
Давление на
входе, МПа
Давление на
выходе, МПа
Привод

235-21-1
19,7
1,44
5,18
7,45
ГТК-10

235-22-1
26,2
1,32
5,65
7,45
ГПА-10

235-23-1
17,6
1,50
4,97
7,45


235-24-1
19,9
1,44
3,81
5,49


Н-196
11,4
1,45
5,14
7,45
ГПА Ц-6,3


10,7
1,45
3,78
5,49



10,7
1,45
2,78
4,02



10,7
1,70
1,62
2,75


Н-6-41
19,4
1,23
3,25
4,02
ГТН-6

Н-6-28
19,0
1,24
2,22
2,75


Н-6-76
21,3
1,23
6,06
7,45


Н-16-76-1,37
37,0
1,37
5,43
7,45
ГТН-16

Н-16-76-1,25
51,0
1,25
5,98
7,45


Ц-16-1,37
31,2
1,37
5,44
7,45
ГПА-Ц-16

Ц-16-1,5
31,2
1,50
4,97
7,45






1 - ротор; 2 - подшипники; 3 - торцевые уплотнения; 4 - лабиринтные уплотнения; 5 - диффузор;
6 - обратный направляющий аппарат
Рисунок 1.5 - Центробежный нагнетатель типа 235 Основным оборудованием на КС являются ГПА, которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров являются газовые двигатели, выполненные, как правило, в одном блоке с компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора (ГМК).
Поршневые ГПА (ПГПА) представляют собой агрегаты, состоящие из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных общим коленчатым валом (ГМК) или муфтой (спаренные ПГПА).
Современные ПГПА имеют ряд особенностей, обеспечивающих целесообразное их использование в различных областях газовой, нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. В указанных агрегатах степень повышения давления можно изменять в пределах от 1,15 до 3,0 и более при 100 %-ной загрузке привода и практически неизменном КПД. Эта особенность ПГПА делает их весьма эффективными не только при наиболее экономичных для современных магистральных газопроводов степенях повышения давления 1,35 - 1,5, но и на КС, работающих при изменении степени повышения давления в более широких пределах, - дожимных и головных КС, узловых КС перед газопроводами-отводами с большой неравномерностью газопотребления и др.
Особенности ПГПА обусловили следующие основные области их применения: головные и линейные КС магистральных газопроводов и их отводов; дожимные КС газовых месторождений; закачка (отбор) газа в (из) ПХГ; сбор и транспорт попутных газов; сжатие газа на газоперерабатывающих, нефтеперерабатывающих, химических и других заводах; закачка газа в пласт на газоконденсатных и нефтяных месторождениях; сжатие хладоагента в холодильных установках (при низкотемпературной сепарации газе и др.).
Одним из распространенных ПГПА, применяемых на отечественных КС, является ГМК МК-8 (см. рисунок 1.6). Он представляет собой стационарный агрегат, состоящий из 8-цилиндрового рядного двухтактного газового двигателя и 4-цилиндрового горизонтального поршневого компрессора двойного действия, смонтированного под прямым углом на фундаментной раме с общим коленчатым валом. Технические данные ГМК МК-8 приведены в таблице 1.5. Поперечный разрез ГМК марки МК-8 представлен на рисунке 1.6.
Таблица 1.5
Марка ГПА
Мощ-ность, кВт
Частота враще-ния вала, об/мин
Число цилинд-ров двигателя
Число цилинд-ров компрес-сора
КПД двига-теля
Давление, МПа
Производи-тельность, млн. м3/сут
Масса,
т







Всасы-вание
Нагне-тание



10ГК
736
300
10
5
0,226
2,5
5,5
0,55
58,5

10КГНА
1104
30
10
5
0,295
3,8
5,6
0,98-1,25
6,36

МК-8
2060
300
8
4
0,36
2,5-4,3
5,6
1,54-5,28
126,8

ДР-12
5520
330
12
6
0,36
3,5-4,5
5,6
8,04-13,3
270

6М25
4048
375
Электро-
двигат.
6
0,96
2,5-4,5
5,6
0,68-0,87
110




1 - коленчатый вал; 2 - водяной насос; 3 - поршень двигателя; 4 - выпускной коллектор; 5 - газовыпускной клапан;
6 - распределительный вал; 7 - охладитель наддувочного воздуха; 8 - турбонагнетатель; 9 – регулятор
производительности; 10 - поршень компрессора; 11 - шток; 12 - сальник; 13 - крейцкопф
Рисунок 1.6 - Поперечный разрез ГМК МК-8 2. РАЗМЕРНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАСОСОВ. ПОКАЗАТЕЛИ
НАЗНАЧЕНИЯ

Перечень основных показателей, характеризующих качество насоса, приведен в таблице 2.1.
Таблица 2.1
Свойства
Показатели

Назначение






Технические





Эргономические


Надежность
Характеристики перекачиваемых и потребляемых сред. Параметры энергетического питания. Угловая скорость или частота вращения.
Подача.
Напор.
Мощность.
Прочие показатели.
К. п. д.
Показатели кавитации.
Масса.
Габариты.
Показатели самовсасывания (для самовсасывающих насосов).
Внешняя утечка.
Уровень шума.
Уровень вибрации.
Наработка на отказ (гамма-процентные и средняя)
Ресурсы
Вероятность безотказной работы
Коэффициент технического использования
Показатели сохраняемости.


В таблице 2.1 указаны только свойства и показатели, с которыми приходится иметь дело при испытаниях. Поэтому в таблицу не вошли расчетные показатели, характеризующие экономическую сторону качества, объективно-условные, выражающие эргономическое свойство - удобство обслуживания, и субъективно-условные, оценивающие эстетичность насоса, т.е. его внешний вид.
Кроме перечисленных в таблице 2.1, существует ряд показателей, определяемых при испытаниях, которые характеризуют соответствие насоса особым условиям эксплуатации, а также его работоспособность. К первым относятся, например, допустимая продолжительность работы при закрытой задвижке, угонная скорость вращения под действием обратного тока жидкости, допустимое число пусков и остановок в единицу времени; ко вторым показателям относятся температура элементов насоса, осевая сила на роторе, зазоры в подшипниках и др.
Следует различать номинальные и оптимальные показатели. Номинальные - это показатели, на которых насос должен эксплуатироваться или обеспечивать их в условиях эксплуатации. Именно эти показатели указываются в документации на насос.
Оптимальными называются показатели, соответствующие наилучшему с точки зрения поставленных целей соотношению между затратами на создание и эксплуатацию насоса и получаемым эффектом от его действия.
Далеко не всегда номинальные показатели совпадают с оптимальными. Например, некоторые насосы предназначаются для использования на режимах, при которых к. п. д. не является наибольшим, т.е. с точки зрения экономичности номинальный режим не оптимален.
Будем понимать под термином «оптимальный» режим работы насоса с максимальным к. п. д.
Показатели, указанные в таблице 1, можно разделить на параметрические и вероятностные.
Параметрические показатели количественно выражают естественные параметры насоса, существующие в любой момент времени. К параметрическим относятся все показатели назначения и все технические показатели, а также те из эргономических показателей, которые указаны в таблице 1.
Эти показатели могут быть определены при испытаниях для каждого экземпляра насоса с точностью, обусловленной средствами измерения.
Вероятностные показатели выражают временное распределение случайных событий, связанных с надежностью насоса. Эти показатели проявляются только с течением времени при эксплуатации или испытаниях многих одинаковых насосов.
Методы получения параметрических и вероятностных показателей принципиально отличны.
Показатели назначения. Назначение - это приспособленность насоса к требуемым условиям эксплуатации. По этим показателям производится выбор насоса. Если хотя бы один показатель назначения не будет соответствовать условиям эксплуатации, то качество насоса не будет реализовано.
Показатели перекачиваемых и потребляемых сред. Любой насос предназначается для перекачки определенных жидкостей, природа которых определяет выбор материалов и форму проточной части. Кроме того, некоторые насосы для обеспечения их работоспособности требуют подвода жидких или газообразных сред для герметизации, смазки, охлаждения или обогревания, смыва утечки, недопущения попадания к некоторым элементам насоса перекачиваемой жидкости, уменьшения потерь на трение и т.д.
Химические свойства перекачиваемой среды определяют стойкость материалов проточной части насоса. Одним из показателей этих свойств является водородный показатель
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - концентрация ионов водорода (в г-ион/л).
Число рН служит количественной характеристикой кислотности растворов, которая оказывает существенное влияние на скорость электрохимической коррозии элементов насоса. При комнатной температуре (Т = 22 °С) рН = 7 для нейтральных, рН < 7 для кислых и рН > 7 для щелочных растворов.
Плотность 13 EMBED Equation.3 1415 связана линейной зависимостью с гидравлической мощностью, моментами и усилиями, вызываемыми динамическим воздействием перекачиваемой жидкости. Наибольший интерес представляет работа насоса на жидкости с максимальной плотностью, так как при этом нагрузка приводящего двигателя и элементов насоса наибольшая.
Температура Т влияет на свойства жидкости, а следовательно, на характеристики насоса, скорость износа и старения элементов, на прочностные характеристики материалов, а также на работоспособность элементов. Увеличение или уменьшение температуры сверх допустимых пределов может привести к потере работоспособности из-за тепловых деформаций, снижения механических свойств элементов, застывания или кристаллизации жидкости в насосе и т.д. В зависимости от назначения насоса важно определить максимально или минимально допустимую температуру или и ту и другую вместе. При испытаниях насосов на воде от ее температуры зависит методика проведения самих испытаний.
Вязкость - это свойство, определяемое межмолекулярными силами и проявляющееся в виде напряжения сдвига в жидкости при ламинарном течении. Вязкость может влиять на все параметрические показатели и характеристики насоса, а также на работу элементов насоса: разгрузочных устройств, сопряженных деталей. С увеличением вязкости, если нарушается автомодельность, ухудшаются основные показатели работы насоса, поэтому важно установить допустимый верхний предел вязкости.
Когда насос имеет элементы, требующие для работы смазку жидкостью определенной вязкости (например, подшипники), должен быть установлен нижний предел вязкости.
Характер изменения вязкости от внешних условий определяет, является ли жидкость нормальной (так называемой «ньютоновской») или аномальной («неньютоновской»). В нормальных жидкостях вязкость определяется температурой и давлением. Касательное напряжение в этих жидкостях пропорционально вязкости и градиенту скорости 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - плотность жидкости;
13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - соответственно динамическая и кинематическая вязкость.
Аномальные, «структурированные» жидкости не подчиняются этой закономерности. В них вязкость может зависеть от величины касательного напряжения, градиента скорости и толщины ограниченного жидкого слоя. Примеры аномальных жидкостей: краски, клеи, биологические среды, растворы полимеров, бумажная масса, сырая нефть.
Концентрация взвешенных частиц в жидкости решающим образом определяет надежность насоса и влияет на его параметры. Различают концентрацию по объему:
13 EMBED Equation.3 1415;
по массе:
13 EMBED Equation.3 1415
и смешанную:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - объем и масса соответственно твердых взвешенных частиц и гидросмеси в определенном объеме. Первые две величины выражают в процентах, третью - в г/л или кг/м3. Соотношения между ними:
13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - соответственно плотность твердой и жидкой фракций в гидросмеси;
13 EMBED Equation.3 1415 - плотность гидросмеси.
Условная классификация жидкостей в зависимости от содержания в них взвешенных частиц приведена в таблице 2.2.
Таблица 2.2
Жидкость
Концентрация взвешенных
частиц, %
Влияние взвеси на показатели насоса


по массе
по объему


Чистая:
вполне чистая
достаточно чистая

условно чистая


Загрязненная






С взвесью


Жидко-твердая смесь
Твердожидкостная смесь

до 0,002
свыше 0,002
до 0,02
свыше 0,02
до 0,2

свыше 0,2
до 2





свыше 2
до 20

свыше 20
до 80
свыше 80


-
-

-


-






свыше 2
до 20

свыше 20
до 50
свыше 50


Не влияет
Абразивная взвесь может влиять на ресурс пар трения.
Абразивная взвесь определяет ресурс пар трения и влияет на ресурс рабочих органов.
Взвесь определяет долговечность насоса; может привести к быстрой потере работоспособности насоса для «чистых» жидкостей. Влиянием на параметрические показатели можно пренебречь.
Взвесь определяет показатели надежности насоса и влияет на параметрические показатели.
Взвесь определяет работоспособность и все показатели насоса.
То же


Для большинства насосов, предназначенных для «чистых» жидкостей, необходимо указывать максимально допустимую концентрацию по массе 13 EMBED Equation.3 1415 абразивных частиц, поскольку наличие таких частиц является скорее правилом, чем исключением. Показатели надежности насосов для «чистых» жидкостей должны определяться при концентрации, составляющей половину максимально допустимой.
Для насосов, предназначенных для жидкостей со взвесью, должна даваться полная характеристика взвеси: характер (волокна, зерна, кристаллы, частицы и т.д.), средняя концентрация по массе 13 EMBED Equation.3 1415 или объему 13 EMBED Equation.3 1415 (%), средняя твердость по Моосу 13 EMBED Equation.3 1415 и средний размер частиц s (мм) (показатели, для которых должны определяться и указываться показатели надежности), максимально допустимая концентрация по массе 13 EMBED Equation.3 1415 или по объему 13 EMBED Equation.3 1415 и максимально допустимый размер частиц 13 EMBED Equation.3 1415 (показатели, определяющие работоспособность насоса), средняя плотность твердой фракции 13 EMBED Equation.3 1415 (вместе со средним размером определяет параметрические показатели и характеристики).
Содержание газа в жидкости влияет на параметрические показатели насоса: растворенного - на показатели кавитации, нерастворенного - на все. Концентрация выражается аналогично концентрации взвеси. Для нерастворенного газа обычно указывается объемная концентрация.
Объем газа 13 EMBED Equation.3 1415 при нормальных условиях, который может раствориться в объеме жидкости 13 EMBED Equation.3 1415 до ее полного насыщения, прямо пропорционален абсолютному давлению:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - начальное и конечное абсолютное давление газа.
Коэффициент растворимости воздуха К имеет следующие значения при 20 °С: для воды - 0,016, для керосина - 0,127, для индустриального масла - 0,076.
Упругость насыщенных паров – абсолютная удельная энергия (напор в м или в Дж/кг (м2/с2) или давление в Па), при которой жидкость закипает. В случае однокомпонентной жидкости каждой температуре соответствует определенная упругость насыщенных паров. Для многокомпонентной жидкости нельзя указать определенного значения упругости паров для заданной температуры. Поэтому упругость насыщенных паров такой жидкости можно охарактеризовать двумя показателями: гамма-процентной и средней упругостью насыщенных паров.
Первый показатель - это удельная энергия жидкости, при которой газовая фаза занимает 13 EMBED Equation.3 1415 % объема парожидкостной смеси. Обычно упругость паров для многокомпонентной жидкости дается для 13 EMBED Equation.3 1415 = 80 %, т.е. для соотношения паровой и жидкой фаз, равного 4 : 1.
Второй показатель - средняя удельная энергия, при которой жидкость закипает, например, для давления
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - отношение объема испаряющейся жидкости к полному объему.
Параметры энергетического питания. Угловая скорость. Частота вращения. Энергия к насосной установке может подводиться в виде электрического тока (переменного или постоянного), среды при определенном давлении и температуре, топлива, тепла. В том случае, если насос конструктивно объединен с двигателем, нужно задавать и указывать вид и параметры подводимой энергии: для электронасосов - напряжение и частоту (в случае переменного тока) сети, для турбонасосов - давление и температуру подводимого пара; для насосов типа Гемфри - характеристику топливной смеси; для струйных насосов - давление подводимой жидкости и т.п. Для насосов с механическим приводом вращательного движения в качестве исходного параметра энергетического питания задается угловая скорость 13 EMBED Equation.3 1415 (рад/с) или частота вращения n (об/мин).
Все размерные параметрические показатели и характеристики насоса определяются и указываются для определенных параметров энергетического питания или угловой скорости или частоты вращения.
Подача. Понятие подачи насоса эквивалентно расходу, т.е. количеству жидкости, проходящей через насос в единицу времени. Количество жидкости можно измерять в единицах объема, массы и веса. Соответственно подача может быть объемной 13 EMBED Equation.3 1415 (м3/с), массовой 13 EMBED Equation.3 1415 (кг/с) и весовой 13 EMBED Equation.3 1415 (Н/с). Соотношение между ними следующее:
13 EMBED Equation.3 1415. (2.1)
Принято задавать объемную подачу насоса, т.е. подачей насоса следует считать объемный расход жидкости, полезно используемый потребителем при давлении выхода из насоса.
Соотношение между расходом на входе в насос (индекс 1) и на выходе из него (индекс 2) при отборе жидкости на собственные нужды (смазку, охлаждение, питание гидростатических подшипников и пят) будет
13 EMBED Equation.3 1415
или, если можно пренебречь сжимаемостью,
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - объемная утечка при давлении выхода, м3/с.
Когда имеют дело с центробежным насосом с закрытым рабочим колесом, выделяют расход через колесо 13 EMBED Equation.3 1415 и утечку через лабиринтные или щелевые уплотнения колеса 13 EMBED Equation.3 1415. Имеет место соотношение
13 EMBED Equation.3 1415.
Напор насоса - это разность удельных механических энергий жидкости на выходе из насоса и на входе в него. Если выразить скорости жидкости через подачу Q, а площадь входного и выходного трубопроводов А1 и А2, то напор насоса будет:
объемный
13 EMBED Equation.3 1415, Дж/м3 (Па); (2.2)
Массовый
13 EMBED Equation.3 1415, Дж/кг (м2/с2); (2.3)
Весовой
13 EMBED Equation.3 1415, Дж/Н (м). (2.4)
В случае несжимаемой жидкости для массового напора
13 EMBED Equation.3 1415, Дж/кг (м2/с2).
здесь Z - расстояние по линии действия ускорения g от плоскости сравнения, м;
р - гидростатическое давление жидкости в кг/м·с2 (Па); если р - абсолютное давление, то мы имеем дело с абсолютной удельной энергией; если избыточное (обозначается р* = р - ра), то с избыточной по отношению к удельной энергии атмосферного давления ра;
g - ускорение свободного падения, м/с2.
Полная удельная энергия жидкости складывается из механической удельной энергии и удельного теплосодержания. Поэтому, строго говоря, напор насоса Н равен приращению полной удельной энергии жидкости в насосе только при изотермическом процессе, т.е. при одинаковой температуре жидкости на входе и на выходе насоса. Если в результате политропного или адиабатного сжатия жидкости в насосе, а также в результате потерь механической энергии жидкости происходит нагрев последней, то
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - приращение температуры в насосе в К;
С - удельная теплоемкость жидкости (объемная, массовая или весовая).
Приведенные выражения справедливы для равноскоростного потока на входе и выходе насоса. В общем случае
13 EMBED Equation.3 1415,
где А - площадь;
е - удельная энергия жидкости.
Объемный напор насоса называется давлением насоса. Эта величина удобна в случае объемных насосов, кинематические и динамические характеристики которых, так же как и давление, не зависят от плотности перекачиваемой жидкости (если пренебречь динамической составляющей давления).
Массовый напор - наиболее удобный параметр для динамических насосов, так как при кинематически одинаковых режимах он не зависит от плотности жидкости и ускорения.
Весовой напор - показатель, имеющий смысл только в условиях определенного и постоянного поля гравитации. Он не зависит от плотности жидкости, но и увеличивается с уменьшением ускорения свободного падения. В невесомости, следовательно, он равен бесконечности. Это не позволяет считать данный показатель универсальным, так как его неудобно использовать для характеристики насосов летательных и космических объектов. Даже на земле из-за различия ускорения свободного падения весовой напор может колебаться в пределах 0,6%, а на территории РФ - в пределах 0,35 %.
Для динамических насосов в качестве основного показателя следует принять массовый напор, который здесь мы будем называть просто напор.
Соотношения между различными напорами насоса следующие:
13 EMBED Equation.3 1415.
Мощность. Следует различать мощности насоса: полезную, гидравлическую, гидродинамическую, полную насоса и полную насосного агрегата.
Полезная гидравлическая мощность РПГ идет на повышение удельной энергии полезно используемой жидкости и представляет собой произведение подачи (объемной, массовой или весовой) на соответствующий напор, определяемый по формулам (2.2), (2.3) или (2.4).
Из выражения (2.1) и приведенного выше определения подачи следует
13 EMBED Equation.3 1415, (Вт).
Гидродинамическая мощность передается от рабочих органов жидкости:
13 EMBED Equation.3 1415,
где
13 EMBED Equation.3 1415;
здесь мощности:
13 EMBED Equation.3 1415 - гидродинамических потерь;
13 EMBED Equation.3 1415 - объемных потерь (потерь подачи);
13 EMBED Equation.3 1415 - потерь напора (гидравлических потерь);
13 EMBED Equation.3 1415 - потерь на трение о жидкость нерабочих поверхностей рабочих органов, а также элементов, подобных импеллеру, гидродинамическому или гидростатическому уплотнению и т.п.
Такое деление потерь весьма условно и во многих случаях вообще не может быть проведено, например, в центробежных насосах с открытым рабочим колесом, или в насосах вихревых, лабиринтных и т.п.
Полная мощность (или просто мощность насоса) приводит насос в действие и подводится извне.
Для насосов вращательного движения с механическим приводом
13 EMBED Equation.3 1415, (Вт)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - угловая скорость, рад/с;
М - момент, прикладываемый извне к ротору, Н·м;
13 EMBED Equation.3 1415 - мощность потерь на механическое трение (в опорах, в контактных уплотнениях), Вт.
Для насосов, конструктивно объединенных с двигателем, мощность насоса - это подводимая мощность, например, электрическая Рэ:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - мощность потерь в электрической части.
Мощность насосного агрегата Ра подводится к двигателю, приводящему в действие насос, например, к электродвигателю (Раэ).
Прочие показатели назначения (например, исполнение для различных климатических районов, допустимое давление на входе и др.) определяются особенностями использования насоса.

2.1 Технические требования к средствам измерения показателей назначения

Измерение частоты вращения. Измерение частоты вращения должно производиться при помощи приборов или устройств, измеряющих непосредственно частоту вращения (тахометры, строботахометры) или число оборотов вала за определенное время с последующим пересчетом на частоту вращения. Для насосов, у которых прямое измерение частоты вращения технически невозможно (насосы герметичные, моноблочные и т.п.), допускается производить оценку частоты вращения косвенными методами, зависящими от типа и конструкции насоса и приводящего двигателя, по методике, утвержденной в установленном порядке. Для насоса с приводом от электродвигателя переменного тока измеряют частоту и напряжение электропитания.
Измерение подачи. Подача насоса должна измеряться на выходе из насоса после мест отбора жидкости на собственные нужды (охлаждение, промывка, смазка). При испытаниях на месте эксплуатации или в случае технической невозможности обеспечить указанное требование допускается измерение подачи на входной линии насоса. При определении места расположения мерного сечения следует считать, что насос эквивалентен изгибу трубопровода под углом 90 ° в плоскости отвода насоса.
Измерение подачи насоса должно производиться при помощи устройств или приборов, определяющих непосредственно расход жидкости в трубопроводе. Допускается использование весового или объемного методов, определяющих массу (объем) жидкости, перекаченной насосом за определенное время, с последующим пересчетом на расход жидкости.
Для крупных насосов допускается использование водослива или точечного метода определения скорости жидкости в мерном сечении с последующим пересчетом на подачу насоса.
Измерение давления. Отверстия для отбора статического давления в трубопроводе должны выполняться диаметром 3-6 мм перпендикулярно внутренней поверхности трубопровода. На внутренней поверхности трубопровода у отверстия для отбора давления не должно быть фасок или выступов над поверхностью стенки трубопровода.
Отбор давления, используемого для определения напора насоса, должен производиться на расстоянии 1,5-2,5 внутренних диаметров трубопровода от входного (выходного) патрубков насоса.
Допускается отбор давления для определения напора насоса производить через сверления во фланцах насоса, предусмотренных в конструкции насоса для контроля давления насоса при его эксплуатации.
При внутреннем диаметре входного (выходного) патрубка насоса св. 400 мм отбор давления должен производиться через четыре отверстия, расположенные в двух взаимно перпендикулярных направлениях в плоскости мерного сечения и соединенные между собой кольцевым трубопроводом, внутренний диаметр которого должен быть не менее 1,5 диаметра отверстий.
При испытаниях на стендах насосов, у которых входной патрубок соединен непосредственно с баком (резервуаром) со свободным уровнем перекачиваемой жидкости, давление на входе в насос определяют путем измерения положения уровня и давления воздуха над ним.
Для насосов, у которых в условиях эксплуатации подводящий и (или) отводящий трубопроводы имеют форму, отличную от прямолинейной, а также для погружных и скважинных насосов выбор положения мерных сечений допускается производить с учетом конструкции насоса и его установки на месте эксплуатации и указывать в программе и методике испытаний, утвержденных в установленном порядке.
Трубки соединительных линий между отверстиями для отбора давления и измерительными приборами (манометрами, вакуумметрами) должны иметь внутренний диаметр не менее 3 мм.
Система измерения давления должна быть герметичной. В месте соединения трубки с манометром (вакуумметром) должно быть устройство (трехходовой кран, тройник с зажимами) для продувки линии измерения давления.
Измерение мощности. При определении мощности насоса должен измеряться крутящий момент на валу насоса и частота его вращения. Допускается определять мощность насоса путем измерения мощности приводящего двигателя с последующим учетом его КПД на заданном режиме. При определении мощности насоса путем измерения электрической мощности приводящего двигателя следует пользоваться зависимостью КПД от мощности для данного электродвигателя.
При испытании насосов, которые должны испытываться со штатным электродвигателем, допускается пользоваться зависимостью КПД от мощности, полученной при периодических испытаниях на заводе - изготовителе электродвигателей данного типа, или значением КПД, указанным в эксплуатационной документации на конкретный электродвигатель для номинального режима.

3 РАЗМЕРНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НАСОСОВ. ТЕХНИЧЕСКИЕ
И ЭРГОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА

3.1 Требования, предъявляемые к техническим и эргономическим показателям качества центробежных насосов

Одним из важнейших технических показателей качества насосов является к.п.д., который представляет собой отношение полезной гидравлической мощности к полной мощности, выраженное в процентах:
13 EMBED Equation.3 1415, %. (3.1)
Для насоса вращательного движения с механическим приводом
13 EMBED Equation.3 1415, %. (3.2)
Для электронасоса
13 EMBED Equation.3 1415, %. (3.3)
К.п.д. инерционного (лопастного) насоса можно разделить на гидродинамический 13 EMBED Equation.3 1415 и дополнительный 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415, %. (3.4)
Гидродинамический к.п.д. учитывает все потери гидродинамического происхождения (объемные, гидравлические, дисковые), т.е. величины, для которых справедливы законы гидродинамического подобия:
13 EMBED Equation.3 1415 (3.5)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - подача, протекающая через рабочие органы;
для насосов с закрытыми лопастными и канальными рабочими колесами в соответствии с формулой (3.1) 13 EMBED Equation.3 1415;
для прочих насосов 13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415 - сообщенный напор насоса;
Сообщенный напор отличается от теоретического, определяемого по уравнению Эйлера. Сообщенный напор имел бы насос при работе на идеальной жидкости, т.е. при отсутствии потерь. Разница между теоретическим и сообщенным напором не связана с потерями энергии, а вызывается отклонениями по направлению и величине действительного потока от представленного теоретически. Так, если в уравнении Эйлера для теоретического напора фигурирует угол выхода лопаток или канала, то действительный угол выхода потока будет меньше из-за влияния конечного числа лопаток или конечной ширины канала.
Теоретический напор и, следовательно, гидравлический к.п.д. - понятия, применимые только к насосам, действующим за счет сил инерции (например, к лопастному насосу). Эти понятия полностью лишены смысла в случае насосов, действующих за счет сил трения, т.е. насосов, работа которых не может быть представлена на идеальной жидкости (например, дисковых, вихревых, лабиринтных и т.д.).
13 EMBED Equation.3 1415 - объемный к.п.д. в % (при необходимости может быть разделен на к.п.д., учитывающий утечку 13 EMBED Equation.3 1415, и к.п.д., учитывающий утечку 13 EMBED Equation.3 1415);
13 EMBED Equation.3 1415 - гидравлический к.п.д., учитывающий гидравлические потери напора в насосе, %;
13 EMBED Equation.3 1415 - к.п.д. жидкостного трения, учитывающий потери на дисковое трение, %.
Дополнительный к.п.д. учитывает все потери, исключая гидродинамические:
13 EMBED Equation.3 1415, % (3.6)
Для насоса с механическим приводом этот к.п.д. равен к.п.д. механической части:
13 EMBED Equation.3 1415, % (3.7)
Для электронасоса
13 EMBED Equation.3 1415, % (3.8)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - к.п.д. электрической части насоса, %.
К.п.д. насосного агрегата есть отношение полезной гидравлической мощности к подводимой мощности, например, к.п.д. насосного агрегата, укомплектованного электродвигателем,
13 EMBED Equation.3 1415, %,
в случаях, когда трудно отделить насос от подводящих и отводящих трактов (например, насосы оросительных систем) вместо 13 EMBED Equation.3 1415 вводится понятие к.п.д. установки:
13 EMBED Equation.3 1415, %,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - разность уровней в верхнем и нижнем бьефах.
К.п.д. агрегата с приводом от газовой турбины
13 EMBED Equation.3 1415, %,
где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - к.п.д. соответственно электродвигателя и турбины;
13 EMBED Equation.3 1415 - расход топлива, л/с;
W - теплотворная способность топлива, Дж/л.
Показатели кавитации. Возникновение и характер кавитационных явлений определяются избытком удельной энергии жидкости над удельной энергией (упругостью) ее насыщенных паров:

объемной
13 EMBED Equation.3 1415, Па;
массовой
13 EMBED Equation.3 1415, м2/с2;
весовой
13 EMBED Equation.3 1415, м,
где р и 13 EMBED Equation.3 1415 - давления жидкости и упругости паров, Па.
Этот избыток удельной энергии соответственно называется: надкавитационное полное давление (объемный напор), надкавитационный напор и кавитационный запас (net positive suction head).
Если насос находится в поле действия массовых сил, то на кавитационные явления будет оказывать влияние направление их действия.
Надкавитацнонная удельная энергия определяется и указывается для точки, где она минимальна, т.е. в поле тяготения - для верхней точки возникновения кавитационных явлений (см. рисунок 3.1).


Рисунок 3.1 - Точки (плоскость отсчета), для которых определяется
надкавитационная удельная энергия

Дадим определения надкавитационным напорам 13 EMBED Equation.3 1415, соответствующим различным стадиям развития кавитации при кинематическом подобии потока на входе в насос, т.е. при Q/
· = idem.
Подавляющий 13 EMBED Equation.3 1415 - минимальное значение, при котором не проявляются никакие признаки кавитации. При испытаниях за 13 EMBED Equation.3 1415 нужно принимать надкавитационный напор, при котором начинается повышение уровня вибрации или шума на частотах 13 EMBED Equation.3 1415 Гц, вызываемое появлением в толще жидкости мельчайших газовых пузырьков, выделяющихся из жидкости (газовая кавитация).
Эрозионный (или парогазовый) 13 EMBED Equation.3 1415 - напор, при котором обнаруживается эрозионное воздействие жидкости в результате появления неустойчивых паровых каверн у кромок элементов насоса. 13 EMBED Equation.3 1415 может быть установлен, например, методом лаковых покрытий или путем анализа виброшумовых характеристик.
Параметрический 13 EMBED Equation.3 1415 - надкавитационный напор, при котором появляются устойчивые кавитационные каверны, влияющие на кинематику потока. При испытаниях за 13 EMBED Equation.3 1415 следует принимать значение, при котором напор первой ступени насоса по сравнению с бескавитационной работой уменьшается на 2%.
Срывной 13 EMBED Equation.3 1415 - напор, при котором 13 EMBED Equation.3 1415.
Предельный 13 EMBED Equation.3 1415 - наименьшее значение надкавитационного напора, влияющее на работу насоса при условии сохранения кинематического подобия потока на входе в насос.
Перечисленные показатели являются объективными параметрами, определяемыми при испытаниях, однако для насоса важно указать необходимый надкавитационный напор 13 EMBED Equation.3 1415, который должен обеспечиваться при эксплуатации. Эта величина устанавливается так, чтобы либо насос работал с заданными параметрами (без существенного снижения напора или к.п.д.), либо была ограничена приемлемыми пределами скорость кавитационной эрозии.
Показатели самовсасывания. Номинальная высота самовсасывания 13 EMBED Equation.3 1415 - расстояние по вертикали от свободной поверхности жидкости до верхней точки области возникновения кавитационных явлений, на котором насос обеспечивает самовсасывание жидкости определенного вида и последующую нормальную работу при температуре 20 °С и атмосферном давлении 0,1013 МПа. Данный показатель является общим для всех самовсасывающих насосов.
Подача воздуха при номинальной высоте самовсасывания 13 EMBED Equation.3 1415 - расход воздуха, приведенный к давлению на входе в насос при отсутствии противодавления на выходе из насоса при атмосферном давлении 0,1013 МПа и температуре воздуха (на входе и окружающего) 20 °С. Показатель применим только для насосов со стабильной по времени характеристикой самовсасывания.
Минимальное время самовсасывания 13 EMBED Equation.3 1415 - время, в течение которого осуществляется самовсасывание при отсутствии противодавления на выходе и установке насоса на номинальной высоте самовсасывания с подводящим трубопроводом заданного диаметра, например, равного диаметру входного патрубка насоса. Показатель является универсальным.
Для насосов, устанавливаемых в определенную систему, возможен показатель время самовсасывания в оговоренных (заданных) условиях 13 EMBED Equation.3 1415.
Допустимая продолжительность самовсасывания 13 EMBED Equation.3 1415 - время, в течение которого допускается работа самовсасывающего насоса при разрежении на входе, соответствующем номинальной высоте самовсасывания. При отсутствии режимных ограничений принимается равным времени, в течение которого подача воздуха уменьшается на 25 %. Показатель применим для насосов с нестабильной характеристикой самовсасывания, например, для рециркуляционных насосов, у которых характеристика изменяется в результате нагрева.

Эргономические показатели качества. Внешняя утечка q - расход жидкости, вытекающей из насоса наружу при номинальном режиме работы и оговоренном давлении на входе.
Уровень шума 13 EMBED Equation.3 1415 - это общий уровень звукового давления в дБ при пороговом значении 13 EMBED Equation.3 1415 Па, измеренный на расстоянии 1 м от наружного контура насоса в оговоренных точках при работе насоса на номинальном режиме.
Уровень вибрации L - это общий уровень, измеренный на опорной поверхности насоса (на лапах, фланце) в направлении, перпендикулярном к ней, в точке, где вибрация максимальна. Вибрация может измеряться в дБ по эффективному (среднеквадратическому) значению колебательной скорости или ускорения. В последних зарубежных стандартах допустимый уровень вибрации указывается в м/с.
Уровень вибрации по скорости 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по отношению к нулевому уровню, равному 13 EMBED Equation.3 1415 м/с в октавных полосах частот в диапазоне от номинальной частоты вращения (или циклов) до 2800 Гц.
Уровень вибрации по ускорению 13 EMBED Equation.3 1415 определяется по отношению к нулевому уровню, равному 13 EMBED Equation.3 1415 м/с2 в октавных полосах частот в диапазоне от номинальной частоты вращения (или циклов) до 11200 Гц.
Кроме того, вибрацию можно характеризовать амплитудой и частотой (в мм и Гц).
Специальные показатели. В зависимости от особенностей конструкции и применения насоса его работоспособность может характеризоваться рядом специальных параметрических показателей, например, допустимой продолжительностью работы при закрытой задвижке, температурой подшипников, осевым усилием на пяте, электрическим сопротивлением изоляции обмоток (в случае электронасоса), расходом жидкости, протекающей через гидропяту, и т.д.
Показатели надежности. При выборе показателей надежности должны быть решены следующие вопросы:
1. Установление эксплуатационных допусков на параметры. При отказах насосов, связанных с падением значений параметров, показатели надежности определяются по эксплуатационным допускам на эти параметры, причем, чем больше допуск, тем выше надежность насоса. Эксплуатационные допуски для динамического насоса должны устанавливаться для напора, потребляемой мощности или к.п.д. показателей самовсасывания и эргономических показателей.
Эксплуатационные допуски всегда шире допусков производственных, которые устанавливаются для нового насоса и проверяются при контрольных испытаниях.
2. Определение группы надежности насоса. Насосы необходимо разделить на группы надежности в зависимости от тех последствий, к которым приводит выход насоса из строя. Без такого деления невозможно выбрать общие показатели надежности для насосов всех назначений. Для насосов, используемых на ответственных объектах (например, на нефтепроводах, АЭС, космических станциях), важно знать наработку или ресурс, для которых вероятность отказа мала. Это дает возможность так спланировать систему обслуживания и ремонта, чтобы своевременно, профилактически восстановить или заменить насос, предотвратив тем самым отказ. С другой стороны, проводить профилактические ремонты малоответственных насосов (например, предназначенных для поливки огорода) экономически нецелесообразно, а при ремонтах насоса по потребности, т.е. после отказа, потребителя интересуют средняя наработка на отказ и средний ресурс.
Установлены три группы надежности:
I - для насосов, отказы которых могут привести к авариям, человеческим жертвам, угрозе безопасности, а также причинить значительный материальный ущерб;
II - для насосов, отказы которых не приводят к авариям, но создают материальный ущерб;
III - для насосов общего назначения, отказы которых не связаны с прямым материальным ущербом.
3. Отнесение насоса к неремонтируемым и ремонтируемым. Ремонт некоторых, в принципе восстанавливаемых насосов в процессе эксплуатации нецелесообразен, затруднен или невозможен. К таким насосам можно отнести, например, те, к которым затруднен доступ (скважинные, некоторые судовые). Они подлежат замене и рассматриваются как неремонтируемые.
4. Определение отказов и предельных состояний. Без этих определений неизбежна различная трактовка наработок на отказ и ресурсов. Например, в одном случае отказом можно считать увеличение утечки, требующее подтяжки сальника, в другом - необходимость замены набивки, в третьем - необходимость замены защитной втулки. Наработки на отказ при этом могут различаться на порядок. То же самое относится к ресурсам насоса до его капитального ремонта или списания.
5. Регламентация доверительной вероятности определения показателей. Показатели надежности должны во всех случаях определяться с определенной и одинаковой доверительной вероятностью, иначе их сравнение может привести к абсурду. В насосостроении обработка данных о надежности должна производиться с односторонней доверительной вероятностью
· = 0,8.
6. Установление числового ряда для показателей. Чтобы не иметь разнобоя в численных показателях надежности, необходимо установить ряды значений, до которых показатели, полученные в результате обработки, должны округляться. Для наработок и ресурсов это ряд R10 (100, 125, 160, 200, 250, 320, 400, 500, 630, 800...), для коэффициента технического использования - ряд R40 (0,5; 0,53; 0,56; 0,60; 0,63; 0,67; 0,71; 0,75; 0,80; 0,85; 0,90; 0,95), для вероятности безотказной работы - ряд 0,99; 0.95; 0,90; 0,75 и для календарных сроков - 1, 2, 5, 10, 20 дней, 1, 2, 3, 6 месяцев, 1, 2, 3, 4 года, 5, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 25 лет и 32 года. Погрешность от округления наработки, ресурса или календарного срока не выходит за пределы 10 %.
7. Выбор номенклатуры показателей надежности. Показатели надежности выбираются в зависимости от временного режима работы, группы надежности насоса и отнесения его к ремонтируемым или неремонтируемым, причем как неремонтируемые следует рассматривать насосы, подвергаемые только капитальному ремонту.

3.2 Подобие в насосах. Безразмерные показатели

Подобными называются потоки, у которых все характеризующие их величины одинаковой размерности находятся между собой в постоянных отношениях. Отношения числовых характеристик подобных потоков являются постоянными величинами.
Геометрическое подобие границ потоков - необходимое условие подобия самих потоков. При соблюдении этого условия все сходственные линейные размеры проточных частей находятся в постоянном соотношении:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - линейный размер i-го элемента проточной части насоса;
L - характерный размер проточной части.
В практике точное геометрическое подобие не соблюдается из-за нарушения подобия в зазорах, неодинаковой относительной шероховатости поверхностей рабочих органов и отклонений от геометрического подобия поверхностей проточных каналов.
При пересчете показателей и характеристик насосов с одних размеров на другие необходимо вводить поправку на масштабный фактор.
При кинематическом подобии траектории движения частиц жидкости одинаковы или геометрически подобны, а отношения скоростей в сходственных точках одинаковы.
Силовое (гидродинамическое) подобие означает полное подобие и характеризуется одинаковым отношением сил одинаковой физической природы, действующих на частицы жидкости или границы потока в сходственных точках. Силовое подобие в насосах возможно только при кинематическом подобии.
Для насосов основным критерием полного подобия является число Рейнольдса:
13 EMBED Equation.3 1415, (3.9)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - средняя скорость жидкости относительно границ;
L - характерный размер;
13 EMBED Equation.3 1415 - кинематическая вязкость.
Для подобия необходимо выполнение одного из условий
13 EMBED Equation.3 1415; (3.10)
13 EMBED Equation.3 1415, (3.11)
где 13 EMBED Equation.3 1415 - число Рейнольдса, при котором можно считать, что наступила автомодельность, т.е. суммарный коэффициент гидравлического сопротивления на интересующем участке приблизился к постоянной величине. При течении в пазухах центробежного насоса, в узких щелях и т.п. автомодельность наступает гораздо позже, чем для основного потока. Поэтому, если условие (3.11) соблюдается для основного потока, то распространение этого условия на насос в целом при пересчетах параметров может привести к определенным ошибкам.
Принцип анализа размерностей. Получение и использование безразмерных показателей целесообразно главным образом в случаях, когда имеет место гидродинамическое подобие.
При рассмотрении динамических насосов, когда можно пренебречь сжимаемостью жидкости, фигурируют следующие основные параметры:
L - характерный размер насоса, м;
13 EMBED Equation.3 1415 или п - угловая скорость, рад/с или частота вращения (или циклов), 1/с;
Q, - подача, м3/с;
H - напор, м2/с2;
13 EMBED Equation.3 1415 - надкавитационный напор, м2/с2;
13 EMBED Equation.3 1415 - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.

· - плотность жидкости, кг/м3;
М - момент, приводящий во вращение рабочие органы, 13 EMBED Equation.3 1415;
Рг - гидродинамическая мощность насоса, 13 EMBED Equation.3 1415.
Таким образом, число основных величин, характеризующих насос, равно п = 8 (Н и 13 EMBED Equation.3 1415 имеют одинаковую размерность). Число к основных единиц измерений, входящих в перечисленные параметры, равно 3: это длина l, время t и масса т.
Число основных единиц измерений можно свести к двум, если рассматривать следующий ряд параметров:
13 EMBED Equation.3 1415. (3.12)
Эти параметры могут образовывать устанавливаемые экспериментально безразмерные комбинации К, которые могут быть распространены на другие режимы и размеры при соблюдении условий (3.10) или (3.11), т.е.
13 EMBED Equation.3 1415.
Из теории размерностей следует, что комбинацию образуют три независимых параметра из ряда (3.12), причем она может быть представлена в трех равноправных вариантах, например, комбинации, связывающей параметры 13 EMBED Equation.3 1415, Q и Н, могут иметь вид
13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415. (3.13)
Основные безразмерные показатели. Для насосов с вращающимися рабочими органами за характерный размер удобно принять диаметр D: в лопастных и канальных насосах - средний выхода из рабочего колеса, в вихревых - максимальный рабочего колеса, в лабиринтных и шнековых - максимальный ротора, в черпаковых – наружной кромки черпака и т.д.
В качестве параметра, характеризующего скорость вращения, лучше принять угловую скорость 13 EMBED Equation.3 1415, а не частоту вращения п, чтобы избавиться от коэффициента 13 EMBED Equation.3 1415 (так как 13 EMBED Equation.3 1415).
В случае многоступенчатого насоса напор Н берется для одной ступени, а в случае насоса двустороннего входа берется в качестве Q половина подачи насоса.
Удельные параметры насоса:
1. Подача
13 EMBED Equation.3 1415. (3.14)
Нетрудно понять, что удельная подача будет увеличиваться с увеличением относительной ширины каналов проточной части насоса. Поэтому чтобы иметь возможность сравнивать удельную пропускную способность однотипных насосов независимо от геометрических соотношений их рабочих органов, целесообразно ввести показатель - удельную пропускную способность
13 EMBED Equation.3 1415,
где А - площадь характерного сечения проточной части насоса без учета стеснения (например, для центробежного насоса с шириной b выхода колеса 13 EMBED Equation.3 1415, для осевого насоса с диаметром d втулки 13 EMBED Equation.3 1415, для вихревого насоса - площадь канала, не занятого рабочим колесом, и т.д.).
2. Напор
13 EMBED Equation.3 1415; (3.15)
3. Надкавитационный напор (критерий подобия по кавитации)
13 EMBED Equation.3 1415; (3.16)
4. Мощность и момент
13 EMBED Equation.3 1415. (3.17)
Физически удельный параметр - это значение параметра (подачи в м3/с, напора в м2/с2 или мощности в Вт) насоса с наружным диаметром колеса 1 м при угловой скорости 1 рад/с.
Из постоянства удельных параметров на подобных режимах вытекают основные формулы пересчета параметров насоса по подобию:
13 EMBED Equation.3 1415
Если пересчитывается характеристика насоса, то пересчет делается по ее точкам.
Показатель конструкции. Соотношение размеров проточной части насоса определенного вида характеризует любая безразмерная комбинация из ряда: 13 EMBED Equation.3 1415.
Исторически наибольшее распространение получил «коэффициент быстроходности» 13 EMBED Equation.3 1415, представляющий собой комбинацию частоты вращения в об/мин, подачи в м3/ с и весового напора в м, причем умноженной на коэффициент 3,65. Последний связывает весовую подачу в кгс/с при напоре 1 м с мощностью в л. с.
Физический смысл коэффициента быстроходности при переходе на международную систему единиц утратил практическую ценность. Однако, учитывая его большое распространение и накопленный опыт, в ряде стран для характеристики конструкции лопастных насосов применяют коэффициент конструкции, аналогичный по структуре 13 EMBED Equation.3 1415:
13 EMBED Equation.3 1415, (3.18)
При этом 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415.
Также в качестве показателя конструкции используют
13 EMBED Equation.3 1415, (3.19)
т.е. напор, развиваемый на оптимальном режиме (индекс «0») насосом, геометрически подобным данному при угловой скорости 1 рад/с и подаче 1 м3/с.
В случае многоступенчатого насоса с одинаковыми ступенями может быть два значения показателя конструкции: для одной ступени 13 EMBED Equation.3 1415 и насоса в целом 13 EMBED Equation.3 1415. Соотношение между ними равно
13 EMBED Equation.3 1415, (3.20)
где z - число ступеней.
Пропорциональность числу ступеней является преимуществом показателя 13 EMBED Equation.3 1415 перед 13 EMBED Equation.3 1415.
Показатель 13 EMBED Equation.3 1415 для насосов определенного конструктивного вида характеризует геометрические соотношения рабочих органов насоса.
В выражения (3.18) и (3.19) должны входить параметры, соответствующие максимальному к.п.д. (оптимальные), а не те, для работы на которых предназначается насос (номинальные), поскольку для разных насосов с одинаковыми безразмерными характеристиками номинальные показатели могут различаться.
Критерий подобия Рейнольдса для насосов
13 EMBED Equation.3 1415. (3.21)
Данный критерий аналогичен числу Рейнольдса, о котором речь шла выше. С помощью этого критерия проверяется либо полное подобие, при котором
13 EMBED Equation.3 1415, (3.22)
либо существование автомодельности
13 EMBED Equation.3 1415. (3.23)
Показатели совершенства.
К.п.д. (гидродинамический)
13 EMBED Equation.3 1415.
Максимальное значение приведенного показателя - к.п.д. свидетельствует о совершенстве гидравлической (точнее - омываемой перекачиваемой жидкостью) части насоса с точки зрения экономичности.
Наибольший к.п.д. для насосов определенного конструктивного вида зависит от показателя конструкции, а также от абсолютных размеров насоса. Последнее обусловлено нарушением геометрического подобия, связанного с масштабным эффектом.
В случае некоторых насосов для энергосистем, например, питательных, вполне правомерным является применение полного энергетического к.п.д., учитывающего увеличение температуры жидкости в насосе (в данном случае переход механической энергии в теплосодержание не является потерей):
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - приращение температуры жидкости в К;
С - удельная массовая теплоемкость жидкости, 13 EMBED Equation.3 1415.
Показатель антикавитационного совершенства
13 EMBED Equation.3 1415.
В отечественном насосостроении распространение получил кавитационный коэффициент быстроходности С.С. Руднева
13 EMBED Equation.3 1415,
где n - в об/мин, Q - в м3/с; 13 EMBED Equation.3 1415 - в м.
Соотношение между этими показателями: 13 EMBED Equation.3 1415.
Данный показатель для оптимального режима и необходимого надкавитационного напора характеризует антикавитационные свойства насоса.
Значение этого показателя для центробежных насосов одностороннего входа:
- с низкими антикавитационными свойствами - более 0,4;
- обычных - 0,4 - 0,25;
- с хорошими антикавитационными свойствами при осевом входе без специальных устройств для повышения антикавитационных свойств - менее 0,25;
- со специальными устройствами - менее 0,15.
У насоса с идеальными антикавитационными свойствами этот, показатель, так же как и необходимый надкавитационный напор, равен нулю.
Показатель характерного размера - это характерный размер насоса, геометрически подобного рассматриваемому, который обладает единичными параметрами, входящими в выражение для этого коэффициента.
Показатели характерного размера следующие:
13 EMBED Equation.3 1415
Эти величины используются при составлении параметрических полей, разработке размерных рядов насосов и унификации их рабочих органов.

4 МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ

Метрологическое обеспечение имеет четыре основы:
- научная основа – метрология;
- организационная основа – метрологические службы;
- техническая основа – материальная база обеспечения единства измерений, которая включает в себя:
1) систему государственных эталонов;
2) систему передачи размера единиц физических величин от государственных эталонов подчиненным эталонам, от них к рабочим средствам;
3) систему испытаний и утверждения типа средств измерений (СИ);
4) систему постановки на производстве и выпуске в обращение СИ;
5) систему поверки средств измерений;
6) систему стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов;
7) систему стандартных справочных данных о физических константах и свойствах веществ и материалов.
- нормативно-правовая основа – это совокупность документов, включающая в себя: Закон Российской Федерации «Об обеспечении единства измерений»; постановления Правительства РФ, принятые в исполнение этого закона; документы Государственной системы обеспечения единства измерения (ГСИ) – комплекс нормативных документов межрегионального и межведомственного уровня, устанавливающих нормы, требования, правила по обеспечению единства измерений в стране; применяемые в установленном порядке международные и региональные документы.
Испытания - техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик данной продукций, процесса или услуги в соответствии с установленной процедурой (ГОСТ Р 1.12-2004).
Цели и задачи метрологического обеспечения испытаний:
1. Основная цель метрологического обеспечения испытаний – получение достоверной измерительной информации о значениях показателей качества и безопасности продукции.
2. Основные задачи метрологического обеспечения испытаний:
- создание необходимых условий для получения достоверной информации о значениях показателей качества и безопасности продукции при испытаниях;
- разработка методик испытаний, обеспечивающих получение результатов испытаний с погрешностью и воспроизводимостью, не выходящих за пределы установленных норм;
- разработка программ испытаний, обеспечивающих получение достоверной информации о знамениях показателей качества и безопасности продукции и их соответствие установленным требованиям;
- проведение метрологической экспертизы программ и методик испытаний;
- обеспечение поверки средств измерений, используемых в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора и применяемых дли контроля параметров испытуемой продукции, характеристик условий испытаний, условий и параметров безопасности труда и состояния окружающей среды;
- обеспечение аттестации испытательного оборудовании в соответствии с ГОСТ Р 8.568-97;
- обеспечение калибровки средств измерений, не подлежащих государственному метрологическому контролю и надзору;
- обеспечение аттестации методик выполнения измерений в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009 и методик испытаний;
- подготовка персонала испытательных подразделений к выполнению измерений и испытаний, техническому обслуживанию и аттестации испытательного оборудования.

4.1 Основные требования к метрологическому обеспечению испытаний

На предприятиях (в организациях), где проводят испытания, должна быть создана метрологическая служба или иная организационная структура по обеспечению единства измерений.
Типы средств измерений, применяемых при проведении испытаний, должны быть утверждены Госстандартом России.
Экземпляры средств измерений, используемые при проведении испытаний, в том числе при контроле характеристик испытуемой продукции, характеристик условий испытаний, контроле параметров опасных и вредных производственных факторов и состояния окружающей среды и при подтверждении соответствия принятием декларации о соответствии, должны быть поверены.
Экземпляры средств измерений, используемые при проведении испытаний, в сферах, на которые не распространяются государственный метрологический контроль и надзор, сертифицируют и калибруют.
Испытательное оборудование должно быть аттестовано в соответствии с ГОСТ Р 8.568-97 с учетом требований нормативных документов на методы испытаний.
Технологическое, лабораторное, вспомогательное и т.п. оборудование, не относящееся к испытательному, подвергают периодической проверке технического состояния в соответствии с указаниями, содержащимися в инструкциях по эксплуатации этого оборудования или в паспортах на них.
Методики выполнения измерений, применяемые при испытаниях для целей подтверждения соответствия, должны быть аттестованы или стандартизованы в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8.563-2009.
Результаты измерений при испытаниях должны быть выражены в единицах величин, допущенных к применению в Российской Федерации (ГОСТ 8.417-2002).
Характеристики и параметры продукции, поставляемой на экспорт, в том числе средств измерений, могут быть выражены в единицах, установленных заказчиком, или в условных единицах, установленных в стандартах и других нормативных документах для определенных групп однородной продукции. Результаты испытаний выражают в соответствующих единицах. Методики испытаний разрабатывают на основе положений нормативных документов Государственной системы обеспечения единства измерений и нормативных документов на продукцию и методы ее испытаний, при этом должны быть выполнены следующие требования:
- установлены нормы показателей точности и воспроизводимости результатов испытаний;
- предусмотрены процедуры оценивания характеристик погрешности и воспроизводимости результатов испытаний;
- при оценивании погрешности результатов испытаний учтены погрешность измерений параметров продукции и влияние на эти параметры отклонений фактических условий испытаний от условий испытаний, установленных в нормативном документе на методы испытаний продукции;
- проведены измерения для контроля условий безопасности труда и состояния окружающей среды.
В последние годы обработку большого объема получаемой информации осуществляют автоматизированными измерительно-вычислительными комплексами и устройствами.

4.2 Виды и методы измерений

Измерение - нахождение значения физической величины опытным путем с помощью специальных технических средств (ГОСТ 16263-70). Стандарт определяет методы измерений (метод непосредственной оценки и метод сравнения с мерой).
К видам измерений (если не разделять их по видам измеряемых физических величин на линейные, оптические, электрические и др.) можно отнести измерения:
- прямые и косвенные;
- совокупные и совместные;
- абсолютные и относительные;
- однократные и многократные;
- технические и метрологические;
- равноточные и неравноточные;
- равнорассеянные и неравнорассеянные;
- статические и динамические.
Прямые и косвенные измерения различают в зависимости от способа получения результата измерений.
При прямых измерениях искомое значение величины определяют непосредственно по устройству отображения измерительной информации применяемого средства измерений.
Косвенные измерения - измерения, при которых искомое значение величины находят на основании известной зависимости между этой величиной и величинами, подвергаемыми прямым измерениям.
Примерами косвенных измерений можно считать нахождение значения угла треугольника по измеренным длинам сторон, определение площади треугольника или другой геометрической фигуры и т.п.
Измерение некоторого множества физических величин классифицируется в соответствии с однородностью (или неоднородностью) измеряемых величин.
При совокупных измерениях осуществляется измерение нескольких одноименных величин.
Совместные измерения подразумевают измерение нескольких неодноименных величин, например, для нахождения зависимости между ними.
При измерениях для отображения результатов могут быть использованы разные оценочные шкалы, в том числе градуированные либо в единицах измеряемой физической величины, либо в различных относительных единицах, включая и безразмерные. В соответствии с этим принято различать абсолютные и относительные измерения.
По числу повторных измерений одной и той же величины различают однократные и многократные измерения, причем многократные неявно подразумевают последующую математическую обработку результатов.
В зависимости от точности измерений различают технические и метрологические измерения, а также равноточные и неравноточные, равнорассеянные и неравнорассеянные.
Технические измерения выполняют с заранее установленной точностью, иными словами, погрешность технических измерений не должна превышать заранее заданного значения.
Метрологические измерения выполняют с максимально достижимой точностью, добиваясь минимальной погрешности измерения.
Оценка равноточности и неравноточности, равнорассеянности и неравнорассеянности результатов нескольких серий измерений зависит от выбранной предельной меры различия погрешностей или их случайных составляющих, конкретное значение которой определяют в зависимости от задачи измерения.
Статические и динамические измерения правильнее характеризовать в зависимости от соизмеримости режима восприятия входного сигнала измерительной информации и его преобразования. При измерении в статическом (квазистатическом) режиме скорость изменения входного сигнала несоизмеримо ниже скорости его преобразования в измерительной цепи и все изменения фиксируются без дополнительных динамических искажений. При измерении в динамическом режиме появляются дополнительные (динамические) погрешности, связанные со слишком быстрым изменением самой измеряемой физической величины или входного сигнала измерительной информации от постоянной измеряемой величины.
Различают два основных метода измерений: метод непосредственной оценки и метод сравнения с мерой. При использовании метода непосредственной оценки значение измеряемой физической величины определяют непосредственно по отсчетному устройству прибора прямого действия. Прибор осуществляет преобразование входного сигнала измерительной информации, соответствующего всей измеряемой величине, после чего и происходит оценка ее значения.
Метод сравнения с мерой характеризуется тем, что прибор (компаратор) сравнивает измеряемую величину с аналогичной известной величиной, воспроизводимой мерой. Овеществленную меру, воспроизводящую с выбранной точностью физическую величину определенного (близкого к измеряемой) размера используют в явном виде. Примерами используемых мер являются гири, концевые меры длины или угла и т.д.
Метод сравнения с мерой реализуется в нескольких разновидностях:
- дифференциальный и нулевой методы;
- метод совпадений;
- методы замещения и противопоставления.
Дифференциальный метод измерений - метод сравнения с мерой, в котором на измерительный прибор воздействует разность измеряемой величины и известной величины, воспроизводимой мерой.
Нулевой метод измерений - метод сравнения с мерой, в котором результирующий эффект воздействия величин на прибор сравнения (компаратор) доводят до нуля.
Метод совпадений - метод сравнения с мерой, в котором значение измеряемой величины оценивают, используя совпадение ее с величиной, воспроизводимой мерой (т.е. с фиксированной отметкой на шкале физической величины). Для оценки совпадения используют прибор сравнения или органолептику, фиксируя появление определенного физического эффекта (стробоскопический эффект, совпадение резонансных частот и др.).
В зависимости от одновременности или неодновременности воздействия на прибор сравнения измеряемой величины и величины, воспроизводимой мерой, различают методы замещения и противопоставления.
Метод замещения - метод сравнения с мерой, в котором измеряемую величину замещают известной величиной, воспроизводимой мерой, то есть эти величины воздействуют на прибор последовательно.
Метод противопоставления - метод сравнения с мерой, в котором измеряемая величина и величина, воспроизводимая мерой, одновременно воздействуют на прибор сравнения, с помощью которого устанавливается соотношение между этими величинами.

4.3. Средства измерений

Средство измерений - техническое средство, предназначенное для измерений, имеющее нормированные метрологические характеристики, воспроизводящее и (или) хранящее единицу физической величины, размер которой принимают неизменным (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени.
В зависимости от функционального назначения и конструктивного исполнения различают такие виды средств измерений, как меры, измерительные преобразователи, измерительные приборы, индикаторы, измерительные установки, измерительные системы, измерительно-вычислительные комплексы.
Простейшим средством измерений является мера. Главная отличительная особенность меры - отсутствие каких-либо преобразований измерительной информации самим средством измерений. Мера физической величины (мера величины; мера) - средство измерений, предназначенное для воспроизведения и (или) хранения физической величины одного или нескольких заданных размеров, значения которых выражены в установленных единицах и известны с необходимой точностью.
Меры, предназначенные для воспроизведения физической величины заданного размера, называют однозначными, а воспроизводящие физические величины ряда размеров - многозначными. В качестве примеров однозначных мер можно назвать гирю (мера массы), угольник (мера прямого угла), плоскопараллельную концевую меру длины. К многозначным мерам следует отнести измерительную линейку, транспортир, измерительный сосуд, а также ступенчатый шаблон, угловую концевую меру с несколькими рабочими углами. Меры могут комплектоваться в наборы или конструктивно объединяться в так называемые "магазины".
Набор мер - комплект мер разного размера одной и той же физической величины, предназначенных для применения на практике, как в отдельности, так и в различных сочетаниях (например, наборы концевых мер длины, угловых концевых мер, наборы разновесов). Магазин мер - набор мер, конструктивно объединенных в единое устройство, в котором имеются приспособления для их соединения в различных комбинациях (например, магазин электрических сопротивлений).
При оценивании величин по условным (неметрическим) шкалам, имеющим реперные точки, в качестве "меры" нередко выступают вещества или материалы с приписанными им условными значениями величин. Так, для шкалы твердости Мооса мерами являются минералы различной твердости. Приписанные им значения твердости образуют ряд реперных точек условной шкалы.
Применяемые при испытаниях средства измерений могут быть как простыми (однозвенными), так и достаточно сложными, включающими целый ряд преобразователей, в том числе элементы, осуществляющие вычислительные операции (микропроцессоры). Различные или однотипные средства измерений могут объединяться в информационно-измерительные системы для автоматизации измерений и обработки экспериментальных данных. Отдельные элементы измерительной системы имеют свое назначение. Так, первичный измерительный преобразователь, воспринимающий действие измеряемой физической величины и преобразующий это действие в некоторый унифицированный сигнал, называют датчиком. Для усиления и нормализации сигналов разнородных датчиков используют усилители-нормализаторы. Выходными элементами, накапливающими измерительную информацию, являются различного рода регистрирующие приборы (самописцы, магнитографы, цифропечатающие устройства). При выборе измерительной схемы обращается особое внимание на измерительный преобразователь, поскольку его точность и надежность во многом определяют результат измерений в целом.
Измерительный преобразователь - техническое средство с нормированными метрологическими характеристиками, служащее для преобразования измеряемой величины в другую величину или измерительный сигнал, удобный для обработки, хранения, дальнейших преобразований, индикации или передачи. Примеры измерительных преобразователей - термопара, пружина динамометра, микрометрическая пара винт-гайка.
Отличительной особенностью измерительного преобразователя является выдача им измерительной информации в форме, не поддающейся непосредственному восприятию оператором. По характеру входного и выходного сигналов различают аналоговые, цифро-аналоговые, аналого-цифровые преобразователи. По месту, занимаемому в измерительной цепи различают преобразователи первичные и промежуточные. Преобразователи с пропорциональным преобразованием сигнала измерительной информации называют масштабными.
Первичный измерительный преобразователь (первичный преобразователь) - измерительный преобразователь, на который непосредственно воздействует измеряемая физическая величина, т.е. первый преобразователь в измерительной цепи измерительного прибора (установки, системы). В одном средстве измерений может быть несколько первичных преобразователей, например, ряд термопар измерительной установки, предназначенной для контроля температуры в разных точках холодильной емкости.
Преобразователи неэлектрических величин в электрические делятся на параметрические и генераторные.
Преобразователи, основанные на измерении активного электрического сопротивления, называют резисторными преобразователями или преобразователями сопротивления. Они могут быть контактными, выполненными в виде миниатюрного реостата (потенциометра), и бесконтактными.
В качестве примера на рисунке 4.1 представлена классификация преобразователей, применяемых при измерении давлений.
Резистивные потенциометрические преобразователи преобразуют линейное или угловое перемещение в электрические сигналы (см. рисунок 4.2).
Преобразователь состоит из каркаса, снабженного необходимой изоляцией, на который наматывается тонкая проволока из температуростабильного и износостойкого материала. По виткам такого преобразователя скользит легкая металлическая щетка-контакт, с помощью которой производится преобразование и съем электрического сигнала. Соединяя щетку преобразователя через передаточный механизм с чувствительным элементом (мембраной, упругой пружиной), мы тем самым получаем возможность преобразовывать усилие или давление в электрический сигнал.
К бесконтактным относятся тензометрические (тензорезисторные) преобразователи (см. рисунок 4.2), основанные на изменении сопротивления под действием его деформации от внешней силы - например, проволочный тензорезистивный преобразователь, который представляет собой тонкую прово-


Рисунок 4.1 - Классификация преобразователей средств измерений
давления

Рисунок 4.2 - Классификация преобразователей средств измерений
температуры
лочку, обычно из сплава константана, уложенную петлями на тонкие основания (бумагу, пленку или какой-либо другой материал). В качестве связующего вещества используются различные клеи, цементы.
Если такой преобразователь закрепить на деформируемое основание и создать, например, растягивающее усилие, то начальное сопротивление проволоки RQ изменится на величину
·R. Сопротивление будет меняться как за счет удлинения проволоки
·l, так и за счет сопротивления +
·R. Такой преобразователь чувствителен и к сжатию. В этом случае сопротивление уменьшится на величину
·R. Чувствительность проволоки к деформации оценивается коэффициентом тензочувствительности.
Кроме проволоки тензометры изготавливают также из тонкой фольги (4 - 12 мкм), напыляют в виде пленок из металлических сплавов, применяют полупроводниковые материалы. Тензочувствительность полупроводниковых материалов в десятки и даже сотни раз выше, чем у металлов, однако они более чувствительны к температуре окружающей среды, что вызывает дополнительные трудности.
Наиболее широкое применение тензорезисторы получили при исследовании деформаций различных конструкций, а также в приборах для измерений давлений и усилий. Тензорезисторы обычно включаются в мостовую измерительную схему, используя при этом одно, два или все четыре активных плеча. В зависимости от применяемой аппаратуры мостовая схема питается напряжением UПИТ постоянного или переменного тока, но чаще используется постоянный ток. Первоначальная балансировка моста может осуществляться дополнительными сопротивлениями, так чтобы выполнялось равенство R1 R4 = R2 R3 . При этом в измерительной диагонали выходной сигнал будет равен нулю. При появлении деформации, создающей изменение сопротивлений, между узловыми точками появится выходное напряжение Uвых .
Измерительный прибор (прибор) - средство измерений, предназначенное для получения значений измеряемой физической величины в установленном диапазоне. Измерительный прибор предназначен для получения измерительной информации от измеряемой физической величины, ее преобразования и выдачи в форме, поддающейся непосредственному восприятию оператором. Прибор включает в себя один или несколько измерительных преобразователей и присоединенное к ним устройство отображения измерительной информации типа шкала-указатель, указатель-диаграммная бумага, числовое табло. В зависимости от системы представления информации различают показывающие или регистрирующие приборы, причем регистрирующие могут быть записывающими, либо печатающими, а в зависимости от формы выходного сигнала различают приборы е аналоговым либо с дискретным выходом ("дискретные” приборы часто называют "цифровыми”). Следует обратить внимание, что вид устройства отображения измерительной информации не определяет форму выходного сигнала: система шкала-указатель электронно-механических часов принадлежат "дискретным” приборам, а изменение выходного сигнала бытового счетчика электроэнергии на правом барабане цифрового табло имеет непрерывный характер.
Принято различать также приборы прямого действия и приборы сравнения. Под прибором сравнения, по-видимому, подразумевается компаратор. Компаратор - средство сравнения, предназначенное для сличения мер однородных величин. Примерами являются рычажные весы, компаратор для сличения нормальных элементов.
Средство сравнения - техническое средство или специально создаваемая среда, посредством которых возможно выполнять сравнения друг с другом мер однородных величин или показания измерительных приборов.


5 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ОСНОВНЫХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАЗНАЧЕНИЯ

5.1 Единицы измерения давлений, принятые в технике

Давлением р жидкости, газа или твердого тела, т.е. среды или вещества, называют силу, равномерно действующую на площадь поверхности.
Одним из основных показателей качества насосов является напор или давление. Физическая взаимосвязь между ними описывается уравнением:
13 EMBED Equation.3 1415,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - удельный вес перекачиваемой жидкости;
13 EMBED Equation.3 1415 - плотность жидкости;
g – ускорение свободного падения.
В практике измерений наиболее часто используют понятия давления: абсолютного 13 EMBED Equation.3 1415, избыточного 13 EMBED Equation.3 1415 и вакуумметрического 13 EMBED Equation.3 1415, различие которых состоит в их отношении к атмосферному (барометрическому) давлению 13 EMBED Equation.3 1415. Абсолютное давление, под которым подразумевают суммарное давление, воздействующее на вещество, определяется суммой атмосферного (барометрического) и избыточного давлений:
13 EMBED Equation.3 1415.
Соответственно избыточное давление представляет собой разность между абсолютным и атмосферным давлением:
13 EMBED Equation.3 1415.
Приборы, измеряющие избыточное давление, в действительности являются измерителями разностного (дифференциального) давления. На чувствительный элемент, например трубчатую пружину, точнее на ее внутреннюю полость, воздействует измеряемое давление. Это приводит к изменению ее положения. В это время снаружи такому сдвигу противодействует атмосферное давление. В результате на шкале прибора отображается разница между измеряемым - абсолютным давлением и давлением внешнего окружения – атмосферным давлением.
Вакуумметрическое давление (вакуум) - давление разряженного газа или жидкости - определяется как разность между атмосферным и абсолютным давлением, которое ниже атмосферного:
13 EMBED Equation.3 1415.
Соответственно численное значение вакуумметрического давления указывается со знаком «минус».
В единой международной системе единиц (система СИ) принята основная единица давления - ньютон на квадратный метр (13 EMBED Equation.3 1415), названная паскалем (Па). Единица Па весьма мала, что приводит на практике к использованию килопаскаля (кПа) или мегапаскаля (МПа).
Многие предприятия традиционно используют такие внесистемные единицы измерения давления, как килограмм-сила на квадратный сантиметр, часто называемая технической атмосферой; миллиметр водяного столба и миллиметр ртутного столба. При использовании для измерения давления столба жидкости (жидкостные манометры) последний должен быть отнесен к параметрам воды при 4 °С, а ртуть - при 0 °С и нормальном ускорении свободного падения. Кроме технической может встречаться физическая атмосфера, равная нормальному давлению атмосферного воздуха 760 мм рт. ст. при 0 °С и нормальном ускорении свободного падения (760 мм рт. ст. = 101,325 кПа = 1,0332 кгс/см2). Часто в технических описаниях и практике технических измерений 0,1 МПа приравнена к 1 кгс/см2 (1 атм).
В ряде случаев импортные приборы могут быть отградуированы в psi (psig, psia, lb/in2), определяемой как фунт (0,4536 кгс) на квадратный дюйм (6,452 см2), а также в psf - фунт на квадратный фут (923,03 см2).

5.2 Классификация приборов для измерения давления

Приборы для измерения давления могут классифицироваться по следующим характеристикам:
- виду измеряемого давления;
- принципу действия;
- назначению;
- классу точности.
По виду измеряемого давления приборы подразделяют на:
- манометры;
- вакуумметры;
- мановакуумметры;
- напоромеры;
- тягомеры;
- тягонапоромеры;
- дифманометры;
- микроманометры;
- барометры.
Для измерения абсолютного давления, т.е. такого, которое считывается от абсолютного нуля, выпускаются манометры абсолютного давления; для измерения избыточного - манометры избыточного давления, и наиболее часто «по умолчанию» эти разновидности приборов называют манометрами.
Измерение давления разреженного газа производят вакуумметрами.
Манометр, имеющий возможность измерять давление разреженного газа и избыточное давление (у прибора единая шкала), называют мановакуумметром.
Измерение малых значений (до 40 кПа) избыточного давления производится напоромерами.
Тягомеры используются для измерения малого (до -40 кПа) вакуумметрического давления. Приборы, имеющие часть шкалы вакуумметрического, а часть избыточного давления в пределах ±20 кПа, называются тягонапоромерами.
Европейские стандарты такое разделение производят по виду чувствительного элемента: трубчатый, мембранный - мембранная коробка – капсула.
Приборы, предназначенные для измерения разности давлений в двух произвольных точках, именуют дифференциальными манометрами (дифманометрами). Устройство измерения дифференциального давления с унифицированным выходным сигналом называют измерительным преобразователем разности давлений.
Дифманометр, функционально обеспечивающий измерение малых значений разности двух давлений и имеющий верхний предел измерения не более 40 кПа (4000 кгс/м ), называют микроманометром.
Контроль и измерение атмосферного давления производят барометрами. Обычно манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры, тягонапоромеры объединяют под названием манометры или манометрические приборы.
По принципу действия основную группу приборов для измерения давлений можно подразделить на следующие:
- жидкостные;
- деформационные (пружинные);
- грузопоршневые;
- электрические и др.
К жидкостным относят манометры, принцип действия которых основан на уравновешивании измеряемого давления или разности давлений давлением столба жидкости. К таким манометрам относят U-образные манометры, состоящие из сообщающихся сосудов, в которых измеряемое давление определяют по одному или нескольким уровням жидкости.
В деформационных манометрах от измеряемого давления зависит степень деформации чувствительного элемента или развиваемой им силы. В состав деформационных входит трубчато-пружинный манометр, в котором чувствительным элементом является трубчатая пружина.
Сильфонный функционирует на основе сильфона, мембранный - на основе мембраны или мембранной коробки.
Манометр с вялой мембраной, в котором измеряемое давление воспринимается вялой мембраной и преобразуется в силу, уравновешиваемую дополнительным устройством, также относится к деформационным.
В грузопоршневых приборах, имеющих в большинстве случаев в качестве рабочего тела жидкость и часто называемых жидкостными, измеряемое давление уравновешивается давлением, создаваемым массой поршня с грузоприемным устройством, и массой грузов с учетом сил жидкостного трения.
Электрические манометры функционируют по принципу зависимости одного из электрических параметров чувствительного элемента первичного преобразователя от давления.
По назначению манометры подразделяют на следующие:
- общепромышленные, имеющие также название общетехнических или рабочих;
- эталонные, включающие государственный первичный, рабочие и другие эталоны.
Общепромышленные манометры предназначены для измерения давления непосредственно в ходе производственных процессов в рабочих точках промышленного оборудования.
Эталонные приборы используются для хранения и передачи размера единиц давления в целях единообразия, достоверности и обеспечения высокой точности его измерений.
Общетехнические манометры конструктивно предусматривают устойчивость к вибрациям с частотой 10-55 Гц и амплитудой смещения до 0,15 мм.

5.3 Манометры с трубчатой пружиной

Большинство показывающих манометрических приборов (манометров, мановакуумметров и вакуумметров) с трубчатой пружиной - устройства прямого действия (преобразования), в которых давление последовательно преобразуется в перемещение чувствительного элемента и связанного с ним механически показывающего устройства.
Трубчато-пружинным манометром называется деформационный манометр, в котором чувствительным элементом является трубчатая пружина.
Трубчатая пружина в показывающих манометрических приборах малого и среднего давления имеет вид 3/4 окружности. Для измерений давлений выше 6 МПа многие производители применяют 1,5- и 2,5-витковую пружину. В последних вариантах исполнения значительно увеличивается надежность прибора и снижается влияние гистерезиса на его класс точности.
В приборе с 3/4-трубчатой пружиной трубка 1 сформована (см. рисунок 5.1) с определенными внутренним r и внешним R радиусами, зависящими от диаметра корпуса измерительного прибора и требуемого класса точности, с углом изгиба трубки
· = 180-300°.

1 - пружина; 2 - держатель
Рисунок 5.1 - Принципиальная схема чувствительного элемента манометра
в виде одновитковой трубчатой пружины
Один конец такой пружины запаян, а другой соединен с держателем 2, с помощью которого внутренняя полость трубки сообщается с областью измеряемого давления р. Под воздействием среды избыточного давления (как положительного, так и отрицательного), подведенной к внутренней полости, трубка стремится к распрямлению (при вакуумметрическом давлении - к закручиванию). При этом соответственно изменяются внутренний и внешний радиусы пружины с r на r1 и с R на R1 (см. рисунок 5.2).

Рисунок 5.2 - Схема изменения геометрии чувствительного элемента пружинного манометра

Следствием этого является уменьшение угла закручивания пружины от
· до
·1, что вызывает соответствующее изменение положения свободного конца пружины на величину
·. Это в свою очередь приводит к перемещению посредством передаточного механизма показывающей стрелки 5 (см. рисунок 5.3) прибора пропорционально измеряемому давлению.

а - секторный; б - рычажный; 1 - трубчатая пружина; 2 – тяга (поводок);
3 - зубчатый сектор; 4 - трибка; 5 - стрелка
Рисунок 5.3 - Упрощенные схемы передаточных механизмов пружинных
манометров
Распрямление трубки происходит обычно на угол не более 15°, а перемещение ее свободного конца составляет в зависимости от размера чувствительного элемента от 2 до 10 мм. Причем для каждого типоразмера и при определенном передаточном механизме ход конца пружины для различных давлений и, конечно, при разной толщине стенок трубчатых пружин должен быть приблизительно одинаков.
В общепромышленных показывающих манометрах на основе одно- и многовитковой пружин наибольшее распространение получили передаточные механизмы с зубчатым сектором (трибкосекторные) и рычажные (см. рисунок 5.3). Отличительной особенностью манометров с трибко-секторным передаточным механизмом является шкала с углом 270 - 300°. Такой механизм имеет более высокую стоимость, но обеспечивает повышенную точность показаний манометра. Он применяется как в промышленных, так и в эталонных приборах.
Принцип работы зубчатого механизма состоит в следующем (см. рисунок 5.3, а). Перемещение свободного конца трубчатой пружины через тягу 2 передается зубчатому сектору 3, который посредством зубчатого зацепления приводит во вращение трибку 4 с закрепленной на ней стрелкой 5. Соответственно величина перемещния свободного конца чувствительного элемента преобразуется в перемещение стрелки.
Для устранения «свободного хода» передаточного механизма трибка подпружинена с помощью спиральной волосковой пружины.
Манометры с рычажным механизмом менее сложны в регулировке, обладают малой чувствительностью к вибрациям, просты в изготовлении и имеют меньшую стоимость. Шкала прибора с рычажным передаточным механизмом теоретически может составлять 90°, но на практике не превышает 60 - 70°. Классы точности манометрических приборов с такими механизмами - 2,5 и 4,0.
Основной целью регулировки прибора является установление близкой к линейной зависимости хода зубчатого сектора - трибки - указательной стрелки от измеряемого давления, а также соответствия начального и конечного значений шкалы задаваемому диапазону измерения давления. Это достигается путем варьирования длины тяги, соединяющей ЧЭ с сектором, и длины рычага зацепления этой тяги на зубчатом секторе. Такая регулировка достаточно трудоемка и требует специальных навыков.
Класс точности манометрического прибора в основном определяется упругими характеристиками трубчатой пружины и качеством зубчатой передачи трибко-секторного механизма. Таким образом, чем выше упругие свойства ЧЭ, качественнее выполнено зубчатое зацепление, тем более высокий класс точности измерителя может быть достигнут.
Зубчатая передача является одним из наиболее уязвимых звеньев манометра с трубчатой пружиной, особенно при пульсирующем давлении, когда его подъемы и падения имеют высокую скорость и частоту. Такие экстремальные условия эксплуатации приводят к быстрому износу - выработке зубьев как сектора, так и трибки и соответственно к недостоверности показаний измерителя, а также к выходу его из строя. Это наиболее часто наблюдается при измерении давления среды на выходе компрессоров, питательных насосов котлов и др.
К пульсирующему согласно ГОСТ 2405-88, отнесено давление, многократно возрастающее и убывающее по любому периодическому закону со скоростью свыше 10 % диапазона показаний в секунду. Для измерения пульсирующего давления рекомендуется применять демпферы и демпферные устройства.
Замена зубчатого сектора в эксплуатационных условиях затруднительна для многих импортных приборов, в которых соединения передаточного механизма часто выполнены неразъемными. Отечественные производители предусматривают возможность замены трибко-секторного передаточного механизма контрольных и эталонных приборов, а в некоторых конструкциях и деталей этого механизма.
Трубчатая пружина предопределяет в значительной мере метрологические характеристики и показатели надежности измерительного прибора. Основными параметрами, оказывающими влияние на упругую характеристику, являются форма сечения и геометрические размеры пружины. Наибольшее распространение получили трубки Бурдона, имеющие эллиптическую или плоскоовальную форму сечения (см. рисунок 5.4, а и б).

а - эллиптическая; б - плоскоовальная тонкостенная; в - плоскоовальная
сдавленная; г - плоскоовальная толстостенная; д - с эксцентрическим
каналом; е - толстостенная круглая трубка с лыской
Рисунок 5.4 - Формы сечения одновитковой трубчатой пружины

Такие формы выполняются из тонкостенных заготовок. Их основные параметры - ширина 2а, высота 2b, толщина стенки s, радиус овала
·. Последний параметр в расчетах и контроле геометрии чувствительного элемента учитывается в меньшей степени. В трубчатых манометрических пружинах распрямление происходит из-за стремления овально-изогнутой формы эллиптического или плоскоовального сечения при повышении давления приобретать округлость. Трубчатая пружина эллиптического сечения (рисунок 5.4, а) в определенном диапазоне параметров тем чувствительнее, чем больше радиус ее овала
·. Чувствительность пружины плоскоовального сечения (рисунок 5.4, б) возрастает с уменьшением величины 2b. Толщина стенок трубки s связана пропорционально со значением измеряемого давления.
Пружина эллиптического сечения отличается повышенной чувствительностью, так как при ее разгибании меньше противодействующих профилей. Такие пружины применяются большинством производителей для измерения давлений до 0,1-0,16 МПа, а плоскоовальные - для измерения давлений 0,16-6 МПа.
Пружины с плоскоовальным сдавленным профилем (см. рисунок 5.4, в) отличаются повышенной прочностью и могут применяться для измерения высокого давления.
При изготовлении манометров для измерения более высоких давлений могут использоваться плоскоовальные толстостенные пружины (рисунок 5.4, г), которые, как и плоскоовальные тонкостенные, под действием давления изменяют форму поперечной формы сечения и соответственно радиус изгиба трубчатой пружины.
Для измерения сверхвысокого давления (1000 МПа и выше) применяются трубчатые пружины с эксцентрическим каналом (см. рисунок 5.4, д). Ось внутреннего отверстия d в таких пружинах смещена относительно оси внешнего диаметра трубы D на величину f. Изгиб (точнее, разгиб) такой пружины происходит из-за несимметричного относительно центра распределения сил растяжения в поперечном разрезе профиля.
В результате возникает изгибающий момент, который деформирует трубчатую пружину в сторону более толстой стенки. Разновидностью такого типа является трубчатая пружина в виде толстостенной круглой трубки с лыской (рисунок 5.4, e).
Статическая характеристика пружины Бурдона включает участок пропорциональности, когда изменение положения ее конца зависит от воздействующего давления, и последующий участок остаточной деформации, когда воздействие давления приводит к необратимым изменениям геометрии чувствительного элемента. Предельное рабочее давление трубчатого элемента должно быть в 1,5-2 раза меньше предельного значения пропорциональности для общепромышленных приборов и в 3-4 раза меньше - для эталонных.
Одной из главных задач при изготовлении трубчатой пружины является достижение идеального вида зависимости изменения хода конца пружины от воздействующего давления. Идеальный вариант - строгая линейность. На практике, к сожалению, существует ряд факторов, которые приводят к отклонению от желаемой зависимости. К таким факторам для пружин плоскоовального профиля относятся: неоптимальный выбор геометрии, неодинаковая толщина стенки по всей длине чувствительного элемента, неоднородный химический состав металла, неоптимальный термический режим обработки трубчатой пружины и другие параметры как технологического процесса изготовления непосредственно заготовки (трубки), так и чувствительного элемента.
Технология изготовления чувствительного элемента включает термический отжиг трубки, обеспечивающий ее мягкое состояние, ее профилирование и изгиб (последние операции могут быть совмещены) и обязательную последующую температурную нормализацию, предназначенную для снятия напряжений после механических деформаций.
Некоторые производители для предотвращения необратимого изменения профиля пружины при предельном давлении устанавливают по внешнему ее радиусу ограничитель предельного разгибания.
Один из основных недостатков трубчато-пружинных приборов - существование остаточных деформаций. Так, при повышении и понижении давления при одном действительном значении давления манометр будет показывать разные значения. Это объясняется, в значительной мере, наличием гистерезиса, который при работе в ограниченном диапазоне давлений по прошествии определенного времени исчезает. Снизить влияние гистерезиса на результат измерения можно несколькими способами. Наиболее распространенным является выбор металла с наиболее упругими свойствами и оптимального температурного режима обработки как заготовки, так и изогнутой трубчатой пружины.
Известен также способ устранения деформационных последствий посредством обработки чувствительного элемента циклическими нагрузками, так называемым физическим «старением» металла.
Одним из вариантов уменьшения влияния гистерезиса на результат измерения является также изготовление чувствительного элемента в виде многовитковой пружины (см. рисунок 5.5).

Рисунок 5.5 - Вид многовитковой пружины показывающего манометра

Наиболее часто применяется такая трубчатая пружина в манометрических приборах для давления выше 6 МПа. Конструктивно чувствительный элемент имеет 1,5 или 2,5 витка. Основными параметрами, оказывающими влияние на упругую характеристику чувствительного элемента (перемещение
·, свободного конца многовитковой трубчатой пружины), являются толщина стенки и в меньшей степени радиус навивки r.
Технология изготовления многовитковых чувствительных элементов достаточна проста. Она исключает наличие наполнителя при навивке, что приводит к произвольности профиля трубчатого элемента в радиусе изгиба r.
5.4 Дифференциальные манометры

Дифференциальные манометры (далее - дифманометры) также являются показывающими приборами.
Устройства, обеспечивающие электрический выходной сигнал, пропорциональный измеряемому дифференциальному давлению, называются измерительными преобразователями разности давлений, хотя отдельные производители, а также некоторые специалисты-эксплуатационщики измерительные преобразователи разности давлений также называют дифманометрами.
Дифманометры в основном применяются в технологических процессах для измерения, контроля, регистрации и регулирования следующих параметров:
- расхода различных жидких, газообразных и парообразных сред по перепаду давления на разного рода сужающих устройствах (стандартных диафрагмах, соплах, включая сопла Вентури) и дополнительно вводимых в поток гидро- и аэродинамических сопротивлениях, например на преобразователях типа Annubar или на нестандартных гидро- и аэродинамических препятствиях;
- перепада - разности давления, вакуумметрических, избыточных, в двух точках технологического цикла, включая потери на фильтрах систем вентиляции и кондиционирования воздуха;
- уровня жидких сред по величине гидростатического столба.
Согласно ГОСТ 18140-84, предельные номинальные перепады давлений дифманометров-расходомеров, верхние пределы или сумма абсолютных значений верхних пределов измерений дифманометров-перепадомеров должны приниматься: 10; 16; 25; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630 Па; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63; 100; 160; 250; 400; 630 кПа; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3 МПа.
У дифманометров-расходомеров верхние пределы измерений выбираются из ряда, определяемого выражением
13 EMBED Equation.3 1415,
где а - одно из чисел следующего ряда: 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4; 5; 6,3; 8;
n - целое (положительное или отрицательное) число или нуль.
Верхние пределы измерений или сумма абсолютных значений верхних пределов измерений дифманометров-уровнемеров следует выбирать из ряда: 0,25; 0,4; 0,63; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63; 100 и 160 м.
Одной из важных характеристик дифманометров является предельно допустимое рабочее избыточное давление, т.е. избыточное давление, которое могут выдержать рабочие каналы без необратимой деформации чувствительных элементов. Такое значение параметра принимается из следующего ряда: 25; 40; 63; 100; 160; 250; 400 и 630 кПа; 1; 1,6; 2,5; 4; 6,3; 10; 16; 25; 32; 40 и 63 МПа.
Нижние пределы измерений дифманометров-расходомеров из-за неустойчивости работы стандартных сужающих устройств при малых числах Рейнольдса измеряемого потока не должны превышать 30 % шкалы прибора. У преобразователей Annubar этот предел не превышает 10 % при сохранении объявленного класса точности (1,0).
Классы точности дифманометров принимаются из ряда: 0,25; 0,5; 1,0; 1,5.
Дифманометры должны иметь линейную шкалу при измерении уровня или перепада давлений, линейную или квадратичную - при измерении расхода.
Специфика измерения дифференциального давления обусловливает наличие в дифманометрах устройств продувки импульсных линий без необходимости демонтажа прибора или его узлов.
При испытаниях, а также в нормальных условиях работы отечественные дифманометры, согласно требованиям производителя, должны обеспечивать заданные метрологические характеристики после выдержки не менее 6 ч при температуре окружающей среды: 20 ± 2 или 23 ± 2 °С - для приборов классов точности 0,5; 0,6 и 1,0; 20 ± 5 или 23 ± 5 °С - для приборов класса точности 1,5.
Современные конструкции из-за снижения металлоемкости и совершенствования преобразователей позволяют сокращать время температурной адаптации некоторых моделей до нескольких десятков минут. Конкретная температура приведена в ТУ на измеритель и должна регистрироваться в техническом описании или паспорте на прибор.
Дифманометры, не защищенные от одностороннего воздействия, должны выдерживать перегрузку со стороны среды «плюсового» давления, превышающую предельные номинальные перепады на 10-50 %. «Плюсовым», в противовес «минусовому», называют большее из двух давлений среды, поступающей на вход дифференциального манометра.
Конструкции, для которых предусмотрены односторонние перегрузки, должны выдерживать десятикратные, стократные или двухсотпятидесятикратные односторонние перегрузки.
Показывающие дифференциальные манометры на основе трубчатых пружин находят широкое применение для визуализации расхода различных сред, а также гидродинамических потерь.
В приборах такого типа (см. рисунок 5.6) на автономных держателях 1 и 2, соединенных вместе, установлены трубчатые пружины 3 и 4. Каждый держатель вместе с трубчатым чувствительным элементом образует автономные измерительные каналы. Среда «плюсового» давления поступает через присоединительный штуцер держателя 2 в трубку 4, деформирует ее овал, в результате чего перемещается наконечник трубки и это перемещение через соответствующий зубчатый сектор передается на трибку 5. Трибка соответственно приводит к отклонению указательной стрелки 6, которая показывает на шкале 7 значение «плюсового» избыточного давления.
«Минусовое» давление посредством держателя 1, трубчатой пружины 3, трибки 8 приводит к перемещению циферблата 9, объединенного со стрелкой 10, которая на шкале 7 отслеживает значение измеряемого параметра. Дифференциальное давление, т.е. разность давлений 13 EMBED Equation.3 1415, отсчитывается стрелкой на шкале дополнительного циферблата.
Дифманометры такого типа, исходя из особенностей трубчатых пружин, обеспечивают работоспособность в промышленных условиях в диапазоне от 0 до 100 МПа.

1,2 - держатели, 3,4 - трубчатые пружины, 5,8 - трибки, 6 – стрелка
«плюсового» давления, 7,9 - шкалы избыточного давления, 10 – стрелка
«минусового» давления
Рисунок 5.6 - Схема дифференциального показывающего манометра
на основе трубчатых пружин


6 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ОСНОВНЫХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАЗНАЧЕНИЯ

6.1 Сигнализирующие манометры

Сигнализирующие (электроконтактные) манометрические приборы предназначены для измерения технического давления различных сред и дискретного управления электрическими цепями вспомогательных и регулирующих устройств.
Принципиальные электрические схемы электроконтактных манометров приведены на рисунке 6.1.1.

а - одноконтактная на замыкание (согласно ГОСТ 2405-88 - исполнение I),
б - одноконтактная на размыкание (исполнение II), в - двухконтактная на размыкание - размыкание (исполнение III), г - двухконтактная на замыкание - замыкание (исполнение IV), д - двухконтактная на размыкание - замыкание (исполнение V), е - двухконтактная на замыкание - размыкание (исполнение VI), 1 - указательная стрелка, 2, 3 - электрические базовые контакты,
4,5 - зоны замкнутых и разомкнутых контактов, 6, 7 - объекты воздействия
Рисунок 6.1.1 - Принципиальные электрические схемы электроконтактных манометров

Типовая схема функционирования электроконтактного манометра может быть проиллюстрирована рисунком 6.1.1, а. При увеличении давления и достижении им определенного значения указательная стрелка 1 с электрическим контактом входит в зону 4 и замыкает с помощью базового контакта 2 электрическую цепь прибора. Замыкание цепи, в свою очередь, приводит к вводу в работу объекта воздействия 6.
В схеме размыкания (рисунок 6.1.1, б) при отсутствии давления электрические контакты указательной стрелки 1 и базового контакта 2 замкнуты. Под напряжением Uв находятся электрическая цепь прибора и объект воздействия. При повышении давления и прохождении стрелкой зоны замкнутых контактов происходит разрыв электрической цепи прибора и соответственно прерывается электрический сигнал, направляемый на объект воздействия.
Наиболее часто в производственных условиях применяют манометры с двухконтактными электрическими схемами: одна используется для звуковой или световой индикации, а вторая – для организации функционирования систем различных типов управления. Так, схема размыкание - замыкание (рисунок 6.1.1, д) позволяет по одному каналу, при достижении определенного давления, разомкнуть одну электрическую цепь и получить сигнал воздействия на объект 7, а по второму - с помощью базового контакта 3 замкнуть находящуюся в разомкнутом состоянии вторую электрическую цепь.
Схема замыкание - размыкание (рисунок 6.1.1, е) позволяет при увеличении давления одну цепь замкнуть, а вторую - разомкнуть.
Двухконтактные схемы на замыкание - замыкание (рисунок 6.1.1, г) и размыкание - размыкание (рисунок 6.1.1, в) обеспечивают при повышении давления и достижении одних и тех же или различных его значений замыкание обеих электрических цепей или соответственно их размыкание.
Электроконтактная часть манометра может быть как неотъемлемой, совмещенной непосредственно с механизмом измерителя, так и присоединяемой в виде электроконтактной группы, устанавливаемой на передней части прибора. Отечественные производители традиционно используют конструкции, в которых тяги электроконтактной группы монтируются на оси трибки. В импортных устройствах, как правило, устанавливается электроконтактная группа, соединенная с чувствительным элементом через указательную стрелку манометра. Некоторые отечественные и зарубежные производители освоили электроконтактный манометр с микровыключателями, которые устанавливаются на передаточном механизме измерителя.
Электроконтактные манометры производятся с механическими контактами, контактами с магнитным поджатием, индуктивной парой, микровыключателями и др.
Наиболее широко известными ранее отечественными манометрами были электроконтактные приборы типа ЭКМ. В настоящее время на базе электроконтактных манометров типа ЭКМ производят аналогичные устройства ДМ2010 Сг (корпус диаметром 100 мм) и ДМ2005 Сг (корпус диаметром 160 мм). Электросигнализирующие вакуумметры обозначаются ДВ, мановакуумметры - ДА.

6.2 Манометры с электрическим выходным сигналом

Функционирование современных систем на основе микропроцессорной техники, организация сигнала по измеряемому давлению, автоматизация технологических процессов, включая системы аварийной защиты, требуют измерительных преобразователей с унифицированным электрическим сигналом в виде тока, напряжения, частоты.
За последние десятилетия конструкции измерительных преобразователей давления, разрежения и разности давлений с электрическим выходным сигналом претерпели существенные изменения.
Многие типы приборов безвозвратно ушли в историю. В настоящее время освоены модели устройств, базирующиеся на новых принципах работы, а также системах преобразования и передачи сигналов, и имеющие более высокие метрологические и качественные технические характеристики, новые функциональные возможности.
Часто измерительные преобразователи называют датчиками. Датчик - это конструктивно обособленный первичный преобразователь, от которого поступают измерительные сигналы.
Измерительный преобразователь может быть представлен как система, состоящая из первичного измерительного преобразователя - чувствительного элемента 1 (рисунок 6.2.1) и блока усиления 2.

1 - чувствительный элемент; 2 - блок усиления
Рисунок 6.2.1 - Принципиальная схема электропреобразовательного прибора

Чувствительный элемент, как и в манометрах с тензорезисторными, емкостными или пьезоэлектрическими сенсорами, трансформирует воздействующее на него давление в электрический выходной сигнал. Как правило, электрический выходной сигнал на выходе чувствительного элемента - первичного измерительного преобразователя - не превышает нескольких сот милливольт.
Блок усиления на основе выходного сигнала чувствительного элемента формирует унифицированный электрический сигнал, пригодный для управления системами автоматического регулирования, сигнализации и регистрации.
Применение в современных системах управления, контроля и измерения цифровой техники привело к производству измерительных преобразователей, выходным сигналом которых является цифровой код. Его форма и параметры определяются принятыми стандартами. Наибольшее распространение в качестве стандартов получили HART-, PROFIBUS-, FOUNDATION FIELDBUS-протоколы.

6.3 Чувствительные элементы измерительных преобразователей
давления и разрежения с электрическим выходным сигналом

В приборостроении используется множество различных принципов построения чувствительных элементов средств измерения. Однако в производстве измерительных преобразователей давления и разрежения нашли применение лишь некоторые из них.
Тензорезистивный метод построения сенсоров как наиболее известный получил широкое применение у отечественных и зарубежных производителей. Относительное изменение электрического сопротивления проводника под воздействием прилагаемого к нему деформирующего усилия положено в основу принципа работы тензорезистивного метода. Датчики такого типа применяются для измерения абсолютного, избыточного и дифференциального давлений.
Тензопреобразователи могут выполняться в виде проволоки или фольги. Проволока закрепляется между электроизолированными опорами или фиксируется (наклеивается) на поверхности упругого элемента. Для повышения чувствительности преобразователя проволоку, константановую или выполненную из сплава НМ23ХЮ, размещают в виде серпантинно расположенной решетки, концы которой соединяют с измерителем электрического сопротивления. Тонкая фольга толщиной 4-12 мкм, закрепляемая лаком на поверхности упругого элемента, может также служить чувствительным элементом тензопреобразователя. Однако в таких конструкциях может наблюдаться эффект ползучести, когда при долговременных деформациях металлическая фольга или проволока медленно возвращается к первоначальному ненапряженному состоянию (релаксация напряжений). При повышенных температурах этот эффект усиливается. Кроме того, лак, клей, основа преобразователя могут вызывать появление гистерезиса, как и металлическая фольга, проволока после снятия напряжения не сразу возвращаются к своему первоначальному виду.
Наибольший тензоэффект (максимальная чувствительность) достигается травлением фольги и изготовлением чувствительного элемента в виде решетки (см. рисунок 6.2.2).

1 - база, 2 - решетка, 3 - выходы
Рисунок 6.2.2 - Схема тензопреобразователя

На базе 1 плотно фиксируется решетка 2, служащая основной рабочей частью преобразователя. Под действием давления база, а с ней и решетка деформируются. При этом изменяется электрическое сопротивление последней, о чем можно судить по показаниям измерителя сопротивления, подсоединяемого к выходам 3.
Наиболее часто в настоящее время применяются тензорезисторы в виде пленки с нанесенным путем вакуумной возгонки и последующей конденсации на ее поверхности тензочувствительного материала. Подобным образом изготовляются полупроводниковые кремниевые и германиевые тензорезисторы.
Одними из наиболее распространенных измерительных преобразователей давления являются приборы серии «Сапфир». В них применяются первичные тензометрические преобразователи в виде пластины из монокристаллического сапфира, прочно соединенной с металлической мембраной. На сапфировой мембране размещены кремниевые пленочные тензорезисторы (КНС-структура).
В приборах «Сапфир-22ДИ» и «Сапфир-22ДИВ» моделей 2150, 2160, 2170 и 2350 в качестве основы используется измерительный блок с защитной мембраной (рисунок 6.2.3, а).

а - с защитной мембраной; б - без мембраны; в - с мембранными блоками; 1 - тензопреобразователь; 2 - корпус; 3 - металлическая гофрированная мембрана; 4 - полость; 5 - штуцер с крышкой; 6 - электронный блок; 7 - рычаг; 8 - шток; 9 - входная металлическая гофрированная мембрана; 10 - подводящий штуцер; 11 - полость измеряемого давления; 12 - камера
Рисунок 6.2.3 - Схемы блоков преобразования приборов серии «Сапфир-22»

Тензопреобразователь 1 наносится методом напыления на сапфировую мембрану, которая монтируется в блоке, установленном в корпусе 2. Металлическая гофрированная мембрана 3 приваривается по наружному контуру к корпусу и образует внутреннюю замкнутую полость 4, заполняемую полиметилсилоксановой, наиболее часто называемой кремнийорганической, жидкостью. Пространство над тензопреобразователем сообщается с окружающей средой. Штуцер с крышкой 5 предназначен для подвода измеряемой среды.
Измеряемое давление через подводящий штуцер с крышкой действует на гофрированную мембрану и через кремнийорганическую жидкость передается на сапфировую мембрану и тензопреобразователь. Под влиянием давления эта мембрана прогибается, подвергает растяжению или сжатию отдельные участки тензосистемы, что вызывает изменение сопротивления тензорезистора, отслеживаемое электронным измерительным блоком 6.
Преобразователи «Сапфир-22ДА» моделей 2050 и 2060 отличаются от описанных выше тем, что полость над тензопреобразователем вакуумируется и герметизируется. Этим обеспечивается измерение абсолютного давления.
Одним из основных недостатков тензорезисторных методов измерения является температурная зависимость, т.е. нестабильность показаний, обусловленных влиянием температуры. Кроме того, в тензорезисторах в виде тонкой фольги, закрепляемой лаком на поверхности упругого элемента, может наблюдаться эффект ползучести, когда при долговременных деформациях металлическая фольга или проволока медленно возвращаются к первоначальному ненапряженному состоянию (релаксация напряжений). При повышенных температурах этот эффект усиливается. Кроме того, лак, клей, основа преобразователя могут вызывать появление гистерезиса, как и металлическая фольга и проволока, после снятия напряжения и не сразу возвращаются к своему первоначальному виду.
Емкостный метод измерения основан на зависимости электрической емкости конденсатора при постоянной площади электродов от расстояния между ними и электрофизических свойств среды, находящейся в межэлектродном пространстве.
Емкостный метод может использоваться, когда от давления будет зависеть расстояние между электродами. Подобные конструкции имеют место, если роль одного или двух электродов выполняют мембраны, изменяющие свою форму под действием давления. Такого типа манометрические устройства подобны по конструкции конденсаторным микрофонам, в которых изменение емкости происходит за счет прогиба диафрагмы (мембраны) под действием измеряемого давления.
На емкостном принципе основана работа приборов некоторых ведущих производителей измерительных преобразователей, таких как FISHER-ROSEMOUNT, FUJI. Эти устройства уникальны по своим техническим характеристикам, но имеют достаточно высокую стоимость. Поэтому они мало используются при измерении избыточного давления, но широко - при измерении разности давлений.
Наиболее совершенной моделью емкостного сенсора компании ROSEMOUNT Inc. является копланарная ячейка, принципиальная схема которой представлена на рисунке 6.2.4. Сенсорная мембрана 1 попарно с обкладками 2 и 3 автономных полостей образует емкостные ячейки, снаружи которых пространство заполняется компаундом-диэлектриком 4. Этот блок размещен в металлическом корпусе 5. Внутренние полости емкостных ячеек сообщаются с соответствующими полостями входных камер, образованных корпусом и разделительными мембранами 6 и 7. Причем для уменьшения методической погрешности разделительные мембраны расположены в одной горизонтальной плоскости, отчего ячейка получила название копланарной.
На разделительные мембраны автономно действуют давления 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415. Изменение электрических емкостей между электродами, роль которых выполняют сенсорная мембрана 1 и обкладки автономных емкостных ячеек, отслеживается через электровводы 8, 9 и 10 измерительной схемы 11. На выходе схемы располагается лента электрических выводов 12 с присоединительным электрическим разъемом.

1 - сенсорная мембрана, 2, 3 - обкладки автономных емкостных ячеек,
4 - компаунд-диэлектрик, 5 - корпус, 6, 7 - разделительные мембраны,
8, 9, 10 - электрические выводы конденсаторов, 11 - измерительная схема,
12 - лента электрических выводов
Рисунок 6.2.4 - Принципиальная схема емкостной копланарной ячейки

Измеряемое давление действует на разделительную мембрану 7 и через разделительную жидкость передается на сенсорную мембрану 1. Под действием этого мембрана 1 прогибается, и в результате изменяется электрическая емкость ячеек, образованных сенсорной мембраной и обкладками. В одной ячейке электрическая емкость увеличивается, в другой - уменьшается.
Электрические ячейки включаются в разные плечи измерительного моста. На одну из разделительных мембран 6 действует атмосферное давление. В измерителях абсолютного давления - вакуум. Соответственно, при включении этого блока в одно плечо измерительного моста, а другого блока (избыточное давление - емкостная ячейка) - в другое плечо на выходе измерительной схемой 11 в ленте электрических выводов 12 генерируется электрический сигнал напряжения по величине измеряемого избыточного давления.
Преимуществом емкостного метода является относительная простота конструкций первичных преобразователей. К недостаткам относятся повышенные требования к электрической изоляции, необходимость экранирования соединительных линий, влияние на результат измерения краевых эффектов преобразователя.
Действие электромагнитных преобразователей зависит от изменения индуктивности L катушки и взаимной индуктивности М двух катушек преобразователя.
На рисунке 6.2.5, а изображен индуктивный соленоидный преобразователь с ферромагнитным сердечником - плунжером. В такой конструкции ввод в магнитное поле ферритового сердечника существенно изменяет магнитное сопротивление и соответственно значение индуктивности. Плунжер, изготовленный из ферромагнитного материала, при перемещении в магнитном поле позволяет отслеживать свое положение измерением индуктивности. Максимальное значение индуктивности, как это видно из статической характеристики преобразователя (см. рисунок 6.2.5, а), достигается при полном вводе плун

Приложенные файлы

  • doc 18084607
    Размер файла: 5 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий