Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов - Зайцев Л.А.

Автор: Зайцев Л.А.
Теги: тепловое хозяйство в целом горение природные топлива транспортирование, распределение и хранение жидкостей и газов установки, оборудование и аппаратура нефть трубопроводный транспорт нефтегазовая промышленность нефтепроводы
Год: 1982
Похожие
Сооружение магистральных трубопроводов
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов
Трубопроводный транспорт нефти. Том 1
Трубопроводный транспорт нефти. Том2
Текст
                    Л. А. ЗАЙЦЕВ
РЕГУЛИРОВАНИЕ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
Л. А. ЗАЙЦЕВ
РЕГУЛИРОВАНИЕ
РЕЖИМОВ РАБОТЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
Рекомендовано Управлением организации труда,
заработной платы и рабочих кадров Министерства
нефтяной промышленности в качестве учебника
для слесарей КИПиА, операторов товарных, ма-
шинистов технологических насосов магистральных
нефтепроводов
МОСКВА
« НЕДРА)
1982
УДК 662.692.4.052:621.646(075)
Зайцев Л. А. Регулирование режимов работы магист-
ральных нефтепроводов. Учебник для рабочих. М., Нед-
ра, 1982, 240 с.
Кратко изложены основные задачи повышения эф-
фективности транспортирования нефти. Рассмотрены
технологические режимы магистральных нефтепроводов
и приведены методы контроля этих режимов. Представ-
лены схемы систем автоматического регулирования.
Уделено внимание анализу неустановившегося движе-
ния в трубопроводах и средствам их защиты от пере-
грузок при переходных процессах. Проанализированы
оптимальные режимы работы нефтепроводов и описаны
отдельные задачи оптимального управления. Нагчядио
показана экономическая эффективность от внедрения
систем оптимального управления режимами нефтепрово-
дов.
Для повышения квалификации машинистов техноло-
гических насосов магистральных нефтепроводов, операто-
ров и слесарей КИП.
Табл. 24, ил. 105, список лит. — 25 назв.
Рецензенты:
инж. Ф. И. Меньков (УКК УПМН); инж. А. С. Джар-
джиманов (Главтранснефть)
3 3608000000—272,„„
043(01)—82 160—82
© Издательство «Недра», 1982
ПРЕДИСЛОВИЕ
Развитие народного хозяйства в большой степени зависит от
функционирования трубопроводного транспорта, в частности ма-
ни тральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В реше-
ниях XXVI съезда КПСС подчеркнута необходимость ускоренного
развития трубопроводного транспорта, особенно для транспорти-
ровки нефтепродуктов и нефти и обеспечения надежной работы
объектов нефтепроводного транспорта. Являясь самым дешевым
средством доставки нефти к потребителям по сравнению с желез-
нодорожными, автомобильными или речными перевозками, маги-
* тральные нефтепроводы обеспечивают подачу нефти от мест ее
добычи на нефтеперерабатывающие заводы для получения раз-
личных видов топлива и химического сырья. Особенно возросла
роль магистральных нефтепроводов в связи с разработкой и освое-
нием месторождений нефти в Западной Сибири и на Крайнем
< ( вере в удалении от ранее сложившихся промышленных райо-
нов. Необходимость транспортировки больших потоков нефти на
1плч1пслы1ые расстояния потребовала строительства нефтепрово-
дов больших диаметров и значительной протяженности, проходя-
щих по труднодоступным местностям, создания нового оборудова-
ния значительной единичной мощности. Для таких объектов повы-
HIвогея роль автоматизации и контроля за работой оборудования,
г inновигея необходимым применение технических средств для ко-
<|]|ЦИНЛ1ЩИ работы удаленных один от другого объектов нефте-
проводов. При больших объемах грузооборота и диаметрах труб
резко возрастает важность эффективной, экономичной и надежной
I ибонл в связи с мощными потоками нефти и большими энерге-
nt'iecKiiMii и материальными расходами. Аварии или простои
рубонроводов из-за неисправностей, а также недоиспользование
пи ।мощностей экономичной работы ведут к потерям нефти, пере-
расходу электроэнергии, отражающимся на успешной работе це-
лого ряда отраслей промышленности. Экономичная работа может
Ан и, осуществлена при правильной эксплуатации, которая требу-
VI хорошего знания широкого круга вопросов, связанных с техно-
>|<>1 пей работы нефтепровода и установленного на нем оборудова-
loiii, средствами автоматического управления и регулирования. Дру-
। нм неючпиком повышения эффективной работы является внедре-
ние новейших технических средств, создание автоматизированных
 н< 1<>м управления технологическими процессами на магистраль-
ные и фгепроводах с применением вычислительной техники и си-
Г'о м сбора и передачи информации. Наряду с этим большое зна-
ч»пп< имеет повышение надежности работы трубопроводных си-
гом, обеспечивающее как непрерывность подачи нефти потреби-
|г.him, гак и защиту окружающей среды от вредных воздействий.
Ии in вопросы, непосредственно связанные с режимами работы
•и н* три 1Ы1ых нефтепроводов и контролем за их осуществлеии-
< м, и шатаются в данной книге.
3
Глава 1
МАГИСТРАЛЬНЫЙ НЕФТЕПРОВОД
СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА.
МАГИСТРАЛЬНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ
Магистральный нефтепровод — это комплекс сооружений, пред-
назначенных для транспортирования нефти от мест добычи к ме-
стам переработки и потребления. В нефтяной промышленности
магистральный нефтепровод отличается от нефтепроводов дру-
гих назначений (сборных, технологических и т. п.) своей протя-
женностью и диаметром. Магистральными называют нефтепрово-
ды диаметром не менее 500 мм и длиной не менее 50 км. В состав
магистрального трубопровода входят линейная часть, головная
и промежуточные насосные станции и склады нефти (рис. 1).
На головной станции осуществляется прием нефти с промыслов
и закачка ее в нефтепровод. В зависимости от пропускной способ-
ности трубопровод для перекачки нефти может быть диаметром
до 1200 мм. Восполнение потерь энергии в трубопроводе при дви-
жении нефти осуществляется промежуточными насосными стан-
циями. В конце трубопровода сооружается конечный пункт, в ко-
тором имеются резервуары для приема и хранения нефти. Каждая
из указанных частей, в свою очередь, включает различные соору-
жения с основным оборудованием, выполняющим технологические
операции по перекачке нефти, и вспомогательным оборудованием,
обеспечивающим работу систем, необходимых для работы основно-
го оборудования или обслуживающего персонала.
Основной частью перекачивающей насосной является насос-
ный агрегат. Насосный агрегат состоит из центробежного насоса,
приводимого во вращение электродвигателем. Рабочий орган
центробежного насоса — рабочее колесо устанавливается в коль-
цеобразной камере переменного сечения. На валу рабочего коле-
са посажены криволинейные лопатки, которые при вращении насо-
са увлекают жидкость, заполняющую корпус насоса, и под дейст-
вием центробежной силы выбрасывают ее по постепенно расши-
ряющейся спиралевидной камере корпуса насоса в напорный
патрубок. Если в корпусе установлено одно колесо, насос называ-
ется одноступенчатым, если несколько рабочих колес поме-
щается в общий корпус, то насос может быть соответственно двух-,
трехступенчатым и т. д.
Вследствие постоянного выбрасывания жидкости во враща-
ющемся потоке от центра колеса насоса в этой зоне может соз-
даться разрежение, которое непрерывно пополняется из техноло-
гического трубопровода за счет внешнего давления на приеме
насоса. При снижении внешнего давления в зоне разрежения
4
могут возникнуть пузырьки газовоздушной смеси. Возникающие
полости, заполненные парами жидкости и выделяющимся из нее
воздухом, располагаются на границах соприкосновения с метал-
лом колеса. При конденсации пара эти пузырьки лопаются, и в
полость с большой скоростью поступает жидкость, создавая очень
большие местные давления, приводящие к коротким интенсивным
ударам (кавитации). Под действием кавитации возникает вибра-
• •• ' /
• • •
I’iic. 1. Схема магистрального нефтепровода:
/ — резервуарный парк; 2— подпорная насосная; 3 — узел учета нефти; 4 — головная на-
ми ним; 5 — линейные сооружения; 6 ~ промежуточная насосная
ппя агрегата, разрушается поверхность металла. Для предотвра-
щения кавитации на приеме насоса надо иметь некоторое избы-
।очное давление, называемое кавитационным запасом.
()сповными характеристиками насоса являются развиваемый
им напор и подача. Значение напора (энергии, сообщаемой пере-
качиваемой жидкости насосом) и подачи (количества жидкости,
подаваемой насосом в единицу времени) зависят от конструкции
и размеров насоса и частоты вращения (табл. 1). Для каждого
насоса взаимосвязь подачи Q и напора Н при номинальной часто-
п вращения выражается графически. Эта зависимость так и назы-
вается Q — Н характеристикой центробежного насоса (рис. 2) и
<i роится она в координатах: напор — по оси ординат и подача —
но осп абсцисс. Обычно на эту же характеристику наносят зависи-
мост изменения мощности N от подачи Q (характеристику Q —
N) н коэффициента полезного действия (к. п. д.) насоса т) от по-
дачи (Q — т]). Определить теоретически характеристики насоса
< достаточной точностью в настоящее время не представляется
возможным. Все характеристики строятся на основании данных,
полученных при испытаниях модели насоса на воде при постоян-
ной частоте вращения. Изображенные на рис. 2 зависимости носят
общий характер для всех центробежных насосов. Их анализ
пошоляет сделать следующие выводы, которые очень важны
и практической работе:
подача насоса зависит от его дифференциального напора;
центробежный насос создает максимальный дифференциальный
пнпор при нулевой подаче при работе на закрытую задвижку;
после открытия задвижки при увеличении подачи через насос диф-
ф<1>( лциальпый напор насоса уменьшается;
мощность, потребляемая насосом, возрастает с увеличением
поиичп; при нулевой подаче мощность, потребляемая насосом, су-
нн* i ценно отличается от нуля;
5
наибольший к. п. д. насоса находится в зоне, соответствующей
некоторому диапазону значений Q; при отклонении от этой зоны
в любую сторону к. п. д. насоса снижается.
Таблица 1
Технические характеристики магистральных насосных агрегатов
(ГОСТ 12124—74)
Марке	Й « «г га П С К	Напор, и	Диаметр ра- бочего коле- са, мм	Частота вра- щения, об/ м ин	Допускаемый кавитацион- ный запас, м	е	в> и H S к F* о ssSs
НМ 1250-260	1250	260	440	3000	20	80	0,96
НМ 2500-230	2500	230	430	3000	32	86	1,57
НМ 3600-230	3 600	230	450	3000	40	87	2,23
НМ 5000-210	5000	210	450	3000	42	88	2,8
НМ 7000-210	7000	210	475	3000	52	89	3,87
НМ 10000-210	10000	210	495	3000	65	89	5,54
НМ 10000 210 (на повы- шенную подачу)	12000	210	530	3000	89	87	6,71
Изображенные на рис. 2 характеристики сняты при опреде-
ленной частоте вращения, соответствующей номинальной. При
цругой частоте вращения основные параметры насосного агрегата
можно определить по формулам
Рис. 2. Характеристика центро-
бежного насоса для перекачки
нефти
Qo/Qi = «о/tti; 2Vo/Ni= (п01п\
Но/Н\ = (но/»1)2; АЛо/дЛ1 =(«о/«')2.
где Qo, No,'H0,Ah0—параметры рабо-
ты при номинальной частоте вращения
вала по; Qi, Ni, Hl Lh\— те же пара-
метры при частоте вращения
Отсюда следует, что при изменении
частота вращения электродвигателя
при одной и той же подаче изменяет-
ся напор, развиваемый насосом. Поэ-
тому можно влиять на давление пу-
тем регулирования частоты вращения
электродвигателя.
Полученные на заводе зависимости Q—Н верны для опреде-
ленного размера рабочего колеса насоса. Конструкция колеса на-
соса допускает его обтачивание в некоторых пределах без сущест-
венного ухудшения к. п. д. насоса. При этом характеристика
Q—Н насоса естественно снижается по оси ординат.
Для привода насоса обычно используются электродвигатели
синхронные или асинхронные. Синхронные двигатели дороже
асинхронных электродвигателей аналогичной мощности, однако
они имеют лучшие эксплуатационные характеристики. К- п. д. син-
6
хронных двигателей выше, чем у асинхронных, они более устой-
чивы к посадкам напряжения, при использовании синхронных
электродвигателей не требуется установка статических конденса-
торов, что упрощает схему энергоснабжения. Электродвигатель
насосного агрегата имеет значительную мощность, измеряемую
тысячами киловатт. К обмоткам электродвигателя подводится
гик высокого напряжения 6000 или 10'000 В. Чтобы избежать
Рис. 3. Схемы соединения насосных агрегатов:
и — последовательная; б — параллельная;
I — электродвигатель; 2 — насос; 3 — задвижка; 4 — обратный клапан
установки промежуточных муфт, насос и приводящий его в дви-
жение электродвигатель конструируют с одинаковой частотой
вращения. Поскольку размеры насоса зависят от частоты враще-
ния и уменьшаются с ее увличением, для привода насоса при-
меняют мощные электродвигатели с частотой вращения 3000 обо-
ротов в минуту.
При пуске насосного агрегата в обмотках электродвигателя
протекают большие пусковые токи, в несколько раз превышающие
юки при нормальной работе. От тепловых выделений, вызывае-
мых этими токами, обмотка электродвигателя сильно разогрева-
ется. Для того чтобы разогрев обмоток не привел к разрушению
их изоляции от высокой температуры для электродвигателей,
имеются ограничения по числу пусков из холодного состояния
(поработавший двигатель) или из горячего состояния (работав-
ший двигатель) за определенный промежуток времени.
11а перекачивающей насосной станции обычно устанавливаются
ченлре насосных агрегата: три из них являются рабочими,
а одни — резервным. Резервный агрегат может быть включен
и работу при неисправности любого из рабочих агрегатов. Маги-
 тральные насосные агрегаты (см. табл. 1) соединяются, как
правило, последовательно (рис. 3, а). Жидкость с выхода первого
по потоку насоса поступает на прием второго насоса и т. д. При
ном одинаковый поток жидкости проходит через все насосы,
т. е. они работают с одной подачей. Каждый насос увеличивает
иц-ргию потока (давление в нем), как бы добавляет к энергии
ш" гупающей в насос жидкости добавочную порцию. Можно
построить кривую Q — Н для насосной при последовательном
висдипении насосов. Для этого надо взять кривую Q— Н одного
7
насоса и для каждой точки значения Q на оси абсцисс отложить
по оси ординат взятую с кривой Q — Н насоса величину Н столь-
ко раз, сколько работает насосов (рис. 4). Поскольку при после-
довательной работе все насосы работают при одной подаче,
развиваемое ими давление равномерно распределяется между
всеми насосами (если насосы имеют одинаковые характеристики
Q — Н). Поэтому при изменении давления насосной станции пере-
Рис. 4. Характеристика
Q__Н для одного насоса
(кривая f) и для двух по-
следовательно соединен-
ных насосов (кривая 2).
распределение напоров происходит равно-
мерно между всеми насосами с одинаковой
обрезкой колес.
ПОДПОРНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ
Для работы центробежных насосов, как
уже отмечалось, необходимо определенное
давление на приеме насоса для предотвра-
щения возникновения зон пониженного дав-
ления при больших скоростях движения
жидкости в корпусе насоса. Значение необ-
ходимого давления на приеме (кавитацион-
ного запаса) также зависит от размеров и
конструкции насоса и достигает для нефтя-
ных насосов при большой подаче до 90 м
столба жидкости. Для создания такого дав-
ления применяют специальные подпорные
насосы. В отличие от насосов, применяемых в магистральных на-
сосных, подпорные насосы более тихоходные и имеют небольшой
кавитационный запас. Подпорные насосы, как правило, запуска-
ются на открытые задвижки.
Для обеспечения необходимого кавитационного запаса для
подпорных насосов их необходимо устанавливать ниже минималь-
ного уровня нефти в резервуарах. При этом требуется значитель-
ное заглубление здания подпорной насосной. Чтобы сократить
объем строительных работ, вместо центробежных насосов с гори-
зонтальной осью применяют вертикальные насосы. Каждый
из этих насосов устанавливается в специальном заглубленном
стакане. Конструкция вертикальных насосов допускает их уста-
новку на открытом воздухе без сооружения специального помеще-
ния. Характеристики подпорных насосов приведены в табл. 2.
Вертикальные насосы можно устанавливать в непосредствен-
ной близости к резервуарному парку, при этом сокращается
длина соединительных магистралей, а следовательно, и потери
на трение во всасывающих трубопроводах.
Для подпорных насосов используют параллельную схему сое-
динения. По этой схеме все насосы имеют общие приемные и на-
порные коллекторы (см. рис. 3, б). При параллельном соединении
достигается увеличение подачи насосной при сохранении созда-
ваемого давления. Характеристику Q — Н насосов при параллель-
8
ном соединении можно получить путем суммирования соответ-
ствующих абсцисс при постоянном значении ординаты создавае-
мого напора.
Таблица 2
Технические характеристики подпорных насосных агрегатов
Марка	Подача, м’/ч	Напор, м	Диаметр ра- бочего коле- са, мм	Частота вра- щения, об/мин	.	Допускаемый кавитацион- ный запас, м	К. п. д„ %	Мощность (при работе на нефти), КВт
Г оризонтальные
НМП 2600-74	2500	74	690	1000	3	72	602
ПМП 3600-78	3600	78	725	1000	3	83	792
11МП 6000-115	5000	115	840	1000	3,5	85	1590
Вертикальные
III IB	1250-60	1250	60	—	1500	5	78	235
III IB	1800-70	1800	70	——	1500	5	80	380
HUB	2500-80	2500	80	—	1500	5	83	550
HUB	3600-90	3600	90	—	1500	4,8	84	945
HUB	5000-120	5000	120	—	1500	5	85	1730
Возможна схема параллельного включения и для всех магист-
ральных насосных агрегатов, в которой все приемные задвижки
и,носов подключены к одному приемному коллектору, а все на-
порные задвижки — к общему выкидному коллектору. При работе
по этой схеме напор, создаваемый станцией, равен напору одного
параллельно включенного насоса, а подача
представляет сумму подач всех параллель-
но включенных насосов. Характеристика
ci акции определяется сложением по оси
лбе цисс характеристик работающих насо-
<пн (рис. 5). Поскольку напор станции оп-
ределяется напором одного из насосов, для
достижения эффективной работы нефтепро-
вода должны использоваться насосы с вы-
соким напором 6,4 МПа—7,5 МПа, произ-
г lie тио которых еще не организовано, no-
li му параллельную схему включения ма-
нн- 1ральных насосов применяют редко.
Иногда используют смешанные последова-
Рис. 5. Характеристика
Q—Н для одного насоса-
(кривая /) и для двух
параллельно соединенных
насосов (кривая 2).
।< 'ii,iio-паралдельные схемы соединения насосов (рис. 6). В этой
• <гме, сели закрыть задвижку между вторым и третьим агрега-
। <|ми каждые два агрегата (первый и второй, третий и четвертый)
| «и пинены последовательно, а каждая пара — параллельно. При
<|ом < издаваемый напор равен напору двух агрегатов, а подача
। кладыпается из подач каждой из параллельных групп.
9
Рис. 6. Схема последовательно-параллельного соединения насосов
ХАРАКТЕРИСТИКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
Насосные агрегаты, устанавливаемые в начале трубопровода,
создают в жидкости запас энергии, расходуемый на преодоление
сопротивления при движении жидкости в трубопроводе (потери
на трение), прямо пропорционального расстоянию и квадрату ско-
рости потока. Необходимый запас энергии зависит от длины
трубопровода и расхода жидкости по трубопроводу. Для каждого
участка определенного диаметра можно построить характеристику
трубопровода, т. е. графическую зависимость полного напора
в начале трубопровода, необходимого для пропуска различных
расходов (рис. 7). Сопротивление трубопровода меняется не толь-
ко при изменении подачи, но и при изменении вязкости жидкости.
При повышении вязкости сопротивление увеличивается, при сниже-
нии вязкости — уменьшается. В свою очередь вязкость непосред-
ственно связана с температурой нефти.'При повышении темпера-
туры вязкость снижается, а при более низких температурах нефти
вязкость увеличивается. Как видно из рис. 7, пропускная способ-
ность трубопровода возрастает при повышении температуры
нефти. Пересечение характеристик насосной и нефтепровода опре-
деляет рабочую точку, т. е. значения развиваемого напора
и подачи, соответствующие сопротивлению трубопровода. Так
на рис. 7 в номинальном режиме рабочей точкой является
точка Аг, при повышении температуры насосная и нефтепровод
работают в точке Аз, а при понижении температуры — в точке Аь
При изменении характеристик насоса или трубопровода происхо-
дит автоматическое самовыравнивание, т. е. переход на новую
рабочую точку, в которой совмещаются напор, развиваемый на-
сосами, и сопротивление нефтепровода при новой подаче.
Для сбора, хранения и приема нефти в соответствующих
местах строятся резервуарные парки. Они состоят из нескольких
резервуаров и трубопроводов, связанных с ними. Резервуар пред-
ставляет собой большой вертикально поставленный цилиндр.
Металлические резервуары изготовляют из рулонной стали.
В верхней части резервуара толщина стенок меньше, чем в нижней.
10
Металлические резервуары устанавливают над поверхностью
земли. Иногда строят железобетонные резервуары. Железо-
бетонные резервуары заглубляют ниже уровня земли и засыпают
вемлей. На крыше резервуаров устанавливают дыхательные кла-
паны, обеспечивающие выпуск воздуха при заполнении резер-
вуара или его поступление при откачке из резервуара. Дыхатель-
ные клапаны имеют ограниченную пропускную способность,
поэтому скорость поступления жидкости
качки) не должна превышать расчетной
величины. При превышении скорости на-
лива произойдет повышение давления
воздуха в пространстве над жидкостью
выше расчетного значения, что может
привести к разрушению резервуара. На
случай неисправности дыхательных кла-
панов для защиты резервуаров от разру-
шения на них устанавливают также пре-
дохранительные клапаны, срабатываю-
щие при более высоком давлении. Пре-
дохранительные клапаны рассчитывают
па полную подачу по нефтепроводу.
Резервуары имеют различную вмести-
мость. В настоящее время в резервуар-
ных парках используют резервуары вме-
стимостью от 100 до 50 000 м3. Вмести-
мость резервуара определяется мини-
мальным и максимальным уровнями за-
полнения. Минимальный уровень — это
в резервуар (или ее от-
Рис. 7. Характеристики тру-
бопровода и насосов:
2,2' — характеристика соответст-
венно нефтепровода и насосов
прн рабочих условиях; 1,Г и
3,3' — те же характеристики при
понижении и повышенна темпе-
ратуры соответственно: Qt, Q?
Qa — пропускная способность
нефтепровода при напоре
и различных температурах
уровень, ниже которого не может осуще-
сгвлиться откачка из резервуара по условиям размещения резер-
нуара и насосов (обычно нижний уровень находится на оси при-
смо-раздаточных патрубков). Максимальный уровень определяется
и t условий полного заполнения резервуара без разрушения его
конструкции.
Па случай неисправности системы автоматики и дистанцион-
ного управления конструкцией резервуара допускается превыше-
ние заполнения до максимального аварийного уровня. Количество
нефти в резервуаре определяется в зависимости от высоты запол-
ц| пня резервуара по калибровочным таблицам. В калибровочных
ыблицах указывается на основании проведенных точных измере-
ний объем нефти, соответствующий любому уровню заполнения,
через каждый сантиметр высоты.
Трубопровод между насосными станциями обычно проклады-
И1и н я под землей. Подземная прокладка получила наибольшее
рпенространение при строительстве трубопроводов больших диа-
McipoB. При этом способе создаются наилучшие условия для устой-
чивой работы трубопровода, обеспечивается высокая эксплуатаци-
онная надежность, не создается препятствий для транспорта,
помех для сельскохозяйственных работ и животного мира. При
II
подземной прокладке верхняя образующая трубопровода распола-
гается ниже поверхности грунта на высоту засыпки, составляю-
щую около 1 м. В зависимости от участка прокладки трубопровод
подразделяется на категории В (высшая категория), I—IV. Кате-
гории различаются выбором условий для расчета трубопровода,
правилами контроля соединений и гидравлическими испытаниями.
Участки категорий В и I подвергаются гидравлическим испыта-
ниям под давлением, значение которого зависит от рабочего дав-
ления. На трассе трубопровода через определенные расстояния
устанавливают задвижки, делящие участок на секции. Эти зад-
вижки используются для снижения потерь нефти при аварии
в трубопроводе или при гидравлических испытаниях отдельных
участков. Для управления этими задвижками вдоль трубопровода
прокладывается линия электропередачи.
Диаметр трубопровода и расстояние между насосными стан-
циями зависят от принятой пропускной способности трубопровода.
Пропускная способность трубопровода определяется с учетом воз-
можных объемов поступления нефти’ в местах добычи и объемов
переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах или объе-
мов отгрузки на конечных пунктах. Для различных значений
подачи по трубопроводу рассчитаны оптимальные параметры
трубопроводов, при которых его использование будет наиболее
экономичным для народного хозяйства (табл. 3). Эти расчеты
выполнены с учетом определенных труб и характеристик оборудо-
вания и, естественно, могут корректироваться по мере развития
промышленного производства и повышения качества обо-
рудования.
Таблица 3
Оптимальные параметры нефтепроводов
Пропускная способность, млн. т/год	Диаметр трубопрово- да, мм	Скорость нефти, м/с	Пропускная способность, млн. т/год	Диаметр трубопрово- да, мм	Скорость нефти, м/с
90	1220	2,8	И—18	720	1,6
55—70	1020	2,6	6—8	530	1,2
25—35	820	2,0			
В процессе эксплуатации нефтепровода внутренний диаметр
его несколько изменяется. Дело в том что находящийся в нефти
парафин в процессе перекачки выделяется из нефти и осаждается
на стенках трубопровода. Интенсивность выделения парафина
зависит от процента его содержания в нефти, температуры пере-
качиваемой нефти и скорости перекачки. Скорость нарастания
парафина на стенках может составлять до 1 мм/сут, в среднем
0,2 мм/сут. Отложения парафина приводят к уменьшению про-
пускной способности трубопровода. Для сохранения внутреннего
диаметра приходится периодически чистить трубопровод, применяя
скребки или шаровые разделители. Однако для движения скребка
или разделителя в потоке требуется дополнительная энергия,
12
пследствие чего га этом участке снижается пропускная спо-
рбность трубопровода в период пропуска. Поскольку шар или
скребок движется вместе с потоком, его скорость равна скорости
поюка. Зная длину участка и скорость движения потока, можно
своевременно определить место нахождения очистного устройства
и время его прихода на станцию.
При движении по трубопроводу поток теряет свою энергию
пл преодоление сопротивления при трении у стенок трубопровода.
Эгп потери переходят в тепло, разогревающее стенки трубопро-
вода и перекачиваемую нефть. Как правило, это тепло отводится
через стенки трубопровода в окружающую почву. Однако при
малой теплопроводности почвы может происходить разогрев
жидкости в трубопроводе. Дополнительное повышение темпера-
|уры нефти на I—2° С происходит также на каждой промежуточ-
ной насосной за счет трения о колеса насосов. Поскольку напря-
жения в трубопроводе рассчитаны для определенной температуры
жидкости повышенный нагрев может привести к опасным послед-
(гвпям. Поэтому температура нефти в трубопроводе не должна
превышать 40' С.
< XI МЫ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
Наиболее простая схема работы магистрального нефтепровода
может быть представлена в следующем виде. Хранящаяся в резер-
вуарах нефть забирается подпорными насосами, которые подают
 па прием магистральных насосов. Магистральные насосы
создают определенное давление жидкости в трубопроводе, которое
пнжается при перемещении жидкости в трубопроводе. В конце
। рубопровода имеется резервуарная емкость, куда поступает
нефть из трубопровода (рис. 8, а). При работе этой схемы долж-
ны соблюдаться следующие условия:
размещение резервуаров относительно подпорных насосов
должно обеспечивать необходимый запас по давлению для работы
подпорных насосов;
давление, создаваемое подпорными насосами, выше кавита-
ционного запаса магистральных насосов;
подачи подпорных и магистральных насосов должны быть
близки;
давление, создаваемое магистральными насосами, должно
быть достаточным для преодоления сопротивления в трубо-
проводе.
Поскольку в рассматриваемой технологической схеме весь
кыдаваемый насосами напор тратится на потери в трубопроводе,
рабочая точка насосов определится на пересечении характеристик
Q II насосной станции и трубопровода.
При работе по схеме «через емкость» происходят значитель-
ные потери легких фракций нефти при «больших дыханиях»,
i с. выпуске воздуха при заполнении резервуара. Эта схема
широко применялась в первые годы строительства нефтепроводов.
13
По этой схеме на площадке каждой насосной станции создается
резервуарный парк, в который поступает нефть от предыдущей
насосной.
При большой протяженности трубопровода общее дазление,
необходимое для пропуска жидкости по всей длине, может ока-
заться очень высоким. Чтобы выдержать такое давление, необхо-
димо проложить трубопровод со значительной толщиной стенок.
Для снижения расхода металла укладывают трубы с определен-
Рис. 8. Схемы работы участка магистрального нефтепро-
вода:
и — «через емкость»; б — «из насоса в насос»; в —с подклю-
ченной емкостью;
1 — резервуарный парк; 2 — подпорные насосы: 3 — магист-
ральная насосная
ной толщиной стенки, и насосные станции создают давление,
не превышающее допустимое для этой стенки. Этого давления ока-
зывается достаточным для перемещения жидкости на некоторое
расстояние, где она поступает в резервуары, и строят новую насос-
ную станцию, вновь поднимающую давление до допустимого пре-
дела и т. д., пока жидкость не дойдет до конца трубопровода.
Ппи работе по этой схеме давление и пропускная способность
каждого участка трубопровода зависят только от характеристик
насосов, трубопровода и перекачиваемой жидкости. Каждый уча-
сток по гидравлическим параметрам не связан один с другим. Не-
равномерность пропускной способности отдельных участков трубо-
провода компенсируется за счет нефти, накапливаемой в резер-
вуарах.
Эта схема является очень простой при эксплуатации. Однако
имеет целый ряд недостатков. Во-первых, на каждой насосной
станции приходится строить резервуарный парк и подпорную
насосную. Если учесть, что для этих объектов требуется преду-
14
сматривать также средства пожаротушения, канализационные
сооружения для сброса воды и т. п., ясно, что эти сооружения
обходятся очень дорого. Во-вторых, при выходе из строя одной
станции практически прекращается перекачка по всему трубо-
проводу, так как запасы нефти в резервуарах незначительны по
сравнению с пропускной способностью трубопровода. В-третьих,
па каждой насосной станции нефти заполняет .резервуары, а затем
ее откачивают. В результате большого числа операций по приему
и откачке нефти значительное количество нефти теряется при
«больших дыханиях» резервуаров.
Поэтому в настоящее время повсеместное распространение
получила схема перекачки «из насоса в насос» (рис. 8, б).
По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько участ-
ков длиной по 400—600 км. В начале каждого участка строится стан-
ция с емкостью, на которой имеется резервуарный парк, под-
порная насосная и магистральная насосная. Через определенные
расстояния на трубопроводе строятся промежуточные насосные
(от трех до десяти). Нефть на станции с емкостью подается
в трубопровод из резервуаров с помощью подпорной и основной
насосных. Эта нефть под давлением непосредственно из трубопро-
вода подается на прием насосных агрегатов следующей проме-
жуточной насосной. Расстояние от станции с емкостью до проме-
жу! очной насосной определяется с таким расчетом, чтобы
диплепие нефти, поступающей на промежуточную насосную, было
В1ЛПС кавитационного запаса магистральных насосных агрегатов.
I' ному давлению добавляется напор, создаваемый данной про-
межуточной насосной, и нефть по трубопроводу движется к следу-
ющей промежуточной насосной, где также поступает прямо
ни прием насосных агрегатов. Здесь снова поднимается давление
н< фти в трубопроводе, и т. д. В конце участка нефть направляется
и гмкоС1Ь. При работе по этой схеме все насосные участки оказы-
luiioioi связанными между собой единым потоком жидкости. При
мом яппасы энергии, сохранившиеся на участке между двумя
промежуточными станциями, передаются на следующий участок
и должны учитываться при рассмотрении характеристик насосной
। ।пинии и трубопровода на этом участке. Поэтому условия рабо-
п.| каждой станции оказывают влияние на работу других станций
и псе сг inmin объединяются общим режимом работы.
Пни построении совмещенных характеристик промежуточной
iiiiioi-ной станции, работающей по схеме «из насоса в насос» нуле-
вую точку ординаты характеристики Q — И насосов помещают
и ючку осп ординат, соответствующую давлению, поступающему
пн iy СПП1ЦИ1О. Также начало кривой Q — Н’трубопровода сле-
ду! । поместить в точку оси ординат, которая характеризует дав-
III и 1ру()опроводе в конце участка.
Необходимо отметить, что не всегда возможна работа насос-
ной < iniimiii и трубопровода в точке, получившейся на пересече-
Iihii MipiiKrcpiicniK насосов и трубопровода. Дело в том что
любой |рубопронод рассчитан на определенное рабочее давление,
15
превышать которое нельзя во избежание его разрыва. Поэтому
если рабочая точка насосов окажется выше допустимого рабочего
давления, необходимо осуществить ограничение давления, посту-
пающего в трубу. Например, если на рис. 9, а пересечение харак-
теристик находится в точке А, а рабочее давление в трубопроводе
равно рр, то максимальная пропускная способность трубопровода
будет равна Qo- В этом случае давление, создаваемое насосной
станцией, также должно быть равно рр при подаче Qo.
Рис. 9. Совмещенные характеристики при несовпадении ра-
бочих точек:
а — дросселирование; б — перепуск
Если при работе нефтепровода по схеме из «насоса в насос»
одна из промежуточных станций выйдет из строя, это не приведет
к остановке всего нефтепровода. В этом случае просто участок
нефтепровода для станции, расположенной перед остановившейся,
увеличится вдвое, и будет равен расстоянию до следующей рабо-
тающей станции. Ясно, что в этом случае сопротивление нового
участка станет больше и для сокращения потерь придется рабо-
тать с меньшей подачей. Конечно, изменение подачи должно
произойти на всех работающих станциях нефтепровода в пределах
от емкости до емкости. Такой режим работы называется «работой
через станцию». Бывают, особенно в первые периоды эксплуата-
ции нефтепровода, режимы работы через две или еще большее
число станций.
Наряду со схемами «через емкость» и «из насоса в насос»
существует промежуточная схема «с подключенной емкостью»
(см. рис. 8, в). По этой схеме конец участка трубопровода под-
ключается непосредственно к приему подпорной насосной
и к той же точке подключается резервуар. Вследствие подключе-
ния резервуара в этой точке поддерживается давление, близкое
к постоянному. Давление в этой точке изменяется в пределах
возможных колебаний уровня в резервуаре. С использованием
вместимости резервуара компенсируется неравномерность подачи
на смежных участках нефтепровода. При большей подаче на пре-
дыдущем участке резервуар заполняется, при большей подаче
на последующем участке резервуар сливается. Преимуществом
этой схемы по сравнению со схемой «из насоса в насос» является
возможность полного использования дифференциального напо-
16
ра, имеющегося в начале участка. Недостаток этой схемы—необ-
ходимость строительства резервуаров и подпорной насосной.
По сравнению со схемой «через емкость» преимуществом этой
схемы является возможность заглубления и строительства резер-
вуаров небольшой вместимости и сокращение потерь нефти в ре-
зервуарах.
МЕТОДЫ ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ НАСОСОВ
И ТРУБОПРОВОДА
Совмещение характеристик работы насосной станции и трубо-
провода можно выполнить различными способами. Рассмотрим
9гп способы. Снижение максимального давления, развиваемого
насосами, можно достигнуть при обточке
внешнего диаметра рабочего колеса насоса, ц
При этом у насоса меняются значения Q, Н
и /V. Связь между параметрами насоса с
обычным колесом и обрезанным колесом
определяется формулами (рис. 10):
Q/Qo — DIDq\
Н/Но = (О/О0)2;
Л Wo (О/Оо) »	Рис. ю. Характеристика
I Ti Q, II, N— соответственно подача, напор насосов при изменении
и мощпосп. насоса при номинальном наруж- ДиаметРа колеса:
ном диаметре колеса D\ Qn, Нп, N0-re же '^и2“-прГумТЛ:
IHIpllMCipi.1 при наружном диаметре обрезан- терТтикГнеф?ейРов7дааРаК'
пою колега /’о.
11|П оспочке внешнего диаметра происходит изменение геомет-
рии шинки и корпусе насоса и снижение к. п. д. Снижение к. п. д.
 ни и । 01 копеiрукннп п icoca, характеризуемой коэффициентом
nidi ipo\oiiiio< hi и, I |рцбл|ц|11елыю установлено, что для кон-
iip.iiiinn ihiioioii < и. ! • 120 обрезка колеса на каждые 10%
• нн । и । к и и пи 1%, и дли iiiicoioB с н,-200—300 к. п. д. сни-
..     I" и । к пк u.ie I" || обр<чкн колес. В связи с этим огра-
ни и ни ими ii.iiiiii 1||1|чгпп< обрезки в зависимости от
к" н|н|нн1||| inn Oi.ii 1рочо diol in:
ла Олрыкп । олео,
% не более
Ы1	120	20
130	200	15
200	ЧОО	10
(li'pi ка колес применяется при несоответствии рабочих то-
чек насосов и трубопровода в расчетных режимах перекачки.
При необходимости большой обрезки колес используют сменные
роторы
как известно, магистральные нефтепроводы строятся в расчете
па длительную эксплуатацию с учетом потребностей народного
хозяйства на много лет вперед. Пропускная способность строяще-
17
сося нефтепровода нарастает по мере его строительства ступе-
нями. Первоначально на участке нефтепровода строится станция
с емкостью в начале участка и возможно одна промежуточная
станция. Позднее осуществляется последовательный ввод других
промежуточных станций в серединах работающих участков еще в
несколько этапов. Время наращивания пропускной способности рас-
тягивается на несколько лет. В первые годы работы нефтепровода
из-за большой длины участка между работающими станциями при
заданном рабочем давлении пропускная способность нефтепровода
значительно меньше расчетной. Если на работающих станциях
установить в это время магистральные насосы, обеспечивающие
начальную пропускную способность, то после ввода новых стан-
ций и повышения пропускной способности надо будет заменять
оборудование, менять фундаменты и отводы, чтобы установить
насосы с большей подачей. Поэтому, чтобы не осуществлять
в дальнейшем реконструкцию станции, на ней сразу устанавли-
ваются насосное оборудование и двигатели, обеспечивающие рас-
четную подачу. Однако эксплуатация насосов с большей
подачей в первые годы работы нефтепровода приводит к большим
перерасходам электроэнергии. Дело в том что у мощных насосов
при работе на малых подачах рабочая точка приходится на левую
ветвь характеристики Q— Ни значение к. п. д. насоса сущест-
венно отличается от максимального. Например, у насоса НМ
10000—210 при подаче 6000 м3/ч, к. п. д. на 17% меньше, а при
подаче 7000 м3/ч — на 6% меньше, чем при номинальной подаче.
Дополнительные затраты, связанные с перерасходом электроэнер-
гии при снижении к. п. д. только на 1%, для насоса этого типа
составляют 5800 руб. в год.
В этом случае в корпус насоса, рассчитанного на номинальную
подачу, устанавливают ротор насоса меньшего диаметра, или
так называемое сменное рабочее колесо. Сменный ротор обеспечи-
вает работу при высоких к. п. д., и в то же время все другие узлы
насоса, кроме ротора, остаются без изменений. При повышении
пропускной способности нефтепровода достаточно заменить смен-
ный ротор другим и можно продолжать дальнейшую эксплуата-
цию. В настоящее время разработаны сменные рабочие колеса
На ПОДаЧИ 0,5 QHom И 0,7 Qhom-
При необходимости увеличения пропускной способности дейст-
вующего нефтепровода прибегают к расширению диаметра трубо-
провода путем прокладки на этом участке параллельной нитки.
В результате снижается сопротивление участка и пои том же дав-
лении может быть увеличен расход по трубопроводу.
Рассмотрим другие способы регулирования давления в нефте-
проводе.
При постоянной частоте вращения насоса совмещение рабочих
точек трубопровода с допускаемым давлением рр может оыть
выполнено или если насос работает в точке В с давлением рн
и подачей Qo (см. рис. 9, а), или если насос работает в точке С
с давлением рр и подачей Qc (см. рис. 9, б).
:а
В первом случае избыточное давление Др=рн—Рр должно быть
погашено на каком-то гидравлическом сопротивлении до поступ-
ления жидкости в трубопровод. Гидравлическое сопротивление
создается путем искусственного сужения диаметра трубопровода,
создания дросселя. Поэтому этот способ назван дросселировани-
ем. Сужение диаметра трубопровода можно получить при частич-
ном закрытии задвижки или установке специального устройства,
которое может перемещаться в трубопроводе и изменять его сече-
ние. В качестве таких устройств используются регулирующие кла-
паны, поворотные заслонки, реже шаровые краны.
Рис. 11. Схема насосной станции при работе t перепус-
ком)
— па прием третьего агрегата; — — —на прием стан-
ции
JLpyniM способом сочетания характеристик трубопровода и на-
< in пой ГЫ11111П1 мо/мч »1п11и>си работа насосов в точке С с подачей
<Л| I'l’ii inn'P'iiiiii />,, (см pile 9, б). При этом избыточная часть
и оп,|1 \(j (,)	i,)(l ;ц, izKiui поп Mian, не в магистральный трубо-
Н|> О ' । н in поли 11.1*1 и лругое место. Отвод потока осуществляется
Hi iipih । плинии, । г inn ii> жидкости циркулирует внутри замк-
н ’ hi контура, iiepcirKioi с нагнетания насосов на прием. Этот
< и» об сонмсщсния рабочих точек называется перепуском. Для
упрнн I' linii перетоком пл обводной липни трубопровода ставится
V ipoHi iiio, но 1ноля1о|цее получать суженное сечение, так же как
н при про< (слиропаппи (рис. II).
Можно огрпипчинать давление изменением частоты вращения
injeoca. Какое регулирование может выполняться при изменении
перг/щ точною числа муфты, соединяющей насос и электродвига-
IlVIb.
Выбор одного из рассмотренных способов регулирования дав-
ления основывается на рассмотрении возможностей технической
рилпзации на базе выпускаемого промышленностью оборудования
и кономической эффективностью.
Некоторые способы (обрезка колес, применение смежных рото-
ров, лупингование) не обладают достаточной гибкостью, позво-
ляют осуществить только ступенчатое изменение давлений и тре-
буют много времени для своего осуществления. Эти спо-
19
собы используют, когда соответствующие режимы имеют длитель-
ный характер (нескольких месяцев). Поэтому эти способы прииеня-
ют в сочетании с одним из способов оперативного плавного зегу-
лирования давлений (дросселирование, перепуск, изменение часто-
ты вращения).
ИЗМЕНЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СТАНЦИИ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ РЕЖИМАХ
Сопротивление трубопровода характеризуется наклоном линии
гидравлического уклона. Гидравлический уклон показывает лоте-
Рис. 12. Гидравлические уклоны:
1 — линия геодезических отметок-. 2, 3, 4, 5 — гидравлические уклоны при различных по*
дачах; 6 — максимальное рабочее давление в трубопроводе
рю напора на участке трубопровода, отнесенную к единице его дли-
ны, и определяется формулой
 10^^ + (2н~гк)
где рн и рк — давления соответственно в начальном участке и ко-
нечном сечении трубопровода; г„ и zK — геодезические отметки
соответственно начального и конечного сечений трубопровода; р —•
плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; I — дли-
на рассматриваемого участка.
Линия гидравлического уклона получается при выполнении
гидравлических расчетов и используется для рассмотрения про-
цессов, происходящих в нефтепроводе. При этом линию гидравли-
ческого уклона строят обычно совместно с профилем трассы трубо-
провода. Гидравлический уклон и пропускная способность трубо-
провода связаны формулой
QIJ5 =__________.
4	4,428м0’25 ’
rd4-75
(О
20
где Q — пропускная способность нефтепровода; i — гидравличе-
ский уклон; d — внутренний диаметр трубопровода; v — вязкость
жидкости.
Для одного и того же участка трубопровода можно для опре-
деленных отрезков времени принять внутренний диаметр и вяз-
кость перекачиваемой жидкости постоянными. В этом случае
Q=f (О» т.е.пропускная способность зависит только от значения
Рис. 13. Гидравлические уклоны при различных режимах рабо-
ты трубопровода:
Pt, Ръ Ра, Pi И р'\, //2Г р'ъ, /Л —давления в начале и конце участка
при подачах соответственно Qi. Qt, Qt и Q*-
уклона (потерь в нефтепроводе). Отсюда видно, что для одного и
гОго же участка трубопровода изменение гидравлического уклона
характеризует большую пропускную способность участка. Рас-
стояние от геодезической отметки профиля 1 в данной точке до
линий гидравлического уклона 2—5 в масштабе соответствует да-
влению в трубопроводе в данной точке при различных подачах
(рис. 12).
Поскольку трубопроводы преимущественно проходят по рав-
нинным местностям, в ряде случаев для упрощения строят линии
i идраилического уклона, пренебрегая разницей геодезических от-
мени* (так в дальнейшем будем поступать и мы).
На рис. 13 изображены гидравлические уклоны для участка
трубопровода при различных подачах Qs>Q2>Qi- Помня, что
угол наклона характеризует пропускную способность трубопро-
вода при постоянной вязкости жидкости, можно отметить следую-
щее:
при одном и том же давлении в начале участка увеличение
подачи (<2з><21) по трубопроводу приводит к снижению давления
в конце участка, это очевидно и физически, так как при увеличе-
нии подачи возрастает сопротивление движению жидкости и, сле-
довательно, на каждой единице длины расходуется больший запас
энергии;
повышение давления в начале участка при сохранении давле-
ния в конце участка приводит к повышению подачи по трубо-
проводу (линии Qi и Q4);
при повышении давления в начале участка и сохранении той
же подачи (Q3 = Q4) давление в конце участка повысится на ту
же величину.
Из рис. 13 видно, что для параллельности линий Q3 и Q4 долж-
но соблюдаться следующее равенство:
Р4 —Рз = Р4 —Рз.
Изменение характера линий гидравлического уклона при изме-
нении вязкости можно видеть из формулы (1). При одной и той
же пропускной способности при увеличении вязкости увеличива-
ется гидравлический уклон участка трубопровода.
Построение и анализ линий гидравлического уклона в даль-
нейшем помогут при изучении всех процессов и рассмотрении осо-
бенностей различных режимов работы трубопровода. Например,
изучая режимы, приведенные на рис. 13, можно сказать, что при
работе с подачей Qi и изменении вязкости жидкости давление в
конечной точке будет меньше р\ в связи с увеличением гидрав-
лического уклона при увеличении вязкости.
Проследим режимы работы насосных станций с помощью эпю-
ры установившихся давлений. При работе по схеме «через
емкость» эпюра давлений для каждого участка не зависит от ра-
боты соседних участков. Давление в начальном сечении рв опре-
деляется работой насосной станции, давление в конечной точке
зависит только от уровня нефти в резервуаре. Предположим, что
при работе одного насосного агрегата эпюра имеет вид, изобра-
женный на рис. 14. При включении второго насосного агрегата
давление на входе в трубопровод рна возрастет, наклон эпюры
увеличится, следовательно, увеличится подача по трубопроводу.
Однако, как мы видели при рассмотрении характеристик насосов
при увеличении подачи, давление, развиваемое насосом, снижа-
ется. Следовательно, давление, создаваемое насосной станцией,
увеличится меньше, чем на значение давления, ранее создаваемое
одним работавшим агрегатом рн. В зависимости от крутизны ха-
рактеристики Q—Н насоса давление каждого агрегата будет не-
сколько ниже (на 0,2—0,5 МПа), чем давление ранее работав-
шего агрегата. Аналогично, если включить третий агрегат, давле-
ние риз снова вырастет, но его повышение будет меньше, чем
22
половина дифференциального напора двух работавших агрегатов.
Не следует забывать, что при включении третьего агрегата и по-
вышении подачи снизится в соответствии с новым значением подачи
и давление каждого из работавших агрегатов.
Такую же картину можно будет увидеть, если при трех работаю-
щих агрегатах отключать по одному агрегату. Давление будет
снижаться не пропорционально числу работающих агрегатов, а с
учетом перехода насосов на но-
вую рабочую точку. При постоян-
ном числе работающих насосов
повышение давления в начале
трубопровода может быть связа-
но с изменением вязкости пере-
качиваемой жидкости. Такое из-
менение может быть при переходе
с одного резервуара на другой.
Возможно некоторое повышение
давления при запуске скребка
или шара, так как при этом уве-
личивается гидравлическое сопро-
тивление трубопровода. Значи-
тельное повышение давления мо-
Рис. 14. Эпюра давлений на участке
трубопровода
жет быт ь связано только с нарушением нормального состояния
трубопровода (прикрытием или полным закрытием линейной за-
движки на трассе или в конце трубопровода). Снижение давления
и всасывании насосной связано со снижением уровня нефти
в подключенном резервуаре, резкое снижение давления на всасы-
вании свидетельствует об отключении подпорных насосов или раз-
рыве трубопровода перед насосами.
Практически аналогичный характер носят изменения давления
при работе по схеме с подключенной емкостью. Более сложные
тменения происходят при работе по схеме «из насоса в насос».
В этом случае нельзя рассматривать изолированно участок между
двумя насосными станциями, так как изменения давления пере-
даются на следующий участок, соответственно влияют на режим
•того участка и т. д.
Рассмотрим участок нефтепровода из четырех станций. Эпюра
рабочих давлений изображена на рис. 15. При отключении одного
п I насосных агрегатов на станции № 4 произойдет следующее
(см рис. 15, а). Давление у станции № 4 снизится в связи с
отключением агрегата. При этом снизится подача насосов этой
• гипции. Поскольку снижение подачи должно произойти и на
остальных насосных станциях № 1, № 2, № 3, работающие на
них насосы перейдут на новую рабочую точку с меньшей подачей.
Дифференциальный напор, создаваемый каждой станциейрк, не-
сколько увеличится, естественно, кроме станции Л® 4. Так, на
станции Л® 1 изменение давления на выходе станции будет соот-
нсгствовать изменению дифференциального напора станции.
23
На участке между станциями № 1 и № 2 вследствие снижения
подачи изменится гидравлическое сопротивление, и угол наклона
линии гидравлического уклона станет меньше. Это означает, что
давление в конечном сечении этого участка на приеме станции
2 несколько повысится. Как принято говорить, увеличится под-
пор этой станции. К нему добавится также увеличившийся диффе-
ренциальный напор станции № 2. Таким образом, по сравнению
Рис. 15. Эпюра работы участка магистрального нефтепровода по схеме
«из насоса в насос»:
а — при работе четырех станций; б — при работе трех станций
с первоначальным режимом на нагнетании станции № 2 увеличе-
ние давления будет складываться нз повышения давления на при-
еме станции и прироста давления насосных агрегатов. Поскольку
подача на участке между станциями № 2 и 3 равна подаче
между станциями № 1 и № 2, линия гидравлического уклона на
этом участке также поднимется и давление Рв на приеме стан-
ции Л® 3 станет выше, чем рв. Причем это приращение будет выше,
чем на приеме станции № 2, на величину Др насосов и сокращения
потерь на участке. Таким образом, на каждую следующую станцию
передается больший подпор. Аналогичная картина произойдет и
на станции № 3, и подпор на станции Л® 4 еще больше увеличится.
На участке после станции Л® 4 произойдет некоторая компенсация
снижения давления от отключения агрегата за счет передаваемого
подпора работающих насосных агрегатов на других станциях. Со-
ответственно изменится давление ра на выходе станций.
24
Посмотрим, что произойдет на участке при отключении одной
из станций, например станции № 3 (см. рис. 15, б). В этом случае
режим работы всего нефтепровода будет определяться пропускной
способностью участка между станциями № 2 и № 4, на котором
будет осуществляться работа через станцию. Ясно, что для обес-
печения максимальной пропускной способности давление на выхо-
де станции 2 должно быть максимальным, а на приеме станции
4 минимальным, чтобы обеспечить максимальный дифференци-
альный напор на этом участке. Этими параметрами и определяется
линия гидравлического уклона на этом участке. Соответственно ли-
пни гидравлического уклона на остальных участках должны быть
параллельны (подача на всех участках одинакова), что определяет
число включенных агрегатов и давления на остальных станциях.
Отметим при этом, что в трубопроводе на приеме станции № 3
давление существенно больше, чем при работе этой станции, и
составляет примерно половину рабочего давления на выходе этой
станции. Следовательно, возможность такого повышения давлений
должна быть учтена при выборе труб для линейной части трубо-
провода и при выборе приборов и арматуры на самой насосной
станции.
Из рассмотренных примеров видно, как сильно влияние на ра-
боту любой станции, работающей по схеме «из насоса в насос»,
и шенения режима на одной станции этого участка. Отметим, что
давление на выходе этих станций растет при изменениях режима
как от изменения дифференциального напора, так и от изменения
подпора от предыдущих станций. При этом рост давления на вы-
ходе не ограничивается какими-либо значениями, так как переда-
ваемый подпор может быть любым. Однако на практике всегда
существует ограничение, связанное с прочностью трубопровода.
Чтобы трубопровод не разорвался, давление на нагнетании не
может быть больше определенного рабочего давления. Поскольку
колебания давления зависят от числа станций на участке, харак-
iepa изменения режима и целого ряда других причин, приращение
давления на каждой станции может принимать любые зна-
чения .
При запусках и остановках насосных станций отклонения дав-
ления могут доходить до 2—3 МПа, при последовательных пере-
качках различных нефтей—до 1 МПа; при запуске и остановках
о|дельпых агрегатов — 0,5—1,0 МПа и в результате засорения
|рубопровода и образования воздушных пробок — обычно в пре-
делах 0,5 МПа. Если это отклонение приводит к превышению рабо-
чею давления, то необходимо принимать меры по ограничению
давления на выходе станции. Поскольку это приращение имеет
любое значение, оно может приводить к превышению рабочего дав-
ления на выходе на небольшую величину порядка 0,2—0,5 МПа.
П лом случае нецелесообразно отключать насосный агрегат, так
как из-за этого произойдет снижение подачи по нефте-
проводу.
25
РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЙ
На магистральных нефтепроводах при их полной загрузке прак-
тически не имеется никаких запасов ни для увеличения давления
на выходе, ни для уменьшения давления на приеме; давление в
начале участка поддерживается на постоянном значении, равном
предельно допустимому рабочему давлению, а в конце участка —
равном минимально допустимому. Поэтому для обеспечения воз-
можности непрерывной и безопасной работы магистральных неф-
тепроводов на режиме «из насоса в насос» необходимо плавное
ограничение давлений на приеме и выходе насосных станций. При
отсутствии ограничений требуется снижать рабочее давление на
выходе станции и повышать рабочее давление на приеме с тем,
чтобы не происходили отключения насосных агрегатов автомати-
ческой защитой при колебаниях давлений в магистральном трубо-
проводе из-за запуска и остановки агрегатов на других станциях,
запуска на них насосов для откачки резервуаров сборников утечек
и разгрузки и по другим причинам.
Так как снижение давления на выходе и повышение давления
на приеме приводят к уменьшению пропускной способности маги-
стрального трубопровода, применение ограничений давлений на
станциях, работающих в режиме «из насоса в насос», оказывается
в большинстве случаев необходимым.
Для магистрального нефтепровода, работающего по схеме «че-
рез емкость», ограничение давления, создаваемого насосами, обыч-
но не имеет решающего значения. Дело в том что при расчете
нефтепровода учитывается вариант применения при наибольшем
сопротивлении (минимальная температура, максимальная вяз-
кость) , поэтому изменение условий перекачки не должно приводить
к необходимости повышения давления на насосной и, следователь-
но, к его ограничению. Единственной причиной повышения давле-
ния может являться изменение состояния нефтепровода (прикры-
тие или закрытие линейной задвижки или задвижки на конце
трубопровода). Поэтому на таких нефтепроводах ограничение
давлений предусматривается только в случае возможной последо-
вательной перекачки различных сортов нефти с резко меняющи-
мися вязкостями.
На нефтепроводах, работающих по схеме «из насоса в насос»,
параметры работы данной станции зависят от состояния всех на-
сосных станций рассматриваемого участка.
Если на одной из станций участка выйдет из строя насосный
агрегат, то при отсутствию! специальных устройств вследствие сни-
жения пропускной способности этой станции повысится давление
на участке перед ней и на выходе предыдущей станции, что приве-
дет к отключению насоса на этой насосной, и т. д. Таким образом,
при отсутствии устройств ограничения давления пропускная спо-
собность нефтепровода снижается. В зависимости от числа рабо-
тавших агрегатов на всем участке, его протяженности и диаметра
26
снижение пропускной способности будет различным и может до-
стигать 20—30% от первоначальной.
Плавное ограничение давлений, возникающих в трубопроводе,
путем изменения характеристик насосных агрегатов или трубопро-
водов называется регулированием давлений. Регулирование на
нефтепроводах осуществляется с целью создания максимального
соответствия между характеристиками работающего оборудования
и характеристиками нефтепровода для получения максимальной
при данных условиях пропускной способности. Если регулирование
характеристик трубопровода или оборудования осуществляется
и поддерживается в заданных пределах автоматическими прибора-
ми и средствами, то такое регулирование называется автоматиче-
ским. В отдельных случаях используют ручное регулирование,
когда изменение характеристик производят вручную.
При описании характеристик насосов и трубопровода уже рас-
сматривались различные способы совмещения характеристик. Эти
способы и используются при регулировании. Регулирование с из-
менением характеристик трубопровода может осуществляться ме-
тодом дросселирования и методом перепуска. При дросселировании
происходит ограничение давления за дросселирующим органом за
счет потерь давления на гидравлическом сопротивлении, которое
он создает в потоке. При изменении гидравлического сопротивле-
ния увеличиваются потери при дросселировании, при уменьшении
сопротивления потери снижаются. Поскольку дросселирующее со-
противление находится в трубопроводе и всегда помещено в поток,
на нем всегда происходят потери давления, даже когда нет необхо-
димости в ограничении давления. Поэтому при дросселировании
всегда требуются дополнительные затраты энергии на перекачку
для восполнения потерь в дросселирующем устройстве. Обычно
чти потери составляют 10—15 кПа, т. е. потери энергии на дрос-
< сльном органе в номинальном режиме составляют менее 1%.
При дросселировании ч?асть электроэнергии расходуется на
преодоление сопротивления на дросселирующем органе. Потери
при дросселировании зависят от характера изменения характерис-
тики Q—Н в зоне дросселирования, и они могут достигать 15—20%
мощности.
При перепуске, если нет необходимости в регулировании, потери
в устройстве перепуска отсутствуют. Однако при осуществлении
и репуска мощность, потребляемая насосными агрегатами, опре-
деляется по характеристике Q—Н насосов. Так как при перепуске
величина Q насосов резко возрастает, мощность при перепуске у
цеп гробежных насосов значительно больше мощности, необходи-
мой при дросселировании. В ряде случаев эта мощность может
даже превышать установленную мощность оборудования. С уче-
том указанных обстоятельств для насосов с пологими характерис-
тиками применение дросселирования является более экономичным,
чем использование перепуска.
Регулирование с изменением характеристик оборудования осу-
ществляется путем изменения частоты вращения насосов. С этой
27
целью могут применяться гидромуфты или электродвигатели с ре-
гулируемой частотой вращения. В гидромуфте происходит переда-
ча момента от колеса, приводимого в движение электродвигателем,
через находящиеся в камере гидромуфты масло к колесу, вращаю-
щему насос. В номинальном режиме за счет потерь в масле второе
колесо всегда вращается медленнее первого. Путем изменения ко-
личества масла в камере можно регулировать частоту вращения
насоса. Поскольку потери мощности у гидромуфты в номинальном
режиме составляют 2—3%, суммарные энергетические потери в
гидромуфтах превышают потери при дросселировании, и их исполь-
зование экономически не оправдывается. Перспективным является
применение электродвигателей с регулируемой частотой вращения.
В этом случае удается сократить потери, связанные с осуществле-
нием регулирования. Однако в настоящее время к. п. д. возбудите-
лей и регуляторов частоты недостаточно высок для экономичного
применения на нефтепроводах. Регулирование путем изменения ча-
стоты вращения насосов применяют на тех нефтепроводах, где для
привода насосов используют газотурбинные двигатели.
Выбор одного из перечисленных способов регулирования опре-
деляется техническими возможностями и экономическими сообра-
жениями. Например, использование перепуска сдерживается на-
ряду с экономическим расчетом также ограниченным выпуском
регулирующих устройств, выдерживающих при регулировании зна-
чительный перепад и обеспечивающих герметичное перекрытие
трубопровода при отсутствии регулирования. При расчете потерь
при применении различных способов регулирования важно учиты-
вать потери на регулирующем устройстве как во время регулиро-
вания, так и при отсутствии регулирования, а также промежуток
времени, в течение которого регулирование используется. Так, при
дросселировании оказываются наименьшими потери при отсутствии
регулирования и наибольшими — во время регулирования. Поэто-
му при ограниченности времени дросселирования оно является
более экономичным по суммарным потерям, при большей продол-
жительности регулирования более экономичным могут оказаться
другие средства. Конечно, не следует забывать возможность со-
вершенствования технических средств, особенно систем регулирова-
ния частоты вращения электродвигателей и повышения их к. п. д.,
что может в дальнейшем привести к изменению экономических
расчетов.
Учитывая приведенные соображения, для автоматического ре-
гулирования получил наибольшее распространение метод дроссе-
лирования.
Иногда ограничение давлений приходится осуществлять в ка-
ких-либо частных случаях. В таких случаях дросселирование про-
изводят прикрытием запорных задвижек на выходе насоса или
станции. Прикрытие выполняют вручную или дистанционно и о ве-
личине дросселирования судят по показаниям приборов. При ис-
пользовании дросселирования с помощью задвижек следует пом-
нить, что величина дросселирования обратно пропорциональна кв а-
28
драту изменения скорости в трубопроводе. Поскольку в начале хо-
да задвижки поперечное сечение и скорость в этом сечении меня-
ются мало, дросселирующий эффект появляется только при значи-
тельном прикрытии, начиная примерно с 60—70% хода задвижки
па закрытие. Дросселирование с помощью задвижек может приме-
няться только в редких случаях, так как при возникающих боль-
ших скоростях происходит истирание шибера задвижки и наруша-
ется герметичность перекрытия.
Рассмотрим технологические схемы, в которых используется
метод дросселирования. Ограничение давлений на насосной стан-
ции нужно осуществлять при минимальном давлении на приеме
насосной или максимальном давлении в трубопроводе. При этом
очевидно, что необходимость в одновременном ограничении обоих
давлений при изменении режима на трубопроводе возникнуть не
может, так как при определенном числе работающих агрегатов на
данной станции и определенном создаваемом ими давлении давле-
ние во всех точках насосной станции может или повыситься (тогда
надо будет ограничивать максимальное давление на выходе стан-
ции), или понизиться (тогда потребуется ограничение на входе
станции). При дросселировании в поток трубопровода вводится ис-
полнительным механизмом дополнительное сопротивление, снижа-
ющее давление за точкой контроля. При отсутствии потребности
в регулировании сопротивление минимально и практически не ока-
зывает влияния на поток. При регулировании исполнительный
механизм перемещается, и сопротивление становится достаточным
для создания нужного перепада. Осуществить такое регулирова-
ние можно различными способами. Наиболее часто на магистраль-
ных нефтепроводах применяют схему с установкой одного испол-
нительного механизма и дросселированием потока на выходе на-
сосной станции после насосных агрегатов (рис. 16). Перемещение
этого исполнительного устройства воздействует на давления на
приеме и выходе насосной станции. Все гидравлические элементы
перекачки жестко связаны между собой. Если повысилось давление
на нагнетании, то при прикрытии исполнительного устройства на
нем возникает некоторый перепад давлений. Если на трубопрово-
де, работающем по схеме «из насоса в насос», подача по трубопро-
воду останется неизменной, остаются неизменными и давление на
приеме этой станции, и дифференциальный напор, создаваемый
насосами. Значит, за счет перепада на регулирующем органе, вы-
читающегося из давления на нагнетании насосов, произойдет сни-
жение давления в магистральном нефтепроводе за регулирующим
органом.
Если снизить давление на приеме насосной, то прикрытие испол-
нительного устройства и возникновение дополнительного перепада
приведут к снижению пропускной способности нефтепровода, вслед-
ствие этого вырастет давление на приеме станции за счет сниже-
ния потерь на участке нефтепровода от предыдущей станции.
О 'Ычно прикрытие регулирующего органа на промежуточной стан-
ции нефтепровода на участке, работающем «из насоса в насос»,
29
приводит одновременно к снижению давления в трубопроводе за
регулирующим органом и повышению давления на приеме станции.
Характер изменений зависит от режима работы всего участка
нефтепровода. Таким образом, при прикрытии исполнительного
механизма достигается воздействие одновременно на давление на
приеме и выходе станции. И, наоборот, при необходимости ограни-
чения либо максимального давления на выходе, либо минималь-
ного давления на приеме требуется осуществить одинаковую опе-
рацию — прикрыть исполнительный механизм. Для большей гиб-
Рис. 16. Схема насосной станции:
а — с дросселированием на выходе станции; б — с дросселированием
на приеме и выходе станции; /— исполнительный механизм
кости обеспечения ремонтов в схему обычно включают несколько
(два-три) параллельно установленных исполнительных механиз-
мов, работающих совместно.
Особенностью этой схемы является необходимость превышения
рабочего давления в коллекторе по сравнению с рабочим давле-
нием в трубопроводе. Это превышение характеризует допустимую
глубину регулирования при максимальных давлениях, которая
определяется экономическими соображениями. Возможность уве-
личения глубины дросселирования позволяет не отключать насос-
ный агрегат, а лишь уменьшить расход в соответствии с характе-
ристиками насосов. Чем более глубокое дросселирование можно
допустить, тем реже будут происходить отключения агрегатов, а
следовательно, тем больше будет общее количество перекачиваемой
нефти. Обычно принимают глубину регулирования близкой к по-
ловине дифференциального напора одного агрегата.
При отсутствии запаса по коллектору или при необходимости
ограничения максимального давления на приеме станции (напри-
мер, из-за конструкции насосов) применяют схему с двумя испол-
нительными механизмами: на приеме и нагнетании станции. Испол-
SO
пительный механизм на входе при прикрытии ограничивает макси-
мальные давления на приеме и выходе, а исполнительный механизм
па нагнетании поддерживает минимальное давление входа, а так-
же в пределах глубины регулирования ограничивает максимальное
давление на выходе.
Контрольные вопросы к гл. 1
1.	Что такое магистральный нефтепровод?
2.	Какие сооружения входят в состав магистрального нефтепровода?
3.	Расскажите о насосах для магистральных нефтепроводов.
4.	Что вы знаете о характеристиках центробежных насосов?
5.	Как связаны между собой дифференциальный напор и подача насоса?
6.	Расскажите об электродвигателях для магистральных насосных агрегатов.
7.	Что такое последовательное соединение насосов?
8.	Как определяются характеристики станции при последовательном соедине-
нии насосных агрегатов?
9.	Для чего применяются подпорные насосы?
10.	Какие отличия подпорных насосов от магистральных?
11.	Расскажите о конструкции вертикальных насосов.
12.	Опишите параллельную схему соединения насосов.
13.	Как определяются характеристики станции при параллельном соединении?
14.	Расскажите о последовательно-параллельной схеме работы?
15	Что такое характеристика нефтепровода?
16.	Расскажите о резервуарных парках на нефтепроводах.
17.	Чем ограничивается подача нефти в резервуарный парк?
18.	Как определяются уровни заполнения резервуаров?
19.	Для чего составляются калибровочные таблицы?
20.	Дайте описание линейной части нефтепровода.
21.	Что такое оптимальные параметры нефтепровода?
22.	Как изменяется внутренний диаметр нефтепровода в процессе эк-
сплуатации?
23.	Расскажите о схеме работы нефтепровода «через емкость».
24.	Какие преимущества и недостатки схемы работы «через емкость»?
25.	Какие особенности схемы работы нефтепровода «из насоса в насос»?
26.	Что такое работа «через станцию»?
27.	Что такое схема работы «с подключенной емкостью»?
28.	Для чего требуется изменение давления на насосной станции?
29.	Какие способы изменения давления вы знаете?
30.	Расскажите об обрезке колес иасоса.
31.	В каких пределах ограничивается обрезка колес?
32.	С какой целью используются сменные роторы насосов?
33.	Что такое дросселирование?
34.	Дайте описание схемы перепуска.
35.	Как осуществляется регулирование частоты вращения насоса?
36.	Что такое гидравлический уклон?
37.	Как изменяется линия гидравлического уклона при увеличении и умень-
шении подачи?
38.	Как изменяется линия гидравлического уклона при повышении и пониже-
нии давления на станции?
39.	Нарисуйте линию гидравлического уклона при работе насосной станции
по схеме «через емкость».
40.	Какая связь между линиями гидравлического уклона на соседних участ-
ках при работе по схеме «из насоса в насос»?
41.	Нарисуйте линии гидравлического уклона при работе по схеме «из насоса
в насос» для участка из двух станций. Что произойдет, если на второй
станции отключится один агрегат?
42.	Как изменяется давление на последующей станции при включении одного
агрегата на предыдущей станции при работе по схеме из «насоса в насос»?
31
43.	Какое давление на неработающей промежуточной станции при работе
участка по схеме «из насоса в насос»?
44.	С какой целью применяется регулирование давлений на перекачивающих
насосных станциях?
45.	Почему на нефтепроводе, работающем по схеме «из насоса в насос», долж-
но осуществляться ограничение давлений?
46.	Какие недостатки имеет схема регулирования методом дросселирования?
47.	Можно ли использовать для регулирования запорные задвижки?
48.	Нарисуйте технологическую схему с дросселированием на выходе насосной
станции.
49.	Как изменяются параметры насосной при прикрытии дросселирующего
органа?
50.	Почему рабочее давление корпуса насосов и коллектора должно быть
выше, чем рабочее давление в трубопроводе?
51.	От чего зависит допустимый перепад на дросселирующем органе?
Глава 2
ПРИБОРЫ ДЛЯ КОНТРОЛЯ РЕЖИМА
РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА
ОСНОВНЫЕ понятия
Контроль режима нефтепровода осуществляется с помощью
приборов, устанавливаемых для измерения параметра в характер-
ных точках. Прибором называется устройство, предназначенное
для прямого или косвенного сравнения измеряемой величины с
< чшицей измерения. Однако часто под прибором понимают уст-
ройство, по которому отсчитывают показания, хотя в состав устрой-
ства измерения может входить целый ряд составных частей. Так,
устройство, воспринимающее воздействие контролируемой среды,
и «меряющее его и преобразующее в сигнал для передачи на рас-
стояние, называется измерительным преобразователем, или датчи-
ком. Для простых приборов датчик и показывающий прибор обыч-
но совмещены в одном корпусе. Для приборов, выполняющих
более сложные функции, датчик и показывающее устройство мо-
I ут быть отделены конструктивно и находиться в разных местах.
В этом случае показывающее устройство называется вторичным
прибором. Выпускаемые промышленностью приборы могут выпол-
нять различные функции. Приборы, на которых показывается
(воспроизводится) значение измеряемого параметра, называются
показывающими. Если у прибора имеется бумажная лента, на ко-
торой записываются значения параметра во времени, он называ-
ется самопишущим или регистрирующим. Прибор, имеющий кон-
тактную систему для подачи сигнала при достижении установлен-
ного значения параметра, называется сигнализирующим. Если
сигнальный прибор не имеет шкалы, то он называется реле (с до-
бавлением наименования сигнализируемого параметра — реле дав-
ления, реле температуры и т. п.).
В датчике происходит преобразование измеряемого параметра
в сигнал, удобный для передачи на расстояние. Иногда преобразо-
ватель совмещен с датчиком, в других случаях такой преобразо-
ватель устанавливается дополнительно. Блок-схема измерения
параметра изображена на рис. 17. Такую схему используют при
централизации управления насосной станцией в одном месте —
операторной или местном диспетчерском пункте, где собираются
п «морения параметров режима с различных точек контроля, раз-
бросанных по всей территории насосной станции.
В месте измерения устанавливается датчик, преобразующий
параметры в выходной сигнал. Приборы с выходным сигналом в
зависимости от вида сигнала делятся на приборы с пневматичес-
ким выходом и электрическим аналоговым выходом. В этих прибо-
рах намеряемая величина преобразуется в промежуточный сигнал,
2 2-24
33
пропорциональный значению параметра. Промежуточный сигнал
имеет определенный диапазон изменения, общий для всех анало-
гичных первичных приборов. Такие сигналы называются унифици-
Место	Операторная
измерения
Рис. 17. Блок-схема дистанционного измерения
рованными. Нижнее значение сигнала соответствует началу изме-
рения (как правило, нулю прибора), а верхняя точка — максималь-
ному значению шкалы. Закон со-
/^»кПс*	ответствия между сигналом и па-
Рис. 18. Зависимость давления выход-
ного сигнала датчика от изменения
параметра
раметром выражается прямой
линией (рис. 18). Стандартиза-
ция сигналов осуществляется для
применения одинаковых прибо-
ров в различных отраслях про-
мышленности. Приборы с пнев-
матическим выходом выдают по-
сле преобразования сигнал с дав-
лением воздуха 20—100 кПа.
Для приборов с электрическим
выходом приняты следующие
стандартные сигналы:
Сигнал
Токовый, мА
Напряжения, мВ
Частотный, кГц
Диапазон изменения
0—5, 0—20, 4—20
0—10, 0—100
4—8
Сигналы воспринимаются вторичными приборами, имеющими
градуировку шкалы в соответствии с рабочими значениями пара-
метра. Для датчиков с дистанционным выходом, имеющим одина-
ковые сигналы, вторичные приборы отличаются масштабом шкалы,
т. е. коэффициентом перевода значения сигнала в измеряемый па-
раметр. Каждый прибор характеризуется своими метрологическими
характеристиками, определяющими его пригодность для использо-
вания в системе.
Возможность использования прибора для измерения параметров
в какой-либо точке определяется прежде всего диапазоном
34
и<мерения. Диапазон измерения — это область значений измеряе-
мой величины, в которой данный прибор будет исправно работать
(пли при строгой формулировке — область, для которой нормирова-
на допускаемая погрешность). Так, для манометрических приборов
диапазон измерения обычно составляет 30—100% от верхнего ра-
бочего давления, для счетчиков нефти — 20—100%.
Показания прибора отличаются от истинного значения парамет-
ра на погрешность измерения. Различают систематическую и слу-
чайную погрешности. Систематическая погрешность вызывается
причинами, природа и характер которых известны. Этими причи-
н 1ми могут являться неточности изготовления, изменение упругос-
1П, влияние сил трения, неточность разметки шкалы, значение
измеряемого давления. Появление случайных погрешностей не
подчиняется какой-либо закономерности, природа их неизвестна
п значения их для каждого измерения не могут быть учтены. Сум-
марное значение систематической и случайной погрешности (вари-
ации), определенное при температуре окружающей среды +20° С,
давлении воздуха 101,325 кПа при влажности до 80%, называют
щновной погрешностью прибора.
Кроме основной погрешности, при измерении возникает допол-
нительная погрешность. Дополнительной'погрешностью называют
погрешность, возникающую при отклонении от нормальных пара-
метров внешней среды: температуры, давления воздуха, влажности
и г. и. Наибольшая погрешность, допускаемая нормами на прибор,
на пинается допустимой погрешностью. Допустимая погрешность
.ирастеризуется поставленным перед ней знаком ± или одним из
Ьнх знаков, если она распространяется только на одни положи-
к- п.пые или отрицательные значения допускаемых нормами по-
। ришностей.
Вели погрешности в узлах носят случайный характер, то макси-
мальное значение общей погрешности прибора будет равно сред-
нему квадратичному из значений погрешностей всех элементов,
I, е.
8 = Vb? + 8f -f- ... + 8п,
гДе 61, Сг, .... 6П — максимальные погрешности элементов.
Относительной погрешностью б0 называют отношение абсолют-
н<>|| погрешности к действительному значению измеряемой вели-
чины
80= Лп~Л 100%,
где Л„ — показание прибора; А—действительное значение изме-
ряемой величины.
Приведенной погрешностью 6П называют отношение абсолют-
ной погрешности к предельному значению измеряемой величины
А„ — А
8П =	---100 %,
 тс 1, — предельное значение шкалы прибора.
35
Наибольшую приведенную погрешность называют классом точ-
ности прибора. Из-за разброса показаний истинное значение дав-
ления для каждого прибора находится в определенной зоне, шири-
на которой зависит от класса прибора. Для датчиков зона дейст-
вия определяется погрешностью срабатывания контактов датчика.
Для прибора важное значение имеет его чувствительность.
При оценке чувствительности принимается порог чувствительности,
представляющий собой наименьшее изменение значения измеря-
емой величины, вызывающее изменение выходного сигнала. Чув-
ствительность датчика считается удовлетворительной при пороге
чувствительности, не превышающем 0,2—0,4 значения основной
погрешности. Для сигнальных приборов необходимо рассматривать
также дифференциал, т. е. разность значений параметра, при кото-
рой происходит размыкание сигнальных контактов после их замы-
кания.
В процессе работы из-за износа или повреждений погрешности
приборов изменяются. Контроль за состоянием средств измерения
и защиты осуществляется метрологическим надзором. Задачи мет-
рологического надзора состоят в обеспечении единства и досто-
верности измерений, применяемых во всех отраслях народного хо-
зяйства, и поддержании средств измерений в постоянной готовности
к выполнению ими измерений. Перед организацией серийного произ-
водства измерительных приборов и средств защиты они проходят
государственные испытания, проводимые специальной комиссией
с участием представителей Госстандарта, и включаются в Госу-
дарственный реестр. Контроль за исправностью прибора осущест-
вляется при поверках. Поверкой называется определение по-
грешностей средства измерения и установление его пригодности
к применению. Поверку приборов, находящихся в эксплуатации,
выполняет ведомственный надзор.'Периодичность поверки изме-
рительных приборов должна соответствовать следующим срокамз
Средства измерения	Периодичность поверки (не реже)
Манометры	Один раз в два года
Электронные мосты и по-	Один раз в год
тенциометры Термометры и термопары Уровнемеры, расходомеры	То же Один раз в два года
После ремонта прибора проводится инспекционная поверка,
результаты которой заносятся в паспорт прибора с указанием да-
ты поверки. При отрицательных результатах поверки прибор
должен быть изъят из эксплуатации. Для поверки применяются
образцовые приборы. Образцовым называют прибор, имеющий ма-
лую погрешность и пригодный для поверки рабочих приборов.
В электроизмерительной технике принято, что погрешность при-
боров должна быть не менее чем в пять раз меньше предела допу-
скаемой погрешности поверяемых приборов. Для приборов кон-
троля давления погрешность образцового прибора должна быть в
четыре раза меньше поверяемого, для электронных приборов —
36
в три раза меньше. Верхний предел измерений образцового прибо-
ра должен быть равен или больше верхнего предела измерений
поверяемого прибора.
ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЯ
Основным параметром, характеризующим режим работы в каж-
дой точке трубопровода, является давление.
Контроль давления может осуществляться показывающими
приборами — манометрами или бесшкальными — реле давления
и датчиками давления. В зависимости от контролируемой величины
устройства для измерения давления различают по наименованиям:
манометры—для измерения давления или разности давлений; ва-
куумметры— для измерения вакуумметрического давления, равного
разности между барометрическим и абсолютным давлением; мано-
иакуумметры—для измерения избыточного и вакуумметрического
давлений, дифференциальные манометры — для измерения разнос-
ти двух давлений, отличных от давления окружающей среды. При-
боры, измеряющие давление газа до 40 кПа, называются напоро-
мерами (если давление превышает атмосферное) и тягомерами
(при измерении вакуума).
В манометрах используется деформация (растяжение) чувст-
вительного элемента. В приборах устанавливаются плоские мем-
браны или мембранные коробки, сильфоны, одновитковые пружи-
ны или многовитковые пружины. Приборы с плоскими мембрана-
ми и мембранными коробками применяются для измерения давле-
ния и вакуума в пределах до 16 кПа. Эти чувствительные элементы
изготовляются из резины или металла. Под действием измеряемой
< роды, подводимой к мембране, она прогибается. Перемещение
мембраны через связанный с ней шток преобразуется в соответст-
вующий выходной сигнал. Для измерения давления до 0,5 МПа
используют в качестве чувствительного элемента сильфоны, изго-
товленные из стали, латуни или бронзы. Под действием измеряе-
мой величины сильфон (упругая гофрированная трубка) сжимает-
ся и перемещает шток. Наибольшее распространение получили
манометры с одновитковой трубчатой пружиной, пригодные для из-
мерения давлений в пределах от 0,1 до 160 МПа. Трубки изготов-
ляют из латуни (до 10 МПа) и сталей различных сортов.
Наиболее распространенными в нефтепроводном транспорте
являются приборы типа ОБМ. Чувствительным элементом прибора
служит одновитковая трубчатая пружина. Один конец пружины,
представляющий изогнутую по дуге трубку овального сечения,
припаян к держателю. Другой конец держателя через штуцер сое-
динен с источником давления. В свободный конец пружины встав-
лена пробка, которая соединена с передаточным механизмом. При
увеличении давления трубчатая пружина старается распрямиться,
и поводок поворачивает зубчатый сектор, находящийся в зацепле-
нии с трибкой. На оси трибки закреплена стрелка, которая враща-
ется при перемещении пружины. Технические характеристики при-
боров приведены в табл. 4.
37
os Таблица 4
со >«
Манометры показывающие
Манометр	Тип	Класс точности	Исполнение
Показывающий общего	ЭВМ-1-100	2,5	
назначения	СБМ-1-160 МТП-160	1,5 1,5	—*
Показывгющий и сигна- лизирующий	МП4-1Т1 МП4 IV	1,5 1,5	Нормаль- ное (Н) Взрыво- ззщишеи- ное (В)
Показывающий с пневма- тическим выходным си- гналом Показывающий с элект- рической дистанционной передачей	МП4 МШ-VI	1,0 1,5 1,0 1,5	н
Электро контактный	во взрывонепроницаемом корпусе	ВЭ-16рб	1,5	в
Эл ект роконт иктный	экм-iv	1,5	н
Температура окружающей среды. °C	Выполнение функции	Характерис- тики выходного сигнала	Примечание
—	Измерение	—	—
—		——	—
—		—	—
0—60	Измерение, сигнали-	Контакт	Питание 220 В
	зяция	40 ВА	
(—50) — (+60)			
5—60	Измерение, аналоге-	20—100 кПа	Питание 140 кПа
	вый сигнал		
5—60	То же	0—5 мА	Питание 220 В
0—30	Измерение, сигнали-	Контакт	Питание 220 В
	зация	10 ВА	
0—60	То же	То же	Предел измерения
			3/4 от шкалы
В схемах автоматики применяются манометры, имеющие кон-
тактные устройства. Контактное устройство обычно представляет
собой дополнительную стрелку, которую при настройке вручную
можно установить на определенное значение в пределах диапазона
измерения. Если значение параметра совпадает со значением, на
которое настроена сигнальная стрелка, то подается сигнал о до
тижении параметром значения установки. Поскольку нефть и
нефтепродукты относятся к легковоспламеняющимся жидкостям,
для контроля их давления используются взрывозащищенные при-
боры. В качестве сигнальных применяют приборы типа ВЭ-16рб,
МП-4-IV. Эти приборы совмещают функции воспроизведения и
сигнализации. У прибора типа ВЭ-16рб чувствительным элементом
является одновитковая трубчатая пружина.
Измеряемое давление подводится через штуцер 10 (рис. 19) в
одиовитковую трубчатую пружину 15 из латуни или легированной
стали. Открытый конец пружины закреплен в держателе 7. Свобод-
ный конец пружины соединен наконечником 13 и поводком 12 с
убчатым сектором И. Сектор входит в зацепление с трибкой 8.
па оси которой закреплена стрелка 4. При изменении давления уп-
ругая деформация пружины преобразуется трибо-секторным меха-
низмом в угловое перемещение стрелки по шкале 9, отградуиро-
ванной в единицах давления. Приборы имеют два подвижных элек-
трических контакта 3, которые могут быть установлены на любое
значение по шкале прибора. При достижении заданных пределов
давления контакт 2, связанный со стрелкой 4, соприкасается с кон-
тактом 3 указателя и замыкает электрическую цепь сигнализации
или позиционного регулирования. Установка контактов на задан-
ное значение осуществляется ключом, вставляемым в гнездо 5 по-
ви 1ка. Механизм прибора заключен в круглый алюминиевый кор-
пус 1 и закрыт стеклом 6. На корпусе прибора находится закрытая
крышкой коробка зажимов 14.
У показывающего и сигнализирующего взрывобезопасного ма-
нометра М.П4-1У при перемещении манометрической пружины
поворачивается указывающая стрелка и связанный с ней ведущий
поводок. Этот поводок перемещает подвижные контактные поводки.
При замыкании контактов поводкового контактного устройства
срабатывает одно из реле типа РЭС-9 в сигнальном блоке. Контак-
ты этих реле используются для коммутации внешних цепей систем
управления и защиты.
Измерительные преобразователи преобразуют измеряемое дав-
ление в сигнал дистанционной передачи электрический или пнев-
матический. Датчики давления входят в соответствующие ветви —
электрическую и пневматическую Государственной системы прибо-
ров (ГСП). В пневматических датчиках используется принцип
пневматической силовой компенсации (рис. 20, а). Воздействие
из меряемого параметра на чувствительный элемент измеритель-
ного блока 8 преобразуется в усилие, уравновешиваемое давлением
воздуха в сильфоне обратной связи 7. Это давление и представля-
ет собой выходной сигнал датчика. При изменении параметра
39
происходит под действием силы р перемещение рычага Д
на котором закреплена заслонка 4. Это перемещение заслон-
ки изменяет степень перекрытия сопла 5 и соответственно
давление, поддерживаемое в сильфоне 7. Это давление, равное
выходному сигналу, усиливается пневматическим усилителем 6.
Усилие, возникающее в сильфоне, уравновешивает рычажную
40
систему в новом положении, обеспечивая соответствие выходного
сигнала измеряемому параметру. Установка нулевого значения
осуществляется корректором нуля 2 и его пружиной 3.
У пружинных преобразователей типа МП чувствительным эле-
ментом измерительного блока является трубчатая одновитковая
пружина, у сильфонных преобразователей типа МС — металличе-
ский сильфон. В датчиках электрической ветви (рис. 20, б) при
перемещении рычажной системы 1 и закрепленного на ней флажка
9 изменяется индуктивность в индикаторе рассогласования 5, что
приводит к изменению управляющего сигнала на выходе, а также
гочоОкЛа
Рис. 20. Схема измерительных преобразователей:
а— с пневматическим выходом; б — с электрическим выходом
сигнал
Q- го мА
изменению тока в рамке магнитоэлектрического устройства 12,
воздействующего на рычажную систему /. Сила обратной связи
ро-с, действующая на рычаг, уравновешивает величину воздействия
параметра в новом положении. Выходной сигнал от индикатора
рассогласования усиливается в электронном усилителе 10 с уче-
том корректировки от обмотки рамки 11. Датчики и приборы, при-
меняемые в нефтепроводном транспорте для индикации и сигнали-
зации, указаны в табл. 5 .
Для регистрации на диаграмму используются манометры са-
мопишущие с трубчатой пружиной типа МТС-711 и МТС-712. Эти
приборы имеют класс точности — 1 и работают при температурах
от 5 до 50°С. У прибора МТС-711 приводом диаграммы является
электродвигатель, у прибора МТС-712 — часовой механизм. Время
оборота диаграммы 12 или 24 ч.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРИБОРОВ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЯ
При выборе места отбора давления необходимо, чтобы поток
был установившимся и отсутствовали возмущения потока. Поэто-
му отборы должны располагаться на определенном расстоянии от
мест сужения или расширения потока, устройств дросселирования,
поворотов и т. п. Рекомендуемое расстояние от возможных мест
возмущения потока составляет 3—5 диаметров трубопровода. От-
бор давления жидкости должен устанавливаться по линии гори-
зонтального диаметра, и следует следить, чтобы края отверстия
41
Таблица 5
Измерительные гоеоРразпнатеки
Г1 pewc р аз еватель	1 ип	Класс ГОЧНП01 »	Исполнен ие
Манометр пружинный	МГ1-Г12	0.5	—
Манометр сильфонный	МС-П2	0.5	—
Манометр пружинный	МП-Э2	0,6	Нормальное (Н)
Манометр сильфонный	МС-Э2	0,6	Н
П реобразователь	давле ния пневматический	ВДЧЗО	0,6	—
Манометр пружинный электрический беешкаль	МП-Э1-ВЧ	1),(	Взрыве защищен- ное (В)
’ ный	МП-Э2-ВЧ	0,6	В
Дистанционный датчик давления	0109	1,0	—
Датчик давления	3109	0,6	н
	3119	0,6	в
Измерительный преобри-	651Д4	0,6	в
вователь «Сапфир»	652Д4	0,6	в
Характеристика
выходного сигнала
Примечание
Температура
окружающей
среды, '€
—50++60	Воздух 20—100 кПа	300	Расход воздуха 3 л мин
—50+4-60		300	То же
—50+4-50	0—5 мА		Мощность 15 В А
	0—20 мА		
		300	То же
—50++90	Воздух 20—100 кПа	350	—
—50+4-50	0—5 мА	500	—
	0—20 мА	500	—
—25+4-55	Воздух 20—100 кПа	200	Расход воздуха 2 л/мин
—50+4-80	4—20 мА	300	
—50++70			—
—50++50	0—5 мА	500	Мощность 40 ВА
—50++50	4—20 мА	500	То же
пе выступали в трубопровод, так как это может привести к непра-
вильным показаниям. При использовании приборов контроля дав-
ления необходимо учитывать, что измеряемое рабочее давление
в зависимости от технических условий на прибор может быть равно
верхнему пределу измерения (шкалы прибора) или не превышать
3/4 от верхнего предела.
Таблица 6
С зойства разделительных жидкостей
Жидк ость	Плотность при 20° С. кг/м8	Температура замерзания. °C
Глицерин	1245	—17
Водоглицериновая смесь	ИЗО	—22,5
(1:1 по объему)		
Этиловый спирт	789	-112
Этиленгликоль	1113	—12
Водоэтиленгликолевая	1070	—36
смесь (1:1 по объему)		
Для защиты внутренней поверхности чув-
ствительных элементов приборов от попада-
ния в них загрязнений, агрессивных и крис-
таллизующихся жидкостей применяют разде-
лительные сосуды (рис. 21). Разделительный
Рис. 21 Раздели-
тельный сосуд
сосуд и линия после него заполняются разделительной жидко-
стью, которая воспринимает давление в измеряемой жидкости.
В связи с наличием в нефти соединений серы, выпаданием пара-
фина и загустением нефти при пониженных температурах при
измерении давления нефти всегда применяются разделительные
сосуды. В качестве разделительной жидкости может использо-
ваться вода или другая среда, не смешивающаяся с жидкостью,
давление которой измеряется. Обычно соединительную линию за-
полняют разделительной жидкостью, не замерзающей при низкой
температуре окружащей среды. Применяемые на нефтепроводах
разделительные жидкости указаны в табл. 6.
Заполнение и подключение разделительного сосуда зависят от
плотности измеряемой среды. Если измеряемая среда легче разде-
лительной жидкости, то отбор подводят к верхнему штуцеру /
разделительного сосуда (см. рис. 21), а разделительную жидкость
вводят через нижний штуцер 3. Если измеряемая жидкость тяже-
лее разделительной, то ее подводят через нижний штуцер 3, а раз-
делительную жидкость — к верхнему штуцеру /. Для периодичес-
кого контроля уровня разделительной жидкости используются кон-
трольные отверстия, закрываемые пробками 2, 4, 5. При раздели-
тельной жидкости тяжелее нефти уровень жидкости должен быть
не ниже нижнего отверстия, а если разделительная жидкость лег-
че — не выше верхнего отверстия. При установке разделительных
сосудов необходимо обращать внимание, чтобы рабочее давление
сосуда соответствовало пределу измерения приборов.
43
Однако даже при использовании разделительных сосудов сое-
динительная линия до сосуда подвержена влиянию температур
окружающей среды. При низких температурах нефть в месте отбо-
ра густеет и происходит искажение измеряемого давления. Для
сокращения длины соединительных линий, заполняемых нефтью,
применяют мембранные разделительные устройства. В этих уст-
ройствах изменение давления под мембраной вызывает прогиб
гибкой мембраны, вследствие чего давление передается в надмем-
бранную полость, соединенную с прибором. При использовании
мембранных устройств следует помнить, что из-за своей упругости
Рис. 22. Нагревательная лента
мембрана вносит дополнительную погрешность в измеряемое дав-
ление, составляющее примерно 1,5—2,5%. Кроме того, при исполь-
зовании определенного мембранного устройства ограничен объем
подмембранной полости (длина соединительной линии), при кото-
ром измеряется давление.
При низких температурах может возникнуть пробка в импульс-
ной линии из-за повышения вязкости нефти. Поэтому места отбо-
ров и импульсные линии стараются размещать в обогреваемых
помещениях. При необходимости прокладки импульсных линий с
нефтью на открытом воздухе прибегают к помощи обогревных
устройств. Иногда для обогрева применяют линии с горячим тепло-
носителем, прокладываемые параллельно с импульсной линией и
покрываемые общей изоляцией. В последнее время для обогрева
импульсных линий начали использовать специальные нагреватель-
ные ленты. Лента (рис. 22) представляет собой гибкий кабель из
двух медных жил /, составленных из отдельных проволочек. Жилы
покрыты специальной изоляцией 2. Поверх этой изоляции проходит
проволочный нагреватель 3, обмотанный сверху внешней изоляци-
ей 4. При пропускании по ним тока нагревательная лента поддер-
живает постоянную температуру жидкости в импульсной трубке.
При температуре наружного воздуха — 50 °C и толщине внешней
изоляции 30 мм лента сохраняет температуру жидкости 10 °C.
Температура жидкости поддерживается автоматически вследствие
изменения сопротивления ленты при повышении температуры.
Потребление электроэнергии составляет 50—80 Вт на каждый
метр длины ленты.
Вследствие турбулентности потока, наличия некоторого дисба-
ланса насосов и колебаний частоты энергоснабжения давление в
44
трубопроводе непрерывно пульсирует. Кривая колебаний давления
в трубопроводе, снятая на трубопроводе диаметром 1000 мм, изо-
бражена на рис. 23. Значения выбросов давлений могут составлять
0,2—0,3 МПа от среднего значения. Вслед за этими изменениями
происходят колебания стрелки прибора. Если стрелка находится
вблизи контактного устройства, возможны кратковременные замы-
кания сигнального контакта.
Рис. 23. Пульсации давления в нефтепроводе
Для сглаживания пульсаций и предотвращения ложных сраба-
тываний приборы контроля давления оснащаются антипульсато-
рами. Конструкция антипульсатора изображена на рис. 24. Осно-
вой конструкции является шайба с малым проходным отверстием.
При изменениях давления происходит перемещение жидкости, при-
водящее к повышению давления. Жидкость при перетоке дроссели-
руется шайбой, что приводит к запаздыванию в установлении но-
вого значения. При пульсациях давления это запаздывание сохра-
няет измеряемое значение вблизи средней величины пульсирую-
щего давления.
00,5^-0,05
^ZZZZZZZZZ&ZZZZZZZZZL'-
Рис. 24. Антипульсатор:
1 — емкость; 2 — дроссельная шайба
При градуировке приборов давления необходимо учитывать
разницу по высоте между местом отбора и первичным прибором.
Показания прибора должны соответствовать давлению в месте
отбора. Для этого показания прибора смещают по шкале на вели-
чину поправки
Др= ± рДг,
45
где р —плотность среды в импульсной линии при средней темпера-
туре окружающей среды; Az — расстояние по вертикали между
прибором и отборным устройством; знак «плюс» берется при рас-
положении прибора выше отборного устройства; знак «минус» —
при расположении прибора ниже отборного устройства.
Поверка средств измерения давления должна осуществляться
ведомственной метрологической службой. Поверку манометров
осуществляют с помощью образцовых приборов, погрешность ко-
торых в 4 раза ниже погрешности поверяемых приборов. Ориенти-
ровочный перечень образцовых приборов приведен в табл. 7.
Таблица 7
Технические характеристики образцовых приборов для измерения давления
и разряжения
Прибор	Тип	Диапазон измерений приборов, МПа	Погрешность или класс точности
Образцовый микро-	ММ-250	0—25	+0,5 Па
манометр			
Мановакуумметр	ППР-2М	0—0,33	0,03
Двухпоршневый	МВП-2,5	—0,1-г—ьо,25	0,05
мановакуумметр			
Г рузопоршневой	МП-2,5	0—0,25	0,05 и 0,2
манометр	МП-6	0—0,6	0,05 и 0,2
	МП-60	0—6	0,05 и 0,2
	МП-600	0—60	0,05 и 0,2
Вакуумметр образ-	ВО модель 1215	—0,14-0	0,4
цовып	ВО модель 1227	—0,1—0	0,16 и 0,25
Манометр	МО модель 1215	0—0,1; 0—0,16	
образцовый		0—0,25; 0—0,7	0,4
	МО модель 1213	0—0,6; 0—1; 0—1,6	
		0—2,5	0,4
	МО модель 1214	0—4;' 0—6; 0—10	0,4
	МО модель 1227	0—0,1; 0—0,16;	0,16 и 0,25
		0—0,25; 0—0,4;	
		0-0,6; 0—1; 0—1,6;	
		0—2,5	
	МО модель 1226	0—4; 0—6; 0—10	0,16 и 0,25
При поверке манометров с верхним пределом измерений свыше
0,25 МПа используются грузопоршневые манометры или образцо-
вые манометры с малогабаритными поршневыми винтовыми прес-
сами. Для заполнения прессов применяют сухое трансформаторное
масло. Отсчет показаний приборов производят не менее чем при
пяти значениях давления, в том числе при давлении, равном верх-
нему пределу измерения. Значения давления должны быть равно-
мерно распределены по шкале. Проверку выполняют при плавном
повышении, а затем при плавном понижении давления. При дав-
лении, равном верхнему пределу измерений, делают пятиминут-
ную выдержку (образцовый прибор при этом отключают). Про-
верку основной погрешности осуществляют одним из двух спосо-
бов:
46
давление, соответствующее проверяемой точке шкалы прибора,
устанавливают по образцовому прибору, а отсчет показаний вы-
полняют по шкале поверяемого прибора;
стрелку поверяемого прибора путем изменения давления уста-
навливают на проверяемую отметку шкалы, соответствующее дей-
ствительное давление отсчитывают по образцовому прибору.
Истинное показание прибора определяют согласно данным,
приведенным в свидетельстве. Стрелку образцового манометра
устанавливают при легком постукивании по нему. Показания пове-
ряемого прибора рекомендуется определять без постукивания по
корпусу прибора. Смещение стрелки манометра при легком посту-
кивании по нему не должно превышать половины допустимой по-
грешности прибора. Отсчет показаний при проверке производят с
точностью 0,1—0,2 цены деления. Абсолютная погрешность прибо-
ра определяется по формуле
= Ап Аоб.
где Ап — показание прибора на поверяемой точке шкалы; АОб —
значение давления по образцовому прибору с учетом поправки.
Абсолютная погрешность прибора и вариация показаний не
должны превышать 80% допустимой абсолютной погрешности.
В противном случае производят регулировку прибора. Способ регу-
лировки зависит от характера изменения погрешности вдоль шка-
лы. Если погрешность примерно одинакова по величине и неиз-
менна по знаку — переставляют стрелку; если погрешность одного
знака и возрастает к крайним точкам шкалы, изменяют плечо креп-
ления поводка, если погрешность разного знака — изменяют угол
наклона поводка.
УСТРОЙСТВА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА
Наряду с давлением параметром, определяющим режим работы
трубопровода, является расход. Поэтому значение расхода в тру-
бопроводе в любой момент времени необходимо для осуществления
и поддержания заданного режима работы нефтепровода. Под рас-
ходом нефти понимают количество нефти, которое прошло через
определенное сечение трубопровода в единицу времени. В зависи-
мости от того, в каких единицах измеряют количество жидкости,
расход может быть объемный (если количество измеряется в еди-
ницах объема) или массовый (если количество измеряется в еди-
ницах массы).
Для измерения расхода на нефтепроводах могут быть исполь-
зованы диафрагмы и сопла Вентури. С помощью этих устройств
измеряют расход по методу контроля перепада давления. Как
известно, расход жидкости в поперечном сечении определяется
формулой
Q = vF,
где Q — расход жидкости; v — средняя скорость жидкости в дан-
ном сечении; F — площадь внутреннего поперечного сечения.
47
Диафрагма или сопло Вентури представляют собой специаль-
ные местные сопротивления, перепад давления на которых зависит
от скорости
где Др — перепад давления; т — коэффициент гидравлического
сопротивления.
Используя эти формулы, получим
Q = aKAp>
где a—F\/~(2glm—постоянный для данного сечения коэффициент.
Таким образом, измерив перепад и имея значение коэффициен-
та, можно определить подачу по трубопроводу. В качестве вторич-
ного прибора используется дифманометр, шкала которого соответ-
ствует квадратичному закону.
Поскольку максимальному значению шкалы соответствует опре-
деленный перепад, для каждого трубопровода устройство перепа-
да рассчитывается по определенным правилам. Поэтому дифма-
нометр и первичное сужающее измерительное устройство постав-
ляются комплектно, и в случае использования не в расчетных
условиях требуется переградуировка шкалы. По своей конструкции
дифманометры близки к манометрам. Приборы контроля расхода
по принципу перепада давления не нашли на нефтепроводах широ-
кого применения. На помещенном в трубопроводе устройстве (ди-
афрагме или сопле) осаждаются находящиеся в потоке грязь,
парафин, что приводит к изменению внутреннего диаметра устрой-
ства и, следовательно, сказывается на значении коэффициента
сопротивления а. При изменении а нарушается установленная ра-
нее зависимость между расходом и перепадом давления. Поэтому
показания вторичного прибора отличаются от истинного значения
расхода. Погрешность показаний прибора возрастает до 5—10%.
что не удовлетворяет требования по точности для оперативного и
коммерческого учета. Для измерения расхода по трубопроводу
используют счетчики, измеряющие суммарное количество и вос-
производящие это количество на механических или электрических
указателях. В отличие от расходомеров, фиксирующих мгновен-
ный расход, приборы счетчиков показывают суммарное количество
жидкости, протекшей за какой-то интервал времени.
Для конструирования счетчиков используют разные методы из-
мерения потока жидкости в трубопроводе. По принципу действия
различают объемные, турбинные, электромагнитные, ультразвуко-
вые и вихревые счетчики. Наряду с ними разрабатываются счетчи-
ки других конструкций: тепловые, ионизационные, ядерно-магнит-
ные и др.
Широкое распространение нашли объемные счетчики. В счет-
чиках этого типа для измерения количества поток разделяется на
отдельные порции механическим способом. Разделение на порции
происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся
48
лопастей или шестерен, движимых ротором. В процессе движения
н определенный момент образуется измерительная камера, размер
которой вымерен с достаточной точностью. Количество порций в
единицу времени, пропущенных через камеры, определяется часто-
той вращения ротора. Построенные на этом принципе шестеренча-
тые (рис. 25) и лопастные объемные счетчики повсеместно приме-
няются для учета нефтепродуктов при малых производительностях.
Рис. 25. Схема объемного счетчика с овальными шестер-
нями:
1 — измерительная камера
Необходимость резкого увеличения размеров корпуса для счетчи-
ков большой пропускной способности (более 1000 м3/ч) ограни-
чивает их производство. При измерениях малых и средних расхо-
дов объемные счетчики в наибольшей степени сочетают в себе
высокую точность измерения и хорошую повторяемость в большом
диапазоне изменения расходов. Однако объемные счетчики имеют
большие габаритные размеры, нуждаются в тонкой очистке жид-
кости (фильтры 1000—2000 мкм). Из-за быстрого увеличения по-
грешности счетчиков (из-за изменения размеров измерительных
камер), увеличения протечек вследствие истирания стенок корпу-
са и ротора, большого гидравлического сопротивления потоку
объемные счетчики требуют значительных эксплуатационных за-
трат на обслуживание измерительной установки.
Объемные счетчики определяют количество путем прямого
измерения объема потока. Счетчики других конструкций измеряют
объем косвенными методами. Они измеряют динамические пара-
метры потока, такие как скорость потока, скорость звука в потоке,
динамический напор, частоту возникновения вихрей, и на осно-
вании физических законов преобразуют измеренные параметры в
расход и количество.
Наибольшее распространение для измерения количества нефти
получили турбинные счетчики. В этих счетчиках используют для
определения количества жидкости помещенное в поток вращаю-
щееся тело. Поскольку вращение создается за счет передачи энер-
гии потока на лопасти ротора, эти счетчики получили название
турбинных. Частота вращения турбинки счетчика непосредственно
зависит от скорости потока, что позволяет определить расход в
49
трубопроводе. Для преобразования частоты вращения ротора в
потоке используют магнитные или магнитно-индукционные датчики.
В магнитном датчике взаимодействуют постоянный магнит, закреп-
ляемый в лопастях и вращающийся вместе с ротором, и катушка
Рис. 26. Турбинный счетчик «Турбоквант»:
а — общий вид; б — схема счетчика; в — габаритные размеры
индуктивности, закрепленная на корпусе. При прохождении магнита
вблизи катушки в ней возникает переменный магнитный поток и
индуцируются напряжение, амплитуды и частоты импульсов про-
порционально скорости потока. Наибольшее распространение для
турбинных счетчиков получил магнитоиндукционный датчик. Он
состоит из постоянного магнита, укрепленного в корпусе соленоида,
и сердечника из магнитомягкого материала. При прохождении
лопастей турбинки вблизи магнитоиндукционного датчика в соле-
ноиде наводится э. д. с., которая зависит от частоты вращения
50
турбинки. Частота э. д. с. определяется частотой изменения поля
соленоида, т. е. частотой вращения.
Часто применяют счетчики «Турбоквант» (рис. 26, а). Рогор
счетчика 4 (рис. 26, б), помещенный в корпус 1, вращается в под-
шипниках 2 и 3, крепящихся в опорном кольце 8. На ступице рото-
ра смонтирован зубчатый диск из ферромагнитного материала.
В головке счетчика укреплены постоянный магнит 7 и катушка
индуктивности 5 с сердечником 6. При прохождении зубцов диска
вблизи катушки в ней происходит изменение поля, создающее им-
пульс в соединительной линии с прибором. Максимальная часто-
та импульсов при максимальном расходе составляет 1000 Гц, ам-
плитудное значение напряжения при минимальном расходе —
20 мВ. Номенклатура и размеры счетчиков «Турбоквант» приве-
дены в табл. 8.
Таблица 8
Изменилатура счетчиков «Турбокваьт»
Тип	Условный диаметр ©у, мм	Расход, м’/ч		Размеры, мм (рис. 26. в)		Масса, кг
		макси- мальный	мини- мальный			
6931	100	270	27	356	143	20
6932	150	550	55	368	175	39
6933	200	1100	ПО	457	190	66
6934	250	1900	190	457	205	76
6935	300	2700	270	457	240	83
6936	400	4000	400	609	290	132
Счетчики «Турбоквант» в диапазоне измерения расходов име-
ют следующие характеристики: погрешность —0,5%; повторяе-
мость 0,1 %; температура окружающей среды от —50 до +150 °C.
Подшипники счетчиков могут быть изготовлены из тефлона, стел-
лита, вольфрамкарбида, бронзы. Допускаемая кратковременная
перегрузка не превышает 125 % от номинального расхода.
Для ориентировочного измерения расхода и количества жидко-
сти могут использоваться погружные счетчики (рис. 27). Эти счет-
чики измеряют скорость жидкости в одной определенной точке.
При турбулентном режиме течения потока точка средней скорости
расположена на окружности радиуса 0,758 от радиуса трубы.
Погружной счетчик следует устанавливать в точке средней скорос-
ти. При установке в другом месте можно использовать соотноше-
ние
Q =	,
где Q — расход; kv — коэффициент отношения средней скорости
к местной скорости vM — скорость в месте установки; F — внут-
ренняя площадь поперечного сечения трубы.
Величина ke остается постоянной во всем диапазоне скоростей
турбулентного режима. Принцип действий погружных счетчиков
аналогичен турбинным. Естественно, что погрешность измерения
несколько увеличивается. Преимуществами погружных счетчиков
являются его низкая стоимость, а также малое сопротивление,
создаваемое в потоке. Конструкция погружных счетчиков позво-
ляет устанавливать и демонтировать их без остановки трубопровода
и снижения давления в нем. По сравнению с объемными турбинные
счетчики имеют меньшие габаритные размеры и массу, более дол-
говечны в эксплуатации, имеют большую пропускную способность.
Однако наличие вращающегося тела, помещенного в поток, приво-
дит к износу опор, а также к большим гидравлическим потерям.
Поэтому в настоящее время активно ведутся разработки новых
типов счетчиков без подвижных частей.
В вихревых счетчиках используется эффект возникновения вих-
ревых колебаний в движущемся потоке. В поток помещают уста-
новленное в корпусе датчика неподвижное тело плохообтекаемой
формы (пластина, цилиндр). За этим телом происходит периодиче-
ский срыв вихрей (рис. 28, а). Частота генерирования вихря при
52
Однородных потоках пропорциональна только скорости потока. Ли-
нейный эффект существует в потоках, в которых число Рейнольдса
превышает 10 0U0. В этом случае частота образования вихрей f
определяется формулой
j де и — постоянная Струхаля; d — лобовая поверхность тела воз-
мущения; v — скорость потока.
В качестве чувствительных элементов, воспринимающих вихре-
вые колебания, могут использоваться терморезисторы, представ-
ляющие тонкий провод, намотанный на теплоизолирующее основа-
ние. От воздействия внешней среды элемент защищается металли-
ческим колпачком или слоем теплопроводного стекла. Резистор
подогревается за счет тока внешнего источника. При прохождении
измеряемого потока происходит охлаждение датчика, степень
охлаждения зависит от скорости потока. Колебания скорости,
связанные с возникновением вихрей, вызывают колебания сопро-
тивления датчика, которые фиксируются вторичным устройством.
В зависимости от конструкции датчика чувствительные тепловые
элементы 1 устанавливаются непосредственно в теле датчика или
в вихревой дорожке. Размещение чувствительных элементов в пе-
редней стенке треугольного тела обтекания показано на рис. 28, б,
в сквозном канале в центре треугольного тела — на рис. 28, в.
В последнем случае преобразователь реагирует на изменение тем-
пературы с одной или другой стороны датчика, в зависимости от
возникновения вихря. На рис. 28, г датчики установлены в вихре-
вой дорожке. Если в тело, образующее вихри, установить магнит,
он может служить датчиком (рис. 28 д). Реакция, возникающая
при срыве вихрей, заставляет помещенный в поток цилиндр 3 ко-
лебаться с частотой вихреобразования. Весь цилиндр или его часть
делают из ферромагнитного материала. На корпусе прибора уста-
навливается индуктивный датчик 2, импеданс которого меняется
при приближении к нему ферромагнитного диска.
Из-за ограничений по минимальному значению числа Рей-
нольдса вихревые счетчики не могут быть использованы при малых
диаметрах трубопроводов, для применения на больших диаметрах
возникают сложности в связи с очень низкой частотой срыва вих-
рей (меньше 1 Гц). Поэтому вихревые счетчики обычно изготовля-
ются диаметром 50—150 мм.
Представляют интерес методы, в которых отсутствует тело,
помещенное в поток.
Ультразвуковые методы основаны на изменении скорости рас-
пространения ультразвуковой волны в жидкости при наличии пото-
ка (рис. 29). При распространении волны по направлению потока
скорость возрастает, а против потока — уменьшается. Эффект
этот проявляется в изменении времени распространения ультра-
звука от излучателя Б к приемнику Д в том случае, если ультра-
звуковая волна распространяется в жидкости под некоторым углом
53
к оси трубопровода. Использующие ультразвуковые методы счет-
чики разделяются на типы в зависимости от схемы измерения. При-
боры, измеряющие скорость распространения ультразвука только
в одном направлении, называются одноканальными, а в двух на-
правлениях — двухканальными. Время прохождения расстояния
между излучателем и приемником по направлению потока п и
против потока t2 определяется формулами
L	L
Ti = —;------; То = -------
c-j- v ’ с —
Рис. 29. Принцип действия ультразву-
кового счетчика
где L — длина пути между излу-
чателями; с — скорость ультра-
звука в среде; v — скорость по-
тока.
Для повышения точности ис-
пользуют схему, измеряющую
разность времен п и т2:
2Lv
т2— *1 = —
с
Датчики ультразвуковых счет-
чиков представляют собой пьезо-
электрические керамические дис-
ки, покрытые титаном, эпоксид-
ной смолой или тефлоном. Они
устанавливаются в стенке трубо-
провода таким образом, чтобы нижний край датчика совпадал с
внутренней поверхностью трубопровода, при этом отсутствуют ка-
кие-либо дополнительные сопротивления, влияющие на поток жид-
кости. Рабочая частота ультразвуковых колебаний обычно 1 —
2 МГн. Вследствие асимметрии геометрических размеров акусти-
ческих каналов одноканальные датчики осуществляют измерение
с большей погрешностью, чем двухкапальные. При применении
ультразвуковых счетчиков следует считаться с нестабильностью
скорости ультразвука, вызываемой изменениями температуры, кон-
центрации, давления измеряемой среды, и различием скоростей в
различных нефтях (табл. 9).
Таблица 9
Скорости распространения ультразвука
Нефтепродукт	Скорость ультразвука при температуре 4-10° С, м/с	Т емперату ри ы й коэффициент скорости ультразвука при 10° С,м/с
Бугульминская нефть (проба 2)	1418,5	3,88
Бугульминская нефть (проба 10)	1414,1	4,09
Мухановская нерть (проба 2)	1396,2	3,96
Мухановская нефть (проба 1)	1391,5	3,94
Девонская нефть (проба 1)	1374,5	3,87
Дизельное топливо зимнее (проба 108)	1370,6	3,91
54
При учете поправок на изменение скорости ультразвука в изме-
ряемой среде ультразвуковые счетчики могут измерять с предель-
ной погрешностью порядка 0,3 %.
В табл. 10 приведена общая выборка основных параметров, ха-
рактерных для каждого класса счетчиков'. В табл. 1Т указано
влияние изменений параметров на работу счетчиков при различных
методах измерения. Кроме рассмотренных четырех основных типов
счетчиков, промышленное развитие получили электромагнитные
счетчики. Эти счетчики измеряют электродвижущую силу, инду-
цируемую в потоке, пересекающем магнитное поле. Поскольку
электродвижущая сила возникает в движущемся в магнитном поле
проводнике, этот метод применим только для электропроводных
жидкостей. Для нефтей и нефтепродуктов, обладающих очень сла-
бой электропроводностью, электромагнитные счетчики не при-
годны.
Таблица 10
Основные параметры счетчиков
Счетчики	Типовые диа- метры, мм	Максималь- ный номи- нальный рас- ход, м’/ч	О = § ggg « * 5 3 £ га ЧХ Cl	Погрешность, %	Повторя- емость. %	Максималь- ное давление МПа	Потери дав ления. кПа	Максималь- ная вязкость. 10“6 м5/с
Объемные	25—2ь0	1200	1 : 10	0,25	0,1	5	20	100
Турбинные	8—600	6500	1 : 15	0,25	0,05	25	40	50
Ультразвуке-	25—600	8000	1 : 15	0,5	0,1	2	—	50
вые Вихревые	50—150	2500	1 : 10	0,5	0,2	10	40	50
Таблица 11
Влияние различных факторов на показания счетчиков
Факторы	Счетчики			
	турбинные	ультразвуко- вые	вихревые	объемные
Градуировочная характе-	Практически	Линейная	Линейная	Линейная
рпстика	линейная			
Дополнительная потеря	Значитель-	Отсутствует	Незначи	Значитель-
напора	пая		гельпая	на я
Наличие прямого участ-	Т ребуется	Т ребуется	Т ребуется	Не требуется
ка гр убопровода Изменение плотности и	Не влияет в	Влияет	Не влияе	Не влияет
вязкости жидкости	ограничен- ных преде- лах			
Изменение температуры	Влияет	Влияет	Влияе1	Влияет
Изменение давления	Не влияет	Влияет	Не влияет	Не влияет
Направление по потоку	Двухсторон-	Двухсторон-	Односторон-	Односторон-
	нее	нее	нее	нее
В калориметрических счетчиках в поток помещаются тонкие
чувствительные элементы диаметром 5 мкм. Охлаждение чувст-
55
вительного элемента зависит от скорости потока. В опытных образ-
цах достигнута погрешность измерения порядка 1,5—2 %. Работа
счетчиков с использованием луча лазера аналогична ультразвуко-
вым счетчикам и основана на эффекте Допплера изменения ско-
рости луча в потоке.
Основной метрологической характеристикой счетчика является
коэффициент пропорциональности k, определяющий зависимость
количества жидкости, прошедшей через счетчик, от частоты вра-
щения ротора (для объемных и турбинных счетчиков) или от
Рис. 30. Зависимость частоты вращения Рис. 31. Зависимость номинального
ротора т урбинного счетчика от скорое- расхода от плотности при расчетах
ти жидкости о:	” по воде (кривая 1) и по нефти (кри-
1 — теоретическая зависимость; 2, 3 — кривые ЯЗЯ 2)
соответственно при малой и повышенной вяз-
костях
частоты возникновения вихрей для вихревых счетчиков. Значение
коэффициента соответствует числу импульсов на единицу объема
жидкости и называется фактором счетчика. Из-за ряда причин
значение фактора не остается постоянным во всем диапазоне рас-
ходов, измеряемых счетчиком. Сказываются влияние трения в под-
шипниках, неточности изготовления, изменение структуры потока
и т. п. У турбинных счетчиков в идеальном случае частота враще-
ния ротора линейно связана со скоростью потока. В реальных
условиях вследствие неравномерности потока, дисбаланса ротора,
сжимаемости среды действительная частота вращения будет отли-
чаться от расчетной. Эти отличия определяют существование
погрешности, особенно сказывающейся при малых значениях
измеряемых расходов (рис. 30). При использовании счетчиков
регламентируется нижнее значение расхода, при котором обеспе-
чивается измерение с гарантированной погрешностью. Другой ха-
рактеристикой счетчика является номинальный расход — наиболь-
ший длительный расход, при котором погрешность показаний не
выходит из установленных норм, а потери напора не создают в
счетчике усилий, способствующих быстрому износу трущихся час-
тей. Номинальный расход турбинных счетчиков Qc в зависимости
от относительной плотности р можно определить по рис. 31.
66
Верхним пределом измерении называется кратковременный (не
более 1 ч) расход, при котором погрешность показаний и нагруз-
ка на опоры не выходят за пределы, установленные для данной
конструкции. Наряду с погрешностью, т. е. максимальным откло-
нением показаний от линейной характеристики во всем установ-
ленном диапазоне измеряемых расходов Q, для счетчиков различа-
ют повторяемость, т. е. возможную погрешность измерения в одной
определенной заранее откалиброванной точке. Повторяемость х у
счетчиков значительно меньше погрешности б0 (рис. 32). Погреш-
ность и повторяемость опреде-
ляются относительно суммар-
ных показаний на указателе
счетчика.
С изменением вязкости су-
щественно нарушается эпюра
скоростей потока по сечению.
Из-за различия уровней и за-
конов изменения коэффициен-
та вязкого трения на различ-
Рис. 32. Повторяемость турбинного
счетчика
пых режимах течения меняется закономерность торможения ро-
тора силами поверхностного трения о поток. При одной и той же
скорости потока это приводит к ускорению частоты вращения ро-
тора при увеличении вязкости и снижению его скорости — при
уменьшении. Возникающая при этом погрешность может суще-
ственно превысить допускаемые пределы. При отсутствии спе-
циальных устройств, компенсирующих влияние вязкости, для
счетчиков всегда оговариваются пределы вязкости рабочей жид-
кости, в которых сохраняется номинальное значение погреш-
ности.
Сигналы, получаемые от измерительных преобразователей на
трубопроводе, воспроизводятся на показывающих приборах. Основ-
ным показывающим прибором является сумматор, в котором опре-
деляется общее количество пропущенной жидкости. На сумматор
периодически поступают импульсы, в соответствии с частотой вра-
щения ротора (объемные или турбинные счетчики), частотой срыва
вихря (вихревые счетчики). В сумматоре эти импульсы умножа-
ются на фактор счетчика и складываются с предыдущим значением
пропущенного количества жидкости. При большой скорости
поступления импульсов их счет выполняется на электронных ука-
зателях. Для повышения точности измерения обычно стремятся к
достижению определенной частоты следования импульсов (до
500 Гц). Для удобства отсчета наряду с электронными указателя-
ми сумматоры имеют электромеханические указатели, показываю-
щие в единицах объема жидкости и производящие счет с меньшей
скоростью (до 10 Гц). Сумматор имеет также шкалу для воспро-
изведения расхода. Поскольку значение расхода определяется как
число импульсов, поступившее за некоторое ограниченное время,
точность измерения расхода ниже, чем измерения суммарного ко-
личества жидкости.
57
Наряду с основными приборами указания расхода и количества
можно использовать ряд других приборов. К ним относятся:
прибор-дозатор, обеспечивающий выдачу релейного сигнала для
управления задвижкой при проходе через счетчик заранее задан-
ного количества жидкости;
печатающее устройство, позволяющее после пропуска порции
продукта отпечатать документ с указанием числа, шифра продукта
или партии, отпущенного количества;
Рис. 33. Комплект устройства счетчика «Турбоквант*
суммирующее устройство, воспринимающее сигналы от указа-
телей ряда параллельно установленных счетчиков и показывающее
суммарное количество нефти, пропущенной через все счетчики;
вычислительные устройства, обеспечивающие преобразование
сигналов от счетчика и датчика температуры и вычисление объема,
приведенного к стандартной температуре.
Для передачи измерений в устройство телемеханики вторичные
приборы счетчиков имеют импульсный выход для значения коли-
чества и аналоговый выход — для суммарного расхода. Например,
комплект аппаратуры счетчика «Турбоквант» включает предвари-
тельный усилитель (рис. 33, а), искробезопасный блок (рис. 33, б),
вторичный прибор (рис. 33, в). Предварительный усилитель типа
LA—6/А служит для усиления сигнала от магнитоиндукционного
датчика и передачи его на расстояние до 500 м.
58
Искробезопасный блок типа «Изолекс» обеспечивает искробезо-
пасность цепей, соединяющих счетчик с вторичным прибором. При
наличии «Изолекса» счетчик может устанавливаться во взрыво-
опасных установках любых классов, а «Изолекс» и вторичный при-
бор — в нормальных помещениях. Вторичный прибор счетчика
«Турбоквант» типа TR-21 включает блок интегратора, осуществ-
ляющий счет поступающих импульсов и управление электромеха-
ническим счетчиком. Для управления электромеханическим счет-
чиком используется делитель в пределах 1—9999, с помощью ко-
торого устанавливается соответствие числа поступивших импуль-
сов стандартным единицам объема. Блок аналогового сигнала
преобразует серию импульсов в единицу времени в сигнал 0—5 мА,
соответствующий измеренному расходу. В блоке интегратора име-
ется реле для управления дополнительным электромеханическим
счетчиком.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ПОВЕРКА СЧЕТЧИКОВ
При установке счетчиков следует выполнить ряд условий,
обеспечивающих правильную .работу. При наличии в жидкости
механических примесей больших, чем допускает конструкция счет-
чика, в начале участка должны быть установлены дополнительные
фильтры. Фильтр представляет собой цилиндрическую емкость, у
которой с противоположных сторон имеются два патрубка — вход-
ной и выходной. Диаметры патрубков примерно вдвое больше диа-
метров соответствующих счетчиков. Внизу цилиндрического дни-
ща — штуцер для дренажа и спуска грязи, вверху в съемной
крышке монтируется кран для выпуска воздуха. Внутпи корпуса
установлен фильтрующий элемент, который располагается под
углом 45° к вертикальной оси цилиндра. Сетка филыра задер-
живает твердые механические частицы, размер которых зависит
от размера ячеек сетки фильтров. Для турбинных счетчиков размер
ячеек может составлять 2—10 мм. В случае загрязнения фильтра
снимают крышку, сетку вынимают и чистят.
Перед счетчиком и после него должны быть прямые участки
необходимой длины для создания равномерного потока по сечению
трубопровода. Для снятия счетчика при ремонте или поверке с
обеих сторон его должны быть установлены задвижки. При нали-
чии любого обвода вокруг счетчика устанавливаемые задвижки
должны обеспечивать герметичное перекрытие и иметь устройство
для проверки герметичности. Аналогичные условия должны соб-
людаться при параллельной установке нескольких счетчиков. При
компоновке узла следует обращать внимание, чтобы имелся до-
статочный запас давления для преодоления потерь на счетчике и
фильтре. Потери на фильтре зависят от степени его загрязнения
и могут составлять до 0,2 МПа.
При обычных условиях прямой участок перед счетчиком должен
быть равен примерно 20 диаметрам. Нормируемая длина прямого
участка уменьшается с уменьшением скорости потока, плотности
59
жидкости и увеличением вязкости. Длина прямого участка после счет-
чика Принимается около десяти диаметров счетчика. Для сокра-
щения длины прямого участка применяют струевыпрямители, пред-
ставляющие набор труб более мелкого диаметра, устанавливаемых
внутри трубы (рис. 34). Диаметр таких труб должен быть не боль-
ше 0,1 Dy (Dy — условный диаметр), число их — не меньше 4.
Длина секции струевыпрямителя 2—3 Dy. При наличии струевы-
прямителя длина прямого участка перед счетчиком должна состав-
лять не менее 10 £>у. При больших производительностях применя-
ют несколько параллельно устанавливаемых счетчиков. Параллель-
ная установка дает определенные преимущества по сравнению со
схемой с одним счетчиком. Эти
преимущества заключаются в
Рис. 34. Струевыпрямитель
следующем:
при установке нескольких
счетчиков расширяется диапазон
пропускной способности, при ко-
тором обеспечивается нормаль-
ная эксплуатация с заданной
погрешностью; возможность от-
ключения счетчиков поодиночке
снижает общую пропускную спо-
собность узла и соответственно
нижнюю границу допускаемых
расходов;
учитывая возможности некоторой перегрузки счетчиков, схема
может остаться полностью работоспособной и при неисправности
одного из них и его ремонте;
учитывая, что распределение потоков по параллельным лини-
ям практически постоянно, показания -счетчиков на параллельных
линиях могут сопоставляться на электронном приборе, и таким об-
разом их можно корректировать; неисправность одного из счетчиков
может быть немедленно обнаружена, и соответствующий! сигнал
передан дежурному персоналу;
параллельно устанавливаемые счетчики поверяются на пруве-
ре меньшего объема; при параллельной установке каждый счетчик
должен иметь свой показывающий прибор.
Во время эксплуатации необходимо регулярно смазывать опоры
вращающихся частей и промывать фильтры, периодически осмат-
ривать состояние внутренней поверхности и проверять значение
фактора. При обнаружении неисправности счетчиков рекоменду-
ется разработать специальные схемы поиска неисправностей, об-
легчающие быструю проверку и анализ работы системы. Пример
такой схемы приведен на рис. 35.
В последнее время применяют измерительные станции, или так
называемые блочные узлы учета. В состав блочного узла входит
все оборудование, необходимое для количественного учета (рис.
36). На общей раме устанавливаются, кроме основного, резервно-
го и контрольного счетчиков, также запорная арматура, фильтры,
60
Рис. 35* Схема поиска
неисправности
струевыпрямители, датчики температуры, плотности, давления,
содержания влаги, автоматический пробоотборник и т. д. В состав
узла может входить трубопоршневая установка для поверки пока-
_ заний счетчиков. При измерениях больших расходов в состав блоч-
ного узла входит несколько рабочих счетчиков. Вся эта аппарату-
ра заранее собирается вместе на заводе-изготовителе, проверяется
и поставляется на место.
Рис. 36. Блочный узел
Показания счетчиков выводятся на общую панель, объединяю-
щую показывающие приборы для всех измеряемых параметров;
обычно шкаф управления блочного узла имеет вычислительные
устройства, с помощью которых определяются значения приведен-
ного и неприведенного расходов, пересчет количества в единицы
массы, определение массы «нетто» и т. д. При наличии вычисли-
тельного устройства можно повысить точность измерения, если
заложить в его память зависимость погрешности счетчика от рас-
хода. В этом случае отклонение от линейности может автоматичес-
ки исправляться, и измерение осуществляется с большей точностью.
При работе счетчика из-за износа частей нарушается линей-
ность соотношения между частотой вращения и скоростью потока.
Это нарушение приводит к увеличению погрешности прибора (раз-
ности между измеренным и истинным количеством перекачанной
нефти). Поэтому правильность показаний и погрешность счетчика
должны систематически поверяться для определения момента по-
тери точности. Частота и методы поверки зависят от конструктив-
ных данных, условий работы и назначения. В настоящее время
62
отсутствуют соответствующие нормы, и частота поверок должна
быть установлена на основании опыта эксплуатации. В начальный
для данной установки период счетчики должны поверяться доволь-
но часто, примерно раз в месяц. Позднее частота поверок может
быть сокращена.
Основные требования к поверке турбинных счетчиков заключа-
ются в следующем:
погрешность средств поверки не должна превышать одной тре-
ти погрешности, требуемой от рабочих счетчиков;
определение погрешности должно осуществляться на рабочей
жидкости;
Рис. 37. Схема установки счетчика:
1 — отсекающие задвижки; 2 — манометр; 3 — фильтр; 4 — струевыпрямитель;
5 — счетчик, 6— термометр; 7— отвод к контрольному счетчику или пруверу;
8 — контрольный край
при поверке необходимо обеспечить расходы во всем поверяе-
мом диапазоне измерений;
при поверке должна обеспечиваться стабильность расхода (в
пределах до 2,5%). температуры (±0,5° С) и давления (±0,1 МПа).
Поверку счетчиков на месте эксплуатации проще всего осущест-
влять контрольным (образцовым) счетчиком. В качестве образцо-
вого используется турбинный счетчик, пропускная способность ко-
торого соответствует пропускной способности рабочего счетчика,
а погрешность в точке измерения в три раза меньше допускаемой
погрешности для рабочего счетчика.
Контрольный счетчик устанавливается выше по потоку, после-
довательно с поверяемым (рис. 37), чтобы они находились в оди-
наковых условиях по температуре и давлению протекающей через
них жидкости. Схема включения контрольного счетчика должна
обеспечивать тождественность потоков, отсутствие утечек между
рабочим и контрольным счетчиком. Утечки обычно обнаруживают
с помощью контрольных кранов.
По сигналу «пуск» счетчики одновременно начинают счет им-
пульсов, поступающих от магнитоиндукционных датчиков поверя-
емого и контрольного счетчиков.
Измерения проводятся по 3 раза в точках с расходом 40, 60.
80, 100% от номинальной пропускной способности. Для каждого
измерения вычисляется погрешность
= njK - п0 ,-/К0
"ь i/Ko /	’
63
где tii—показания счетчика импульсов поверяемого счетчика при
/-измерении; К—фактор поверяемого счетчика по градуировке;
nOi — показания счетчика импульсов образцового счетчика при
/-измерении; KOj — фактор образцового счетчика в точке, соответ-
ствующей данному расходу.
Погрешность счетчика принимается равной максимальному
значению погрешности из полученного ряда.
Если фактическое значение погрешности меньше или равно
пределу допускаемой погрешности счетчиков, то он допускается
к применению. В противном случае должна быть произведена пе-
реградуировка и установлено новое значение фактора.
Переградуировка осуществляется аналогично поверке.
Коэффициент преобразования проверяемого преобразователя
определяется для каждого измерения по формуле
И/
ki = — k0,
n0i
где ki — коэффициент преобразования поверяемого счетчика; k0 —
коэффициент преобразования образцового счетчика при данном
расходе (по свидетельству аттестации); nit noi — число импульсов,
накопленное за время измерения счетчиками импульсов от датчи-
ков соответственно поверяемого и образцового счетчиков.
При каждом расходе производится не менее трех измерений.
По ним определяется среднее значение коэффициента преобразо-
вателя в данной точке расхода по формуле
где т — число измерений.
Значение фактора поверяемого счетчика вычисляется по фор-
муле
Ь . _1_ ь
1 min । max
k =-----2----’
где k — фактор поверяемого счетчика в диапазоне расходов; &min.
Ашах — соответственно минимальное и максимальное средние зна-
чения коэффициентов преобразования при разных расходах.
Возможно проведение поверки счетчиков по замерам в резер-
вуаре. При этом весь поток после счетчика направляется в резер-
вуар, и общее количество прошедшей через счетчик нефти опре-
деляется по калибровочным таблицам.
Наиболее удобным устройством, обеспечивающим поверку
счетчиков с достаточной точностью, является трубопоршневая ус-
тановка (ТПУ) или, как ее иначе называют, прувер. Основную
часть прувера составляет точно вымеренный по объему участок
калиброванной трубы между двумя предельными отметками. Вы-
теснение объема жидкости осуществляется с помощью шара (пор-
шня). Шар представляет резиновую полость, несколько большую
диаметра трубы, в которую под давлением накачивают жидкость
64
(вода, антифриз)'. В начальной и конечной точке калиброванного
участка устанавливаются детекторы — сигнализаторы прохождения
шара (рис. 38). Идея поверки счетчиков на прувере заключается в
подсчете числа импульсов от счетчика за период движения порш-
ня между детекторами. Эти импульсы фиксируются на специальном
указателе, управляемом от детекторов. Сигнал от первого детек-
тора включает схему счета импульсов на указателе, сигнал от вто-
рого датчика — отключает схему. Произведение числа зафикси-
рованных на указателе импульсов на фактор счетчика составляет
Рис. 38. Схема проверки счетчика на трубопоршневой установке:
/ — сигнализаторы прохождения шара; 2 — счетчик; 3 — указатель поверки
показания счетчика. Эти показания сопоставляются с известным
с высокой точностью объемом ТПУ, и при наличии отклонений
соответственно изменяется фактор счетчика. Так как погрешность
измерения объема на прувере не превышает 0,02%, число зафик-
сированных при поверке импульсов от счетчика должно составлять
не менее 10000. Минимальная емкость прувера определяется про-
пускной способностью счетчиков, для калибровки которых его
предполагается использовать, и должна составлять не менее
0,5 % от часового номинального расхода. Для поверки счетчика
пропускной способностью 4000 м3/ч необходим прувер объемом
не менее 20 м3, представляющий очень большую и дорогую кон-
струкцию.
Все полученные при поверке данные должны быть приведены
к значениям при стандартных условиях (базовой температуре и
давлению). Для определения условий поверки прувер снабжается
термометрами и манометрами. Манометры устанавливаются на
входе и выходе установки, а термометры в трех точках — в начале,
середине и конце. Цена деления термометра должна составлять
0,2 °C.
3 2-24
65
РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА НЕФТИ
При сдаче сырой нефти потребителям важным параметром яв-
ляется качество нефти, т. е. содержание в ней различных приме-
сей — воды, соли и т. п. При наличии повышенного содержания
примесей на поставщика нефти налагается штраф, а вода, содер-
жащаяся в нефти, просто исключается из полученного количества.
Рис. 39. Пятислойный пробо-
отборник
Рис. 40. Влагомер:
а — общий вид: б — схема
Поэтому на головных и конечных пунктах нефтепроводов преду-
сматривается автоматический контроль качества нефти специаль-
ными приборами — влагомерами и солемерами. Эти приборы
осуществляют анализ по специальной представительной пробе,
взятой на потоке из трубопровода автоматическим пробоотборни-
ком. Порядок составления представительной пробы регламенти-
руется ГОСТ 2517—80 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора
пробы». Для получения средней по сечению трубы пробы приме-
няется пятислойный пробоотборник, в котором заборные трубки
размещены на горизонтальном участке и открытыми концами обра-
66
щены навстречу потоку. Диаметры трубок должны удовлетворять
соотношению d0:di:d2 = 6:10:13, где d0 — центральная трубка.Да-
кое соотношение диаметров трубок в трубоотборнике связано с
неравномерным распределением скоростей по сечению трубы при
турбулентном режиме. Расстояние между трубками пробоотбор-
ника должно составлять 0,4 радиуса трубопровода.
Для отбора на потоке из трубопровода средней пробы приме-
няется пробоотборное устройство (рис. 39). Пробоотборник пред-
ставляет собой трубу 1 диаметром 45 мм, к которой приварены
пробозаборные патрубки 2. Противозаборная труба располагается
перпендикулярно оси потока, а патрубки обращены против дви-
жения потока. Патрубки имеют диаметры 6, 10 и 13 мм. Пробы,
отбираемые из разных зон потока, поступают в трубу 1, в которой
смешиваются и попадают в отвод 3. Из отвода 3 через задвижку
4 проба поступает для анализа.
Автоматические анализаторы влажности используют изменение
диэлектрической проницаемости нефти. Диэлектрическая прони-
цаемость нефти составляет 2—2,5 и резко изменяется от повы-
шения содержания воды, диэлектрическая проницаемость которой
81. Схематически влагомеры такого типа представляют собой кон-
денсатор, помещенный в трубопровод с нефтью. Емкость конденса-
тора, как известно, определяется по формуле
С = eeoS/d,
I нс С — емкость конденсатора; е — диэлектрическая проницае-
мость среды между обкладками; ео — диэлектрическая проницае-
мость вакуума; S — площадь пластин конденсатора; d — расстоя-
ние между пластинами.
Как видно из формулы, при постоянных площади пластин и
расстоянии между ними емкость конденсатора зависит только от
диэлектрической проницаемости среды.
Датчик влажности «Аквинол» представляет собой нержавею-
щую с гальную трубу и стальной стержень, находящийся внутри
трубы, образующие обкладки цилиндрического конденсатора (рис.
40). Измерение емкости происходит при помощи моста, располо-
женного в электронном блоке, закрепленном на трубе. Труба диа-
метром 50 мм устанавливается на обводной линии основного неф-
тепровода и в нее поступает нефть от пятислойного пробоотборни-
ка па потоке с помощью циркуляционного насоса. Измерительную
/рубу рекомендуется устанавливать вертикально, чтобы предот-
вратить отложения. В приборе предусмотрена компенсация изме-
нения ди электрической постоянной жидкости от температуры.
Измерение расхода и количества нефти по счетчикам еще не
полностью определяет производительность перекачки, так как
объем зависит от температуры перекачиваемой жидкости. Для уни-
фикации всех расчетов принимают объемы, приведенные к стан-
дартной температуре +20 °C. Приведенный объем Qnp определяют
но полученным значениям объема Q> и температуры по формуле
Qnp = Q< (1 + P^)>
з*
67
где р — коэффициент термического расширения;	—20 С
t —.температура жидкости.
Для одного сорта нефти коэффициент имеет постоянное значе
ние и изменяется в зависимости
дуюших пределах:
р, кг/м’
700—750
750—800
800—850
850—900
от плотности р (при 20 °C) в еле-
p. 1/°С
0,001201
0,001039
0,000896
0,000770
Температуру в трубопроводе измеряют термометрами сопро-
тивления.
Действие термометров сопротивления основано на изменении
электрического сопротивления датчика с изменением температуры.
При измерении температуры термометр сопротивления помещают
в трубопровод на глубину 0,3—0,5 диаметра нефтепровода. Зная
зависимость сопротивления термометра от температуры, можно по
изменению сопротивления термометра судить о температуре неф-
ти. Термометры сопротивления изготовляются с различными номи-
нальными значениями сопротивления при 0°С, которые получили
название градуировок. Приведем обозначения градуировок термо-
метров сопротивления типа ТСП:
Тип
градуировки
20
21
22
Номинальное
сопротивление, Ом
10
46
100
Для изготовления термометров сопротивления применяют хими-
чески чистые платину (термометры типа ТСП) или медь (термо-
метры типа ТСМ). Схема для измерения температуры методом
электрического сопротивления состоит из чувствительного элемен-
та — самого термометра сопротивления, вторичного измерительного
прибора или воспринимающего устройства, источника питания
электроэнергией и соединительных проводов. Для измерения темпе-
ратуры нефти в трубопроводе применяют платиновые термометры.
Чувствительным элементом такого термометра (рис. 41) является
платиновая спираль 2 из проволоки диаметром 0,05- -0,08 мм, на-
мотанная на каркас 1 из слюдяной пластинки. В каркасе выпол-
нена зубчатая нарезка, в которую укладываются витки платино-
вой проволоки. Платиновая спираль должна лежать свободно,
чтобы она не испытывала механических напряжений при измене-
нии длины с изменением температуры. К концам спирали припаи-
вают выводы 5 с изоляторами 6. Спираль для защиты от возмож-
ных механических повреждений закрывают слюдяными наклад-
ными пластинками 4 и обвязывают сверху серебряной лентой 3.
Весь чувствительный элемент помещают в латунный кожух 7 и
устанавливают внутри защитной стальной трубки с клеммной го-
ловкой в верхней части.
68
Соединительные провода, подключаемые к клеммам, должны
иметь строго определенное сопротивление 5 Ом, которое регули-
руется с помощью подгоночных катушек. Для компенсации влия-
ния температуры окружающей среды на сопротивление измери-
тельных проводов применяют схему измерения с тремя провода-
ми. При измерении расхода по счетчикам значение температуры
вводится во вторичный прибор, в котором осуществляется соответ-
ствующая корректировка данных, получаемых со счетчика, и вос-
производятся значения приведенного расхода и объема.
В товарных расчетах используют значения количества нефти
в е шпицах массы Для втого измеряют плотность нефти в трубо-
проводе и умножают па количество перекачанной нефти.
II мерите плотности осуществляется установленным на пото-
ке датчиком плотномером. В плотномерах обычно используют виб-
рационный принцип. В нем создается вибрация трубки с протека-
ющей в пей жидкостью. Измерение плотности основано на зави-
симости резонансной частоты механических колебаний проточной
системы от со массы, а следовательно, от плотности протекающей
жидкости. В корпусе 1 датчика плотности «Денситон» (рис. 42)
в зажимных кольцах 2 установлены два вибрирующих цилиндра 3.
Контролируемая жидкость непрерывно протекает через корпус и
измерительный цилиндр. Через второй цилиндр, используемый
как эталон вибрации, жидкость не протекает. Вибрация’создается
электромагнитами 4, обмотки которых находятся по центрам ци-
линдров и питаются от блока питания 5. Колебания воспринима-
ются приемными обмотками 6 и передаются на усилитель 7. Им-
пульсы от двух датчиков сравниваются в специальном блоке 8,
выходная частота импульсов которого увеличивается при повыше-
нии плотности. Зависимость между частотой импульсов и плотно-
стью нелинейная и калибровка вторичного прибора осуществляется
69
для каждого датчика индивидуально. Вторичный прибор типа
Д1Г выполняет преобразование частотного сигнала в аналоговый
сигнал 0—5 мА, пропорциональный плотности измеряемой жидкос-
ти. Датчик также имеет выход в форме аналогового сигнала по
напряжению. Погрешность измерения плотности составляет 0,1%,
погрешность преобразования в аналоговый сигнал 0,25%. Для
нормальной работы плотномера количество жидкости не должно
превышать 0,05 м3 в секунду. Поэтому на больших трубопроводах
плотномер устанавливается на обводной линии. При использова-
нии на нефтепроводах между датчиком и вторичным прибором
должен быть установлен искробезопасный блок типа Е1-5, слу-
жащий одновременно блоком питания.
Перемножение показаний счетчика и плотномера поззоляет
получить количество перекачиваемой нефти в единицах массы.
В плотномере фирмы «Солартрон» нефть течет по двум парал-
лельным трубкам. Трубки вибрируют под действием электромаг-
нитной катушки. Наличие двух трубок, колеблющихся в противо-
фазе, позволяет снизить амплитуду вибрации. Частота вибрации
составляет примерно 1 импульс в минуту. Размеры трубок таковы,
что изменение плотности измеряемой жидкости на 1 кг/дм3 соот-
ветствует 20%-ному изменению периода колебаний трубок. Погреш-
ность измерения плотности составляет 0,01%. Плотномер предпоч-
тительно устанавливать вертикально, чтобы не образовывались
воздушные пробки и осадки на стенках.
На показания плотномера влияет температура окружающей
среды. Для более точного измерения плотности в показаниях учи-
тывают температурный коэффициент. Информация, получаемая со
всех датчиков контроля количества и качества нефти, поступает
в вычислительные устройства. Эти устройства определяют объем-
ное количество перекачиваемой жидко'сти (фактическое и приве-
денное к нормальной температуре), количество перекачиваемой
жидкости в единицах массы, чистое количество перекачиваемой
нефти в единицах массы, сигнализируют о повышении содержания
в нефти воды или соли выше заданного значения.
При определении чистого количества перекачиваемой нефти
(массы «нетто») из определенного количества перекачанной жид-
кости (массы «брутто») вычитают массу находящейся в нефти
воды и соли.
Массу «нетто» нефти рассчитывают по формуле
где М — масса нетто нефти; Q — количество нефти по счетчикам
в объемных единицах; р — плотность нефти; W — содержание во-
ды в нефти; /7 — содержание механических примесей в нефти;
С — содержание солей в нефти.
Содержание механических примесей определяется лаборатор-
ным анализом и вводится вручную.
70
Контрольные вопросы к гл. 2
1.	Что называется прибором?
2.	Какие функции могут выполнять приборы?
3.	Что такое унифицированный сигнал?
1 Почему применяют приборы с унифицированным сигналом?
5.	Что такое диапазон измерения прибора?
6.	Расскажите о погрешностях приборов.
7.	Отчего возникают дополнительные погрешности?
8.	Каким путем можно уменьшить дополнительные погрешности?
9.	Что такое класс точности прибора?
10.	Почему надо поверять приборы?
11.	Как фиксируются результаты поверок?
12.	Какие приборы используются для поверки?
13.	Как различаются приборы для контроля давления?
14.	Что Вы знаете о внутреннем устройстве манометров?
15.	Какие типы манометров используются для контроля давления на НПС?
16.	В каких точках предусматриваются отборы давления?
17.	Почему при измерениях параметров нефти используют разделительные
жидкости?
18.	Какие типы разделительных жидкостей Вы знаете?
19.	Как подключаются линии к разделительному сосуду?
20.	Для чего устанавливают антипульсаторы?
21.	Как учитывается при градуировке место установки прибора?
22.	Расскажите о поверке манометров.
23	Какие приборы контроля расхода Вы знаете?
24.	Опишите принцип работы турбинных счетчиков.
25.	Какие методы измерения количества с помощью счетчиков Вам известны?
26.	Что такое фактор счетчика?
27.	Как определяется диапазон измерения счетчика?
28.	Расскажите о погрешности счетчика.
29.	Как сказывается вязкость на показаниях турбинных счетчиков?
30.	Какие функции выполняют вторичные приборы счетчиков?
31	С какой целью устанавливают струевыпрямитель?
32.	Какой длины прямые участки требуются для счетчиков?
33.	Расскажите о поверке счетчиков с помощью контрольного счетчика.
34.	Опнппне принцип действия трубопоршиевой установки.
35	Для чею npiiMi пяют поспойный пробоотборник?
36	I’ икой принцип используется для измерения влажности нефти?
3,’, Что Вы niiieie об измерении температуры нефти в трубопроводе?
38, Как iiiMepHior плотность нефти?
Глава 3
КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА
ПОДАВЛЕНИЯМ
СХЕМА КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЯ
Основным способом контроля режима магистрального нефте-
провода является контроль давления в характерных точках общей
технологической схемы нефтепровода. Контроль режима осущест-
вляется по показаниям манометров, устанавливаемых в этих точ-
ках. Для предотвращения аварий трубопровода и оборудования на
нефтепроводах предусматривается автоматическая защита по дав-
лениям в этих точках.
Автоматическая защита обеспечивает отключение самого источ-
ника энергии потока, работающих магистральных насосов перека-
чивающей насосной (одного или всех) — и таким путем предот-
вращает возможность возникновения повышенного давления. На-
личие автоматической защиты по давлениям является обязатель-
ным требованием инструкций по эксплуатации, правил по технике
безопасности и норм технологического проектирования. Такая за-
щита должна обеспечиваться при всех условиях работы насосных
агрегатов и в любое время: при работе по временным схемам,
ремонте систем автоматики и т. и.
Контроль выполняется во всех точках технологической схемы,
где возможно возникновение давлений, опасных для самого маги-
стрального нефтепровода или его оборудования. Точки измерения
давления для наблюдения за ходом процесса и для автоматической
защиты, как правило, совпадают между собой. Так, для предотвра-
щения давления в самом магистральном нефтепроводе выше ра-
бочего, определенного по эпюре максимальных давлений, давление
всегда контролируется на выходе насосной.
Для насосных, на которых применяется автоматическое регули-
рование давлений способом дросселирования на выходе станции,
также контролируется давление перед исполнительным механиз-
мом системы дросселирования. Необходимость независимого кон-
троля объясняется возможным повышением давления, опасным для
насосов, арматуры или коллектора насосной при прикрытии испол-
нительного механизма в процессе регулирования.
Поскольку снижение давления на всасывании насосных агрега-
тов приводит к кавитации, вызывающей повреждение агрегатов,
требуется контроль давления на всасывании и предотвращение
снижения давления ниже минимального рабочего давления. Кратко-
временных понижений давления на приеме невозможно избежать
в процессе нормальной эксплуатации. Они могут быть вызваны
прохождением воздушной пробки, снижением давления при запус-
72
ке одного или нескольких агрегатов на насосной станции, а также
отключением агрегата на предыдущей станции.
Для сокращения числа используемых приборов обычно для кон-
троля давления применяют приборы, совмещающие функции инди-
кации и защиты. Такие приборы устанавливаются вблизи техноло-
гического трубопровода. Для воспроизведения давлений в точках
контроля в операторной устанавливаются вторичные показывающие
приборы. Кроме того, для анализа режимов работы и причин не-
исправности в операторной устанавливаются регистрирующие при-
боры, которые записывают значения давлений на диаграмме.
Рис |3. ( । мп контроля давлений на перекачивающей насосной (услов-
ные огю iii.i'ii ния даны в приложениях)
Общая схема контроля давлений изображена на рис. 43. Показы-
вающие приборы, устанавливаемые в пункте управления (опера-
ориой или местном диспетчерском пункте), рекомендуется снаб-
жать сигнальными контактами. При установившемся режиме эти
контакты устанавливаются в зоне рабочей точки прибора. Диапа-
зон зоны определяется классом системы передачи и самого прибо-
ра. При изменении давления один из контактов замыкается, что
свидетельствует об изменении режима.
Изменение режима выводится на сигнал, чтобы привлечь вни-
мание оператора. Получив такой сигнал, оператор на основе ана-<
лиза имеющейся информации может установить, что случилось на
трубопроводе. Если произошел переход на новый режим, то надо
установить сигнальные контакты на новое значение, если имеет
место авария, то принять меры по уменьшению ущерба.
Наряду с основными точками, определяющими режим работы
трубопровода, показывающие приборы устанавливаются во всех
73
точках, характеризующих работу оборудования. Поэтому показы-
вающие манометры предусматриваются после каждого магистраль-
ного насосного агрегата для контроля дифференциального напора,
развиваемого агрегатом.
Защиты по давлению работают от контактной группы устанав-
ливаемых приборов. При построении электрических схем защит
по давлениям учитывается, что если повышение давления может
мгновенно привести к разрыву и аварии трубопровода, то разру-
шение при кавитации — процесс, протекающий во времени. Поэто-
му защиты по минимальному давлению всасывания действуют не
мгновенно, а с выдержкой времени, достаточной для восстановле-
ния давления в процессе нормальной эксплуатации и, с другой сто-
роны, незначительной по возможным кавитационным разрушениям.
Для максимальной надежности и уменьшения числа промежу-
точных элементов, снижающих надежность, защиту по давлениям
включают непосредственно в схемы управления насосными агрега-
тами и воздействуют одновременно на все агрегаты.
Так как отключение всех агрегатов приводит к значительному
снижению расхода по трубопроводу, наряду с отключением всех
агрегатов применяют дополнительную защиту по давлениям, вы-
полняющую профилактическую роль и воздействующую на отклю-
чение только одного агрегата. В большинстве случаев для после-
довательно включаемых насосных агрегатов отключение одного
агрегата является достаточным для ограничения давления в ра-
бочих пределах. В то же время такая защита, в качестве дубли-
рующей, повышает общую надежность системы защиты по давле-
ниям. Защиту, отключающую все насосные агрегаты (при наличии
двухступенчатой защиты), называют защитой по аварийным дав-
лениям, а защиту, отключающую только один агрегат,— защитой
по предельным давлениям. С целью снижения возникающих в по-
следующем (при запуске агрегата) давлений отключение защи-
той по предельным давлениям обычно производят на агрегате, ра-
ботающем первым по потоку нефти.
Технологическая схема автоматических защит по давлениям
изображена на рис. 44.
Если насосные агрегаты запускаются на закрытые задвижки,
опасное давление может возникнуть при запуске агрегата. Дело
в том, что создаваемый насосом при нулевом расходе напор всегда
больше дифференциального напора этого же насоса при номиналь-
ной подаче. Поскольку агрегат запускается на закрытую задвиж-
ку, развиваемый им при нулевой подаче дифференциальный напор,
будучи сложен с давлением работающих предшествующих агрега-
тов, может оказаться превышающим расчетное давление для кор-
пуса насоса, арматуры и отрезка трубопровода до задвижки. При
крутых характеристиках насосов это может случиться, если при
данном режиме давление всех насосов, включая запускаемый, при
номинальном расходе будет в пределах прочности трубопровода.
Поэтому на коллекторе насосной устанавливается дополнительная
74
защита, запрещающая запуск последних по потоку агрегатов при
наличии определенного давления в коллекторе.
В ряде случаев могут потребоваться и другие защиты по давле-
ниям. Так, при работе с подключенной емкостью, наряду с мини-
мальным давлением на всасывании подпорных насосов, может
возникнуть необходимость контроля максимального давления на
всасывании подпорных насосов, если это требуется по условиям
прочности корпуса насосов, трубопровода на входе насосной стан*
Звуковая сигнализация
Запрет
допуска
Отключение агрегата,
первого по коду неерти
Последовательное отключение
веек насосных агрегатов
Рис. 44. Схема защиты по давлениям на перекачивающей насосной
цни или установленной на нем арматуры. Срабатывание защиты
по давлениям связано, как правило, с изменениями режима на неф-
тепроводе. Эти отключения в большинстве случаев не связаны с ка-
кими-либо неисправностями на станции и не требуют, в отличие от
причин, вызвавших срабатывание остальных защит, выполнения ре-
монтных работ. Поэтому в цепях защит по давлениям предусматри-
ваются кнопки, которыми деблокируется действие защиты после
изменения режима. Эти кнопки устанавливаются во всех пунктах
управления, откуда могут управляться насосные агрегаты: операм
торной, местном диспетчерском пункте, районном диспетчерском
пункте. Поскольку деблокировка этих защит может быть выполне-
на без присутствия человека на месте, защиты по давлениям полу-
чили название «защиты, допускающие дистанционный запуск».
75
При применении приборов защиты необходимо обращать внима-
ние на их дифференциал. Если у прибора большой дифференциал,
то после срабатывания его контакт останется замкнутым при вос-
становлении режима в рабочих пределах и, воздействуя на устрой-
ства защиты, будет препятствовать нормальной работе. Поэтому
дифференциал контактного устройства должен быть меньше, чем
происходящие при срабатывании защиты изменения давления в
этой течке.
Рис. 45. Электрическая схема защиты
по аварийным давлениям в блочной
системе автоматики
Рис. 46. Электрическая схема аварий-
ной защиты в системе ММГ
Электрическая схема контроля аварийных давлений в блочной
системе автоматики (БСА) Сумского насосного завода работает
следующим образом (рис. 45). При срабатывании минимального
контакта реле давления РД6—1 на приеме насосной он замыка-
ется и включается реле РПЗ, контакт которого включает РВ1, и
оно начинает отсчитывать выдержку времени (8—12 с). Если дав-
ление не повышается, то контактом РВ1 включается реле РП6 и
РП7, которые отключают насосные агрегаты. Если в интервале
уставок контактов реле РД6 давление повысится, то замыкается
максимальный контакт реле давления РД6-2. Срабатывает реле
РП2 и размыкает цепь реле РПЗ и РВ1. Для предохранения от
обгорания при пульсациях давления контакты реле РД6 шунтиру-
ются контактом РПЗ. Контакт РП1-А разрешает работу схемы
76
только после открытия входной задвижки. Контроль максималь-
ных давлений в коллекторе и на выходе станции осуществляют
соответственно реле РД7 и РД8. При замыкании их контактов
срабатывает реле РП4, и агрегаты отключаются с помощью кон-
тактов реле РП6 и РП7.
В схеме предусмотрен автоматический контроль исправности
цепей до датчиков давления. На клеммах датчиков устанавлива-
ются резисторы R5 и R6 сопротивлением 2,2 кОм. Эти сопротивле-
ния составляют две стороны моста, в диагональ которого вклю-
чено реле РП12. При обрыве цепи реле обесточивается и своим
контактом разрывает цепь реле контроля напряжения РП1. Кноп-
ка КА6 осуществляет деблокировку срабатывания защит. Тумблер
Г1 позволяет осуществлять проверку схемы на работающем обо-
рудовании. Аналогично выполнена электрическая схема работы
аварийных защит по давлениям (рис. 46) в системах автоматики
производства завода ММГ (ВНР). Схема работает следующим
(«разом. Давления в коллекторе и на выходе насосной контроли-
руются датчиками давления 103KN и 202RN. При повышении ка-
кого-либо давления до значения уставок контакт соответствую-
щей о реле замыкается и включает цепь реле 304R. Реле 304R, в
свою очередь, замыкает цепь обмоток реле 305R, 306R, 307R. Кон-
такты реле 305R — 307R задействованы в схемах отключения на-
сосных агрегатов № 1—№ 4. При снижении давления на приеме,
контролируемого датчиком 304KN, срабатывает реле 303R и вклю-
чает цепь реле времени 301RT. Реле 301RT с выдержкой времени
замыкает цепь обмоток аварийных реле 305R—307R. Если давле-
ние на приеме повышается, срабатывает реле давления 303KN,
замыкается обмотка реле 302R. Своим контактом реле 302R пре-
кращает действие реле 303R, допуская включение насосных агре-
гатов. Реле 503R контролирует положение задвижек подключения
станции к магистрали, предотвращая ложную сигнализацию при
неработающей станции. Кнопка Т служит для деблокировки реле
305R—307R после ликвидации причин изменения давления. Реле
301R контролирует напряжение в схеме. При срабатывании ава-
рийных защит осуществляется одновременное отключение всех
работавших агрегатов.
Электрическая схема защиты по предельным давлениям в БСА
изображена на рис. 47. При достижении опасного давления в какой-
нибудь точке от датчиков РД1, РДЗ, РД5 срабатывают соответст-
венно одно из реле РПЗ, РП7, РП8 и включают промежуточные
реле-повторители РП9 и РП10. Реле РПЗ срабатывает от реле
РВ1 с выдержкой времени 8—10 с. Дальнейшее действие схемы
определяется комбинацией работавших насосов. При работе агре-
гатов № 1—4 замкнуты контакты реле 1-РП10—4-РП10, соответ-
ственно, сигнализирующие о включении агрегата.
Если среди включенных насосов был насос № I (нумерация по
ходу нефти), то он отключается непосредственно от контакта реле
РП9. Отключения других насосов не произойдет, так как контакт
1реле 1-РП10 замкнут, включены реле РП11 и РП12 и их нормально
77
закрытые контакты разомкнуты. Поэтому схемы отключения
других агрегатов разорваны нормально закрытыми контактами
реле РП11 и РП12. Если первым по потоку нефти среди работаю-
щих агрегатов был агрегат № 2, то его цепь отключения замкнет-
ся при срабатывании реле РП9, так как реле РП11 не находится
под напряжением.
При наличии комбинации работавших насосов № 3 и 4 (или
только № 3) реле PIJJ2 будет обесточено и при срабатывании
78
РП10, третий насос будет отключен. Если работал только насос
№ 4, будут обесточены реле РП12 и РП13. Так как поочередное
отключение может осуществляться только при дублировании его
системой аварийных защит, то контакт реле РП1 контролирует на-
личие напряжения в схеме аварийных защит.
Если аварийная защита отключена (реле РП1), схема пооче-
редного отключения обеспечивает одновременное отключение всех
агрегатов. Выключатель В1 предусмотрен для проверки цепей за-
щит от датчиков до реле без отключения агрегатов. Реле РП14
используется в схеме запрета запуска последнего по току агрегата
при большом давлении в коллекторе насосной. Для этого в цепях
пуска магистральных насосных агрегатов предусмотрены различ-
ные пусковые цепочки. Агрегат № 4 может запускаться непосредст-
венно, если давление в коллекторе не превышает условную «нор-
му», контролируемую датчиком РДЗ и через него — реле РП5 и
РП6. Агрегат № 3 может запускаться, если давление в коллекторе
не превышает условную норму или работает агрегат №4, для ос-
тальных агрегатов аналогично. Контакт А служит для предотвра-
щения ложных срабатываний при неработающей станции.
НАСТРОЙКА ПРИБОРОВ ЗАЩИТЫ
Для защиты трубопровода важное значение имеет правильный
выбор значений, при которых срабатывают датчики систем защи-
ты. Настройка приборов защиты должна обеспечить максимально
возможную пропускную способность трубопровода и исключить
возможность аварий из-за недопустимого отклонения давлений от
рабочих значений.
Значения настроек срабатывания систем защит по максималь-
ным давлениям устанавливаются всегда выше рабочих значений
в пределах «зазора безопасности». Под зазором безопасности по-
нимают интервал в пределах от максимального рабочего давления
до допускаемого давления при кратковременных перегрузках. На-
личие зазора безопасности объясняется тем, что при выборе обо-
рудования и расчете его на прочность заранее учитываются допол-
нительные коэффициенты запаса, предусматривающие возможность
кратковременного повышения давления до некоторой величины
сверх рабочего давления.
Значение рабочего давления и допускаемое повышение давления
при перегрузках определяются соответствующими государствен-
ными стандартами, СНиП и техническими условиями на оборудо-
вание.
Расчет трубопроводов осуществляется по СНиП П-45—75 «Ма-
гистральные трубопроводы. Нормы проектирования». В соответст-
вии с ним для нефтепроводов диаметром 700—1400 мм с промежу-
точными нефтеперекачивающими станциями без подключенных
емкостей коэффициент перегрузки по внутреннему давлению в тру-
бопроводе п к рабочему давлению составляет 1,15, для всех осталь-
79
ных нефтепроводов — 1,1. С учетом этих коэффициентов выбирает»
ся толщина стенки трубопровода по формуле
S nPDn
2(8^ пр)’
где р — рабочее (нормативное) давление в трубопроводе; % —
наружный диаметр трубы; 7? — расчетное сопротивление металла
трубы.
Расчет на прочность сосудов и аппаратов ведется по ГОСТ
14249—80 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на проч-
ность». В сосуде или аппарате допускается повышение давления
не более чем на 10% от расчетного. Расчетным называется давле-
ние, по которому выполняется расчет на прочность.
Значение расчетного давления может совпадать с рабочим или
быть больше него. Термином «рабочее давление»обозначают макси-
мальное избыточное давление в стационарном режиме без учета
допустимого кратковременного повышения давления. В случае,
если возникающие перегрузки составляют более 10% от рабочего
давления, расчетное давление принимается выше рабочего. При
повышении давления в сосуде или аппарате более чем на 10% по
сравнению с рабочим аппарат должен рассчитываться на давление,
равное 90 % возможного повышения давления. Расчетное давление
для сосудов и аппаратов указывается в технических условиях на
оборудование.
При выборе труб для трубопроводов полученное расчетное зна-
чение толщины стенки округляют в большую сторону до ближай-
шей толщины из выпускаемого промышленностью сортамента труб.
Кроме того, в ходе строительства возможна по ряду причин заме-
на принятых в проекте труб на отдельном участке трубопровода
на другие. Поэтому несущая способность трубопровода может не
совпадать с рабочим давлением трубопровода и быть выше этого
давления. В этом случае несущая способность или допускаемое
давление в установившемся режиме зависят от давления в трубо-
проводе при гидравлических испытаниях. Для действующих тру-
бопроводов допустимое рабочее давление составляет 80 % от испы-
тательного давления для участков категории «В» и I категории,
и 90%—для участков II категории. Если в соответствии с форму-
лой несущая способность трубопровода выше полученной величи-
ны, для повышения допустимого рабочего давления необходимо
провести дополнительные гидравлические испытания на повышен-
ное давление. Во всех случаях укладки трубопровода повышенной
толщины, более высоких марок стали и т. п., допустимое рабочее
давление не может превышать указанных величин от испытатель-
ного давления.
В связи с этим уставка защиты по максимальным давлениям
должна предотвращать повышение давления в точке контроля
выше 1,1 расчетного давления для корпуса насоса и арматуры и
выше 1,15 рабочего давления — в трубопроводе диаметром 700—
1400 мм (или 1,1 рабочего давления — в трубопроводе диаметром
€0
мепее 700 мм). Этим положением и обусловливается выбор уставок
для реле защиты. Кроме того, при наличии ступенчатой системы
защиты необходимо для обеспечения селективности работы защиты
и исключения ложных срабатываний при выборе значений настро-
ек учесть возможные разбросы срабатывания отдельных приборов.
Иначе могут быть преждевременные отключения из-за срабатыва-
ния последующей ступени защиты одновременно с предыдущей сту-
пенью или даже раньше. При малом интервале между настройка-
ми аварийная защита может сработать раньше предельной, что
повлечет отключение всех агрегатов на станции вместо одного.
Поскольку в создавшейся ситуации может быть достаточно отклю-
чения только одного агрегата, полное отключение приведет к сни-
жению расхода по трубопроводу, т. е. снизит эффективность пе-
рекачки. При выборе настройки защиты на нагнетании станции
надо учитывать кроме разброса показаний приборов, также воз-
можные отклонения давления, имеющие место из-за инерционнос-
ти и нечувствительности системы регулирования. Рассмотрим ус-
ловия настройки отдельно по каждой точке контроля.
Настройка приборов на нагнетании станции. Базовым значе-
нием при определении настройки приборов на нагнетании насос-
ной является значение рр, определяемое по эпюре максимальных
рабочих давлений при возможных стационарных режимах работы
трубопровода. Это значение определяет рабочее давление, которое
может поддерживаться на нагнетании насосной, чтобы на всем
участке до следующей станции давление в каждой точке трубопро-
вода не превысило несущей способности уложенного трубопровода
(рн.т.). Несущая способность трубопровода определяется из фор-
мулы обратным расчетом по параметрам выбранной трубы — тол-
щине стенки и пределу текучести. Значение рр в месте установки
приборов может отличаться от рн.т для трубопровода в этой точке,
при обязательном условии что рр < рн.т.
Как указывалось ранее, допускаемое повышение давления в
трубопроводе составляет 15% от рабочего (нормативного) давле-
ния. Учитывая инерционность отключающих устройств и выбег
насоса рекомендуется устанавливать максимальное значение сра-
батывания защиты по аварийным давлениям для трубопроводов
700—1200 мм не выше 1,1 рр.
Уставку прибора защиты по предельным значениям следует
принимать ниже уставки прибора защиты по аварийным значе-
ниям на значение погрешности (Арп) срабатывания контактных
устройств этих приборов. При использовании для защиты приборов
различных типов принимается значение погрешности, большее по
абсолютной величине. Значение настройки прибора по предельным
значениям должно быть выше значения рр также на погрешность
срабатывания, а при наличии системы регулирования—еще и на
возможные отклонения (Арр) в системе регулирования. Кроме того,
разность настроек защит по аварийным и предельным давлениям
на нагнетании станции зависит от крутизны фронта приходящей
с предыдущей насосной станции волны повышения давления.
81
Повышение давления от приходящего фронта за время срабатыва-
ния системы не должно приводить к срабатыванию аварийной за-
щиты.
При наличии приборов высокого класса точности целесообраз-
но снижать значение уставки приборов защиты до минимальных
значений в соответствии с указанным расчетом. Это позволит сни-
зить возможные напряжения в трубопроводе и повысить его безо-
пасность. Однако поскольку пропускная способность трубопровода
определяется только значением рр, увеличить подачу по трубопро-
воду за счет повышения точности приборов нельзя.
При наличии приборов низкого класса настройку прибора по
аварийным давлениям следует устанавливать не выше 1,1 рр,
а прибора по предельным значениям — произвольно несколько ни-
же. Для сокращения зон действия отдельных приборов возможно
использование дополнительных способов специальной настройки.
Так как применяемые приборы, как правило, не используются как
показывающие, допускается осуществлять настройку непосредст-
венно сигнального устройства, причем эта настройка может выпол-
няться по образцовому прибору непосредственно в точке срабатыва-
ния. Если этот прибор используется и для показаний, целесообразно
уменьшить рабочую шкалу прибора и установить (а следовательно
и осуществить настройку) ее только в узком диапазоне возможных
рабочих давлений. В этом случае необходимо сделать соответству-
ющие отметки в паспорте прибора об особенностях его настройки
и применения.
Настройка приборов на нагнетании насосов. Приборы на нагне-
тании насосов защищают от повышения давления насосы и отно-
сящуюся к ним арматуру (задвижки, обратные клапаны), а также
трубопровод в пределах насосной до узла дросселирования. За
рабочее давление (рр;к) принимается меньшее из значений норма-
тивного давления трубопровода и его фасонных частей и расчет-
ных давлений для корпусов насосов и арматуры. Это давление и
принимается за базу при выборе уставок, независимо от рабочего
давления, устанавливаемого гидравлическим расчетом технологи-
ческого режима. Датчик защиты по предельным давлениям настраи-
вается на значение выше ррк на погрешность срабатывания кон-
тактного устройства и аналогично датчик защиты по аварийным
давлениям отстраивается от этого датчика на такой же интервал.
При этом значение настройки прибора верхней ступени рк не дол-
жно превысить 1,1 рр.к, если базовое давление определяется проч-
ностью коллектора, й 1,08 рр.к, если базовое давление определяет-
ся прочностью арматуры.
Аналогично определяется уставка защиты по максимальному
давлению на всасывании станции, только за базу принимается
расчетное давление в точке контроля.
Датчик запрета запуска (р3-3) настраивается на давление, рав-
ное разности значений рк и дифференциального напора насоса при
нулевой производительности (До):
Рз.з Ри
<82
где Но — дифференциальный напор насоса при нулевой подаче;
р — плотность.
Настройка приборов минимальной защиты на приеме. При на-
стройке приборов на приеме станции базовой величиной является
расчетное давление на входе насосной (рр.в), определенное по эпю-
ре распределения давлений. Это расчетное давление принимается
по допустимому кавитационному запасу насоса, указанному в ра-
бочей характеристике насоса, с учетом поправок на влияние вяз-
кости и упругости паров перекачиваемой жидкости. На это значе-
ние настраивается задатчик регулятора, поддерживающего давле-
ние на всасывании. Датчик защиты по предельным давлениям на-
страивается на значение, меньшее расчетного давления на величину
вариации контрольного прибора. Поскольку защита на приеме дей-
ствует с выдержкой времени при выборе настроек, нет необходимости
учитывать отклонения в процессе регулирования. При быстродей-
ствующей системе регулирования к моменту срабатывания времен-
ной задержки это отклонение практически сводится к нулю. Дат-
чик по аварийным давлениям настраивается ниже датчика до-
предельным значениям. В связи с тем, что при назначении кавита-
ционного запаса насоса его значение принимается на 15% выше
полученного при испытаниях, можно принимать величину настрой-
ки прибора защиты по аварийным давлениям равной значению
1/15/?р в. Значение настройки реле времени определяется экспери-
ментально. Эта величина настройки должна перекрывать время
снижения давления на приеме во время пуска одного а'грегата.
Можно отметить, что кавитационный запас насоса зависит от пода-
чи. Обычно, чтобы не производить перенастройку приборов, для
выбора уставок принимают значение, соответствующее максималь-
ной подаче. При этой подаче требуемое расчетное давление всасы-
вания имеет наибольшее значение (рис. 48). Однако при необходи-
мости можно изменять значения рабочего давления и уставок сра-
батывания приборов при работе с пониженной подачей для получе-
ния максимального дифференциального напора.
Рабочее давление для трубопровода и арматуры на приеме про-
межуточных насосных принимается обычно равным 4 МПа, посколь-
ку близкое к этому давлению может возникнуть при отключении
этой станции и работе через станцию. Вследствие этого на приеме
промежуточных насосных станций устанавливают приборы контро-
ля давления со шкалой до 4 МПа. Однако при включении станции
в работу рабочее давление на ней не превышает 1—1,6 МПа.
Такие давления ниже основной зоны работы манометра. Ясно, что
использование приборов того же класса со шкалой 1—1,6 МПа
позволяет более точно поддерживать рабочее давление на станции
и, кроме того, соответственно уменьшить зоны работы отдельных
приборов. В этих случаях иногда применяют приборы со шкалой
О—1 МПа или 0—1,6 МПа, допускающие перегрузку до 4 МПа.
Однако обычно в приборах такого типа все основные или отдельные
метрологические характеристики (погрешность, нечувствительность»
дифференциал срабатывания контактов) относятся не к значению
8»
шкалы прибора, а к перегрузочному давлению. Это связано с тем,
что в качестве приборов с перегрузкой используют приборы, чув-
ствительные элементы которых рассчитаны на повышенное давле-
ние. Эти приборы имеют расширенную шкалу с более узким диапа-
зоном измерения (до 25% от номинального) и ограничители пере-
мещения. Приборы более высокого класса можно устанавливать,
если использовать на соединительной линии ограничители давления.
Рис. 48. Кавитационная характеристи-
ка насоса НМ-7000-210
Рис. 49. Устройство защиты
Рис. 50. Ограничитель давления
Эти устройства предотвращают повышение давления в линии к при-
бору выше установленного для данного прибора. В СССР выпуска-
ется устройство защиты типа УЗ. Оно устанавливается на соедини-
тельной линии между отбором давления и прибором. Полость 2
(рис. 49) соединяется с прибором, полость 6 — с отбором давления.
Полости 2 и 6 сообщаются через цилиндр 1. Давление, поступающее
во внутреннюю полость 6 защитного устройства, передается на ре-
зиновую мембрану с тканевой прослойкой 7. При возрастании
давления усилие, воздействующее на мембрану, становится больше
усилия противодействующей пружины 8. Мембрана начинает про-
84
гибаться и перемещать влево шток 5 с клапаном 4. Клапан пред-
ставляет собой резиновое уплотнительное кольцо, закрепленное на
1птоке винтами. В определенном положении клапан плотно прижи-
мается к седлу 3 и разъединяет входную полость 6 и выходную
полость 2 устройства. При исправности уплотнительного кольца
отверстие герметично перекрывается и давление в линии к прибо-
рам перестает повышаться. Положение клапана фиксируется с по-
мощью регулировочных гаек. Давление, при котором происходит
разделение полостей, задается путем регулировки сжатия пружины
гайкой 9. Настройка пружины выполняется на заводе. Устройство
выпускается с пределами настройки 0,25; 0,4; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5 МПа
при максимальном допускаемом давлении на входе 6,4 МПа. По-
грешность давления закрытия составляет ±10% от давления
настройки, давления открытия — не ниже 90% давления настройки.
На рис. 50 изображен ограничитель давления типа 2342, исполь-
зуемый в системах автоматики изготовления ВНР. Входной и вы-
ходной патрубки разделяются клапаном 1. В пределах настройки
ограничителя давления клапан открыт и давление из трубопровода
беспрепятственно поступает к прибору. Если входное давление
превысит величину настройки сильфонная мембрана 3 сжимает
установленную в корпусе 4 пружину 5 и перемещает клапан 1,
перекрывая отверстие к прибору. Дальнейшее повышение дав-
ления в трубопроводе не вызывает изменение давления в линии
к прибору. При повышении давления выше установленного торои-
дальное кольцо 2 обеспечивает плотное запирание канала, вследст-
вие чего надежно предотвращается изменение давления у прибора.
Как только давление в трубопроводе снижается до величины на-
стройки, клапан под действием пружины автоматически открывает-
ся. Настройка величины ограничения давления производится на
заводе установочным винтом 6 в корпусе ограничителя. При необ-
ходимости изменения предела ограничения регулировку предвари-
тельного нажатия установочной пружины следует производить
опытным путем по показаниям манометров. Устройства 2342 выпу-
скаются с тремя пружинами, обеспечивающими настройку в преде-
лах 0,3—1,2; 1,2—4,4; 4,4—47,5 МПа, допускаемое входное давле-
ние до 40 МПа.
Графически выбор настроек представлен на рис. 51. Величина
Рр.в соответствует рабочему давлению всасывания. В зоне бескави-
тационной работы размещаются уставки приборов защиты по дав-
лению на приеме; рр и рр.к — это рабочие давления соответственно
в трубопроводе после станции и в коллекторе насосной станции до
дросселирующего органа. Зона между рр.в и рр представляет диф-
ференциальный напор насосной станции, а зона между рр.в и
Рр.к — дифференциальный напор, создаваемый насосами. Из схемы
видно, что зазоэ безопасности трубопровода находится в пределах
1—1,1 рр. В этом зазоре размещаются уставки приборов защиты
магистрального трубопровода. Внутри зазора безопасности коллек-
тора выбираются уставки приборов защиты по давлениям в коллек-
торе насосной станции. Величина р3.3 определяет уставку прибора,
85
запрещающего запуск насосного агрегата на закрытую задвижку
по условиям прочности коллектора.
Для примера рассмотрим НПС, на которой установлены насосы
НМ-12000-210. Данные для выбора настроек, получаемые на осно-
вании гидравлических расчетов и характеристик установленного
оборудования, в нашем примере примем следующими. Рабочее дав-
ление на нагнетании станции рр по эпюре рабочих давлений и пара-
метрам уложенных труб равняется 4,8 МПа. Расчетное давление
корпуса насоса по техническим условиям на насос составляет
Рис. 51. Диаграмма настроек защиты по давлениям:
а — настройка регуляторов давления; б — настройка приборов предельной защиты; в — на-
стройка приборов аварийной защиты;
7 — зона бескавитационной работы; II— рабочая зона; III— зазор безопасности трубо-
провода; IV—перепад при дросселировании; V — зазор безопасности коллектора; VI — зона
уставок защит по коллектору; VII — зона уставок защит трубопровода; VIII — дифферен-
циальный напор одного насоса при нулевой подаче
7,5 МПа, а рабочее давление уложенного в насосной магистрального
коллектора рр.к— 7 МПа. Давление на приеме станции рр.в по ка-
витационной характеристике насоса при номинальной подаче дол-
жно быть не ниже 0,7 МПа.
В насосной установлены следующие приборы: на приеме — дат-
чики давления типа МП4-1У со шкалой 0—1,6 МПа класса точности
1,0 и устройство защиты УЗ-16; на нагнетании насосов — датчики
давления типа ВЭ16-рб со шкалой 0—10 МПа класса 1,6; на нагне-
тании станции — датчики МП4-1У со шкалой 0—6 МПа класса 1,0.
Насосная станция оборудована системой регулирования, обе-
спечивающей поддержание давления в процессе регулирования
с отклонением не более 0,15 МПа, класс точности регулятора 1,0.
Определим уставки на приеме. Величина уставки регулятора
принимается равной допускаемому рабочему давлению на приеме
при максимальной подаче. В соответствии с эпюрой эта величина
равна 0,7 МПа. Такая уставка регулятора обеспечивает при нор-
мальной эксплуатации давление на приеме насосной станции не
ниже 0,7 МПа. Погрешность системы регулирования на приеме не
превышает 1,0, следовательно, по абсолютной величине возможная
86
погрешность поддержания давления составляет ±0,016 МПа. По-
грешность срабатывания сигнального устройства защиты по дав-
лению на приеме станции составляет 1,5% или 0,024 МПа. Для
выбора уставки срабатывания предельной защиты выбираем боль-
шее из этих значений (0,024>0,016). Отсюда получаем, что защита
по предельному давлению на всасывании должна быть настроена
на величину 0,7—0,024^0,675 МПа. Разность между уставками
предельной и аварийной защиты по всасыванию также принимаем
равной погрешности сигнального устройства. Тогда настройка ава-
рийной защиты равняется 0,675—0,024 — 0,65 МПа. Проверяем воз-
можность использования принятых значений. Уставка срабатывания
аварийной защиты составляет 0,93 рр.в (0,65:0,70). Так как воз-
можные уставки защит лежат выше 0,85 рр.в, принятые уставки
обеспечивают защиту насосных агрегатов по минимальному давле-
нию.
На нагнетании насосов установлены приборы класса 1,5, у ко-
торых погрешность срабатывания сигнального устройства 2,5%.
Эт приборы имеют шкалу 0—10 МПа, следовательно, возможное
отклонение в работе контактов составляет ±0,25 МПа. Поскольку
рабочее давление в корпусе насосов 7,5 МПа, а нормативное дав-
ление в трубопроводе 7 МПа, для выбора настройки защиты по
максимальному давлению учитывают меньшее значение. Датчик
предельной защиты может быть настроен на давление 7,0+0,25=
= 7,25 МПа. На такую же погрешность отстраивается датчик сра-
батывания аварийной защиты. Отсюда получим значение настрой-
ки датчика аварийной защиты 7,5 МПа. Величина настройки второй
защиты составляет 1,07 рр.к, полученное значение находится в пре-
делах зазора безопасности для трубопровода на нагнетании насосов.
Принятая настройка приборов обеспечит защиту трубопровода на
нагнетании насосов.
Регулятор давления на нагнетании станции настраивается на
рабочее давление 4,8 МПа. Датчик системы регулирования имеет
шкалу 0—6 МПа и погрешность 1%. Следовательно, зона отклоне-
ния работы регулятора составляет ±0,06 МПа. Погрешность сра-
батывания сигнального устройства прибора защиты равна 1,6%,
следовательно, его возможное отклонение составляет ±0,096 МПа.
большее из этих значений учитываем при определении настроек.
Значение настройки отсчитываем от возможной величины повыше-
ния давления в процессе регулирования. Эта величина составляет
4,8+0,15 = 4,95 МПа. Отсюда получаем, что датчик предельной за-
щиты может бы-ть настроен на 5,05 МПа. Для предельной и аварий
ной защиты в нашем случае используются одинаковые приборы,
поэтому расстояние между уставками можно принять по погреш-
ности любого прибора равным 0,1 МПа. Следовательно, датчик
защиты по аварийным давлениям можно настроить на 5,15 МПа.
Полученная величина составляет 1,07 рр, и все настройки уклады-
ваются в зазор безопасности.
Поскольку разница между настройками приборов составляет
0,1 МПа, а время срабатывания всей системы защиты и отключе-
67
ния масляного выключателя может быть около 1 с, фронт прихо-
дящей волны повышения давления при отключении последующих
станций должен быть меньше 0,1 МПа, иначе профилактическое
отключение одного агрегата не обеспечит требуемого снижения
давления и произойдет отключение всей станции.
С учетом допускаемого максимального перепада на регулирую-
щей заслонке, который составляет 2 МПа, целесообразно уточнить
уставку приборов на нагнетании насосов с учетом рабочего давле-
ния в трубопроводе и допускаемого перепада на заслонке. В этом
случае настройки приборов защиты по коллектору должны превы-
шать настройки приборов защиты трубопровода не более чем на
2 МПа, и, следовательно, рассчитанные выше настройки приборов
защиты по коллектору надо снизить на 0,1 МПа.
Рассмотрим другой пример для НПС с насосами НМ-1250-230.
На насосной станции установлены взрывобезопасные манометры
класса 2,5 со шкалой 0—1,0 МПа на приеме станции и со шкалой
0—10,0 МПа на нагнетании станции. Рабочее давление на приеме
станции принимается не менее 0,15 МПа и на нагнетании станции
6,3 МПа, нормативное давление трубопровода диаметром 500 мм на
нагнетании 7,2 МПа, рабочее давление корпуса насосов и задвижек
7,5 МПа. Система регулирования обеспечивает поддержание дав-
ления в пределах ±0,1 МПа от заданного с точностью ±0,1 МПа.
Учитывая, что на станции установлены для защиты грубые приборы,
в данном случае следует определить значения настроек приборов
защиты по аварийным давлениям. Настройка защиты аварийного
прибора на всасывании должна быть не ниже 0,85-0,15^0,13 МПа,
поскольку зоны работы приборов превышают допускаемый зазор,
оба прибора на приеме должны быть настроены на одинаковое зна-
чение 0,13 МПа, только выдержка времени срабатывания защиты по
аварийным давлениям на приеме должна быть увеличена по срав-
нению с выдержкой времени защиты по предельным давлениям на
3—5 с. Зоны работы контактных устройств приборов защиты по
коллектору составляют ±0,4 МПа. Поскольку весь зазор безопас-
ности для защит по коллектору составляет 0,72 МПа (10% от нор-
мативного давления трубопровода) настройка прибора защиты по
аварийным давлениям должна быть принята 7,9 МПа. Настройку
прибора защиты по предельным значениям можно выбрать пример-
но в середине «зазора безопасности», т. е. принять равной 7,6 МПа.
Аналогично, для защиты на нагнетании станции зазор безопас-
ности составляет 0,6 МПа. Следовательно, настройка прибора за-
щиты по аварийным, давлениям не может превышать 6,3+0,6 =
= 6,9 МПа. Поскольку система регулирования поддерживает рабочее
давление с некоторыми отклонениями от рабочего значения, на-
стройку прибора по предельным значениям рекомендуется несколь-
ко сдвинуть от середины зазора безопасности в сторону аварийной
настройки, чтобы сократить возможные отключения при отклоне-
ниях в процессе регулирования. В этом случае можно принять на-
стройку прибора защиты по предельным давлениям на нагнетании
станции равной 6,7 МПа.
88
Контрольные вопросы к гл. 3
1.	Для чего предусматривается автоматическая зашита по давлениям?
2.	В каких точках осуществляется контроль давлений в перекачивающей на-
сосной?
3.	Каким образом контролируется работа нефтепровода?
4.	Как устанавливаются сигнальные контакты на приборах для контроля за
режимом?
5.	По каким точкам предусматривается автоматическая защита по давлениям?
6.	Каковы особенности работы защиты по минимальному давлению всасы-
вания?
7.	Что такое защита по аварийным давлениям?
8.	С какой целью предусматривается защита по предельным давлениям?
9.	На что воздействует защита по предельным давлениям?
10.	Как влияет величина дифференциала прибора на работу защиты?
11.	Что такое зазор безопасности?
12.	Какие документы определяют зазор безопасности?
13.	Чем определяется допускаемое рабочее давление?
14.	Что такое селективность защит?
15.	Что нужно учитывать при выборе настройки защиты по максимальному
давлению в нефтепроводе?
16.	На какое предельное давление можно настраивать защиту по аварийному
давлению в нефтепроводе?
17.	Как определяется настройка защиты по максимальному давлению в кол-
лекторе насосной?
18.	На какое давление надо настраивать защиту по запрету запуска насосного
агрегата?
19.	От чего зависит настройка защиты по минимальному давлению на приеме
станции?
20.	С какой целью применяются устройства защиты?
Глава 4
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ДАВЛЕНИЙ
В МАГИСТРАЛЬНОМ НЕФТЕПРОВОДЕ
СХЕМА СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
При рассмотрении технологических схем работы магистральных
нефтепроводов указывалось на необходимость осуществления регу-
лирования давлений на приеме и выходе перекачивающих насос-
ных, работающих по схеме «из насоса в насос» для поддержания
Рис. 52. Схема автоматического регулирования давлений на перекачи-
вающей насосной
режима работы нефтепровода. Для регулирования применяется ис-
полнительное устройство, устанавливаемое в трубопроводе на вы-
ходе станции (рис. 52). Объектом регулирования является маги-
стральный нефтепровод, параметры которого подлежат изменению
или стабилизации Чувствительными элементами схемы служат
датчики 9 и 2, установленные на приеме и выходе станции. Они
устанавливаются вблизи мест отбора и осуществляют дистанцион-
ное измерение давления в точках контроля. Регулирующее устрой-
ство представляет совокупность автоматических устройств, измеря-
ющих текущее значение регулируемого давления и сравниьающих
его с заданным значением, в результате чего образуется сигнал
УО
рассогласования, который в регулирующем устройстве корректи-
руется в соответствии с принятым для данного регулятора законом
регулирования, усиливается и в качестве выходного сигнала выда-
ется к исполнительному механизму 1, а последний посредством
регулирующего органа изменяет сопротивление трубопровода в та-
котором в устано-
Рис. 53. Типы регули-
рования:
а — статическое; б—аста-
тическое
ком направлении, что текущее значение регулируемого давления
поддерживается автоматически на заданном значении.
Различают статическое и астатическое регулирования. Стати-
ческим регулированием называется такое, npi
вившемся режиме имеется определенная за-
висимость между отклонением регулируемого
параметра от заданного значения и внешним
возмущением. При статическом (пропорцио-
нальном) регулировании регулирующее воз-
действие однозначно связано с отклонением
регулируемого параметра (рт) от заданного
значения (рз). Для получения необходимого
регулирующего воздействия, ликвидирующего
возникшее возмущение, в этом регуляторе
обязательно должно быть отклонение регули-
руемого параметра (рис. 53, а). Поэтому при
пропорциональном регулировании всегда име-
ется остаточное отклонение регулируемого па-
раметра от номинального значения. Равнове-
сие системы при различных значениях дрос-
селирования Дддр и постоянной подаче может
быть достигнуто при различных значениях
поддерживаемого рабочего давления в трубопроводе, изменяюще-
гося в определенных пределах. При пропорциональном регулиро-
вании давление на выходе НПС будет изменяться в зависимости
от дросселирования, т. е. не будет поддерживаться постоянное зна-
чение. Поскольку такая работа ведет к снижению пропускной спо-
собности, статическое регулирование на нефтепроводах не нашло
применения.
Регулирование, при котором в установившемся режиме отклоне-
ние регулируемого параметра (р,) от заданного значения (р3) рав-
но нулю при любом внешнем возмущении, называется астатичес-
ким (рис. 53,6). Здесь равновесие системы имеет место всегда при
заданном значении регулируемого параметра. В установившемся
состоянии при неизменном возмущении неизменным должно быть
также и регулирующее воздействие, т. е. скорость его изменения
должна быть равна нулю, а это возможно, если отклонение пара-
метра регулирования от номинального значения равно нулю.
При появлении любого возмущения или изменении управляюще-
го воздействия (значения уставки) система регулирования прихо-
дит в движение. При этом, есчи система является устойчивой, она
спустя некоторое время вновь вернется к установившемуся состоя-
нию при новых установившихся значениях управляющих и возму-
щающих воздействий. Если система неустойчива, то, придя в дви-
91
жение, она будет или отклоняться от состояния равновесия или
давление будет непрерывно изменяться в форме незатухающих ко-
лебаний.
ПРИБОРЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Управление системой автоматического регулирования осущест-
вляется регулирующим устройством (рис. 54). Регулирующее уст-
ройство включает в себя несколько различных приборов, которые
в зависимости от конструкции встроены в общий корпус или состав-
ляют набор отдельных приборов. Основой регулирующего устрой-
ства является собственно регулятор, который состоит из двух
функциональных блоков. В первом блоке — блоке сравнения (или
иначе его называют нуль-органом) происходит сравнение сигнала,
Устройства
автоматического регулирования
Рис. 54. Функциональная схема системы ав-
томатического регулирования
зависящий от разности сигналов от
от величины рассогласования. Для
получаемого от датчика
контролируемого параметра,
с сигналом, установленным
на задатчике, и выработка
сигнала рассогласования. Во
втором блоке — формиро-
вателе закона регулирова-
ния на основании получен-
ного в нуль-органе сигнала
рассогласования формиру-
ется по определенным пра-
вилам командный сигнал,
датчика и задатчика, т. е.
осуществления статического
или астатического регулирования регуляторы должны формиро-
вать командные сигналы по разным законам. Выпускаемые про-
мышленностью регуляторы могут создавать следующие законы
регулирования: пропорциональный (П-регулятор); пропорциональ-
но-интегральный (ПИ-регулятор); пропорциопально-интегралыю-
дифференциальный (ПИД-регулятор).
Р1аряду с регулятором в состав регулирующего устройства мо-
гут входить: задатчики регулируемых величин, станция переключе-
ния с автоматического управления процессом на ручное; один или
несколько указателей и регистраторов, воспроизводящих показания
датчика, задатчика, командного сигнала и т. п.
Закон работы пропорционального регулятора рВых=^(Рз—Рт),
где К — коэффициент пропорциональности. Пропорциональный ре-
гулятор поддерживает заданное значение с некоторым отклонением,
пропорциональным в соответствии с коэффициентом К величине
рассогласования, осуществляя статическое регулирование. Пропор-
циональные регуляторы имеют простые схемные решения, облада-
ют хорошим быстродействием и чувствительностью. Однако из-за
постоянного отклонения поддерживаемой величины от задания их
применение на нефтепроводах ограничено.
92
Пропорционально-интегральный регулятор поддерживает на вы-
ходе давление по закону
Рвых = К (Рз — Рт) + yr- J (Рэ — Рт)(1Т,
где Ти — время изодрома.
Введение в закон регулирования второго слагаемого (интеграль-
ной составляющей) обеспечивает астатическое регулирование, под-
держание регулируемого давления на заданном значении незави-
симо от изменения нагрузки регулируемого объекта (величины дрос-
селирования) в соответствии с рис. 53, б. ПИ-регулятор в начале
регулирования работает как пропорциональный, переводя значение
параметра к заданному с некоторым отклонением. Позднее, в ин-
тервале времени Т„ действия изодромного механизма, суммирую-
щего эти отклонения, регулятор приводит к заданному задатчиком
значению без рассогласования. В системах регулирования с пнев-
матическим сигналом применялся регулятор ПР3.21. В настоящее
время выпускается регулятор ПР3.31, имеющий более высокие экс-
плуатационные показатели. Регуляторы ПР3.21, ПР3.31, также как
и упоминаемые далее остальные отечественные пневматические при-
боры, входят в единую пневматическую систему приборов типа
«Старт». Все эти приборы собираются из отдельных унифици-
рованных элементов системы промышленной пневмоавтоматики
УСЭППА.
Характерной чертой пневматического регулятора является то,
что в нем в качестве вспомогательной энергии при формировании
и передаче сигналов текущего и заданного значения регулируемой
величины и регулирующего воздействия используется энергия сжа-
того воздуха. Действие регулятора основано на принципе компен-
сации сил, при котором механические перемещения чувствительных
элементов близки к нулю. Вследствие этого регулятор обладает
высокой чувствительностью.
Сигналы, поступающие от задатчика и от измерительного при-
бора в виде давления сжатого воздуха, действуют на мембраны
элемента сравнения. Силы, развиваемые' действием разности сиг-
налов параметра и задания на устройства сравнения, уравновеши-
ваются силами, развиваемыми действием сигналов единичной отри-
цательной и регулируемой положительной обратной связи. Пропор-
циональная составляющая регулятора вводится путем воздействия
на отрицательную обратную связь, интегральная составляющая —
на положительную обратную связь. Каждая из обратных связей
вносит соответствующую составляющую в общее регулирующее
воздействие регулятора. Степень воздействия этих составляющих
настраивается регулируемыми сопротивлениями предела пропор-
циональности и времени интегрирования.
Сигнал рт, пропорциональный регулируемому параметру, подво-
дится к камере D элемента сравнения I, а сигнал от задатчика
р3— к камере Б элемента сравнения I (рис. 55), С выхода элемен-
эа
та I давление р\ поступает на пропорциональное и интегральное
твенья. Интегральное звено, состоящее из элементов XIII, XII, XI, X,
вырабатывает интеграл по времени от величины рассогласования
между измеряемым и заданным давлениями:
Хи = у- у (рт — p3)dt,
где Тк — постоянная времени интегрирования.
!•«!—|/ |>—|z | —Г^-|А
Рис. 55. Принципиальная схема пневматического регулятора ПР3.31:
J — пятимембранное реле сравнения; //, V, XIII — риулируемые пневмосопротнвления;
/V, VIII, X. ПДъ ПД2 — нерегулируемые пневмосопротивлеиия; V7 — трехмембраниое
селе сравнения; VIII — усилитель мощности; IX, XIV — выключающие реле; XI — повто-
ритель; XII — емкость; / — атмосфера; 2 — питание; 3 — сопло-заслоика; 4 — нерегулируе-
мое пневмосопротивление; 5 — регулируемое пневмосопротивлеиие
Отличительной конструктивной особенностью регулятора ПР3.31
по сравнению с ПР3.21 является наличие двух органов настройки
диапазона дросселирования в диапазоне от 2 до 100% (элемент
V) и от 100 до 3000% (элемент II), что значительно повышает
плавность настройки. При настройках предела пропорциональности
в диапазоне от 100 до 3000% сопротивление V необходимо поста-
вить на отметку 100%,что соответствует полному его открытию, а
сопротивление II устанавливают на требуемую отметку.
Рассмотрим работу регулятора в диапазоне настроек предела
пропорциональности от 100 до 3000%. На элементе I формируется
-алгебраическая сумма трех давлений:
Pi = Рт —Рз + Хи.
Сигналы р2 и подаются на два входа сумматора II—III, вы-
ход которого соединен со входом усилителя VI. В камере Б элемен-
та VI при преобразовании давлений на сумматоре создается вы-
ходное давление элемента VI
pvi = ATiPi +(l — Х1)ХИ,
где Ki — коэффициент пропорциональности сумматора II и III.
94
Давление pvi поступает на усилитель мощности VIII в камеру
Z?vin и через выключающее реле IX в командную линию к регуля-
тору. По абсолютной величине pvi равняется рПых- Время интегри-
рования настраивается сопротивлением XIII. Когда сопротивление
XIII закрыто, время интегрирования достигает максимального зна-
чения, а регулятор при этом превращается в пропорциональный.
Минимальное время интегрирования соответствует полностью от-
крытому сопротивлению XIII. При автоматической регулировании
давление команды на выключающие реле IX и XIV рк=0; при этом
с выходной камерой Дх через сопло С! соединяется выход усилите-
ля VIII. С переходом на ручное управление процессом в выключа-
ющие реле IX и XIV подается команда рк=1, вызывающая закры-
тие сопла Сь открытие сопла С2 реле и разъединение выхода уси-
лителя VIII с Б lx- При этом с линией исполнительного механиз-
ма через открытое сопло Ci реле IX соединяется камера Bi, в ко-
торой устанавливается давление, равное давлению на исполнитель-
ном механизме. Прибор может быть отрегулирован как прямой
(при увеличении регулируемого давления — давление командного
воздуха в выходной линии регулятора увеличивается) или обрат-
ный (увеличение регулируемого давления приводит к уменьшению
давления в командной линии).
Зависимость между направлением изменения параметра и на-
правлением изменения давления в выходной линии регулятора
может меняться путем изменения положения диска с надписями
«Обратный» и «Прямой» относительно риски на плате (диск рас-
положен с обратной стороны ее). Если надпись «Прямой» находит-
ся против риски, увеличение регулируемого параметра приводит к
увеличению давления в выходной линии регулятора.
При существенном запаздывании отклонения регулируемой ве-
личины от возмущающего воздействия в закон регулирования вклю-
чают дифференциальную составляющую. За счет этой составляю-
щей можно иметь дополнительное предваряющее воздействие при
учете скорости отклонения регулируемого параметра от заданного
(скорости повышения давления). Такое воздействие оказывает
ПИД-регулятор. ПИД-регулятор ПР3.35 выполнен на основе ПИ-
регулятора ПР3.31, у которого во входном канале включен блок
предварения. Регулятор типа ПР3.35 состоит из пропорционально-
го, интегрального и дифференциального звеньев. Пневматический
сигнал от датчика поступает на интегральное звено, сравнивается
с заданием, затем дифференцируется перед поступлением в пропор-
циональное звено, где также сравнивается с заданием. Действие
регулятора основано на принципе компенсации сил. Разность сил
от воздействия давлений задания и параметра уравновешивается
силами давления отрицательной и положительной обратных связей.
При наличии рассогласования между сигналами каждое из звень-
ев вырабатывает соответствующую составляющую. Степень воздей-
ствия каждой составляющей настраивается регулируемыми дрос-
селями.
95
Закон регулирующего воздействия регулятора ПР3.35 опреде-
ляется формулой:
Рвых = К (Рт Рз) + -у— f (рт-Рз) dt + КТпр
где рвых — сигнал на выходе регулятора; К. — коэффициент про-
порциональности; р-г — выходной сигнал от измерительного прибо-
ра (давление в трубопроводе); р3 — сигнал, поступающий от задат-
чика давления (величина задания); 7’и — постоянная времени ин-
тегрирования; 7’пр — время предварения.
Прибор может быть отрегулирован как прямой, т. е. при увели-
чении рт выше задания растет выходной сигнал, так и обратный,
при этом сигнал растет при уменьшении рт относительно задания.
Как и у приборов, у регуляторов различают параметры, характе-
ризующие степень выполнения своих функций:
основная погрешность (смещение контрольной точки); под кон-
трольной точкой понимают значение давления в командной линии,
которое достигается при рз^Рт', смещение контрольной точки —это
разность |р3—Рт| при установившемся режиме;
чувствительность (зона нечувствительности).
Параметры пневматических регуляторов, используемых на ма-
гистральных нефтепроводах, приведены в табл. 12. В пневматичес-
ких регуляторах при его работе происходит непрерывный расход
воздуха питания с давлением 120—140 кПа. Все пневматические
регуляторы имеют на входе фильтр и редуктор. Командный сигнал
для пневматических регуляторов всех типов находится в пределах
20—100 кПа. Основными элементами пневматических регуляторов
являются узлы сопло-заслонка и мембранные блоки. Материал
чувствительных элементов, как правило, резино-тканевые или ме-
таллические мембраны. Резино-тканевые мембраны менее стойки
к нагрузкам, из-за чего в процессе эксплуатации у них увеличивает-
ся смещение контрольной точки.
Таблица 12
Параметры пневматических регуляторов
Прибор	Тип	Страна	Класе точности, %	Порог чувст- вительности, %	Расход воз- духа, л/мин	Конструкция чувствительного элемента
П ропорционально- инте-	ПР3.21	СССР	1,0	0,1	4,5	Резино-тканевая
тральный регулятор	ПР3.31 0,201-0-011-0	СССР ВНР	1,0 1,0	0,1 0,2	7 6	мембрана
Г. ропорцион ал ьно- иите-	ПР3.25	СССР	1,0	0,1	5	То же
грально-дифференциаль-	ПР3.35	СССР	1,0	0,1	10	
ный регулятор	Хоневел 52301	США	0,5	0,1	7	Металлический сильфон
Прибор селектирования	ПФ 4/5.1	СССР	1,0	—	5	Резино-тканевая мембрана
Прибор контроля со станцией управления	ПВ10.1Э	СССР	1,0	—	40	То же
96
Рассмотрим действие схемы регулирования, изображенной на
рис. 52. Давления на приеме и выходе насосной измеряются пру-
жинными манометрами с пневматическим выходом типа МП-П2,
выходной сигнал которых пропорционален измеряемому давлению.
В регуляторах давления на приеме 8 и давления на выходе 3 эти
значения сравниваются со значениями, заданными задатчиками
давлений 5 на приеме и на выходе соответственно. Если давления
не выходят за заданные пределы, то на выходе регуляторов нулевой
сигнал (20 кПа). При этом исполнительный механизм находится
в полностью открытом положении и не влияет на поток. Если дав-
ление в трубопроводе рт на выходе превышает заданное р3, то на
выходе регулятора давления на выходе станции 3 появляется сиг-
нал, отличный от нулевого, который передается на исполнительный
механизм и заставляет его прикрыться. То же происходит при сни-
жении давления на приеме ниже заданного по сигналу от регуля-
тора давления на приеме 8. Управляющая команда на исполни-
тельный механизм поступает от регулятора через прибор селек-
тирования большего (или меньшего) сигнала 6 типа ПФ 4/5.Е В
приборе два аналоговых пневматических сигнала (Pi и р2) посту-
пают одновременно к двум соплам реле и на элемент сравнения
таким образом, что на выход прибора проходит либо больший,
либо меньший из входных сигналов в зависимости от настройки
прибора:
fpi при pi > р2;
р = {
\р2 при pi < р2.
В схеме рис. 52 прибор настраивается на прохождение большего
сигнала. Задание уставки осуществляется со встроенной во вто-
ричный прибор типа ПВ10.1Э станции управления 7, предусматри-
вающей три режима ведения процесса: ручное управление, автома-
тическое регулирование, автоматическое программное регулирова-
ние. На самом приборе на диаграмме регистрируется регулируемый
параметр. Протяжка ленточной диаграммы производится электро-
двигателем со скоростью 20, 40 или 60 мм/ч. Большая скорость мо-
жет быть использована при наладочных работах. Наряду с диаграм-
мой прибор имеет три указателя, которые подключаются к линиям,
определяющим значение регулируемого параметра, положение кон-
трольной точки (величина задания) и давление на исполнительном
механизме. Для повышения быстродействия системы в процессе сра-
батывания в схеме предусматриваются реле-усилители 4. Усили-
тель ПП1-5 состоит из одного трехмембранного элемента сравнения
и одного усилителя мощности. Входное давление, поступающее в
плюсовую камеру элемента сравнения, создает на мембранном узле
усилие, которое уравновешивается усилием давления воздуха, по-
ступающего от источника питания. Функции усилителя мощности
выполняет элемент, соединенный с источником сжатого воздуха. На
его выходе отрабатывается давление, равное давлению, поступаю-
щему на вход. Элемент сравнения обеспечивает точность соответст-
вия входного и выходного давлений.
4 2-24
П
Кроме устойчивости, система автоматического регулирования
должна обеспечивать качество переходного процесса при переходе
системы из одного состояния равновесия в другое. Под понятием
качества понимают: во-первых, время, в течение которого продол-
жается переходный процесс, т. е. время, при котором регулируемый
параметр, будучи выведен из установившегося состояния, достигает
нового установившегося состояния с заданной точностью (быстро-
действие системы) и, во-вторых, значение наибольшего отклонения
регулируемого параметра в переходном режиме от нового устано-
вившегося состояния (динамическое отклонение). Устойчивость и
качество переходного процесса достигаются выбором параметров
настройки регуляторов, а также подбором характеристик элемен-
тов, участвующих в системе регулирования. При этом необходимо
учитывать как поведение системы в переходном режиме, так и из-
менение параметров в объекте регулирования — самом магистраль-
ном нефтепроводе. Совместный расчет параметров регулирования
представляет значительные сложности, поэтому настройку обычно
ведут экспериментально. При этом принимают у регуляторов на
входе и на выходе коэффициент пропорциональности в пределах
30—40 °/0. Для регулятора на приеме время изодрома может
составлять 20—25 с, а у регулятора на выходе — до 10 с.
При параллельной установке нескольких исполнительных меха-
низмов важное значение имеет равномерное распределение между
ними потоков в параллельных трубопроводах. При различном рас-
пределении появляются трудности при наладке системы регулиро-
вания, возможно возникновение автоколебаний. Участвующие в ра-
боте контура регулирования приборы и исполнительные органы
территориально разнесены. Датчики находятся вблизи мест отбора,
исполнительный орган — в узле регулирования и приборы — в пунк-
те управления. В ряде случаев длина пневматических линий связи
превышает 100—120 м. При таких длинах становится заметным
запаздывание сигнала в пневматических линиях. Для сокращения
запаздывания регуляторы устанавливают в непосредственной бли-
зости от датчиков и исполнительного механизма. В этом случае
линии, в которых наиболее часто происходит изменение сигнала от
датчиков к регулятору и от регулятора к исполнительному меха-
низму, становятся короткими, и запаздывание в них существенно
снижается. При установке в пункте управления только задатчиков
поддерживаемого давления запаздывание будет сказываться толь-
ко в момент изменения значений уставок рабочих давлений.
Применяемая в настоящее время система регулирования бази-
руется на приборах с пневматическим сигналом и исполнительных
механизмах с пневмоприводом. Преимуществами пневматических
регуляторов являются взрывобезопасность, возможность получения
плавного регулирования, простота ухода при эксплуатации, доста-
точный радиус действия (до 300 м).
В окружающем воздухе всегда содержатся водяные пары, кото-
рые конденсируются и выпадают в виде капелек росы при сниже-
нии окружающей температуры. Выделяющаяся влага вызывает
98
коррозию соединительных труб. Увлекаемые потоком воздуха кор-
родирующие частички забивают узкие места системы (фильтры,
сопла пневматических элементов) и препятствуют нормальной рабо-
те. Поэтому воздух системы регулирования проходит предвари-
тельную осушку, а все соединительные линии должны проклады-
ваться оцинкованными трубами. Степень осушки определяется ус-
ловиями работы системы, и точка росы применяемого воздуха
должна быть на 10 °C ниже возможной минимальной температуры.
При работе в условиях низких отрицательных температур полу-
чить такую степень осушки крайне трудно.
Рис. 56. Схема электрического регулирования
При передаче пневматических сигналов возникает запаздыва-
ние в линии,что сказывается на качестве регулирования. Эксплуата-
ция пневматических систем, особенно в зимнее время, очень трудо-
емка и требует частого вмешательства персонала.
Более эффективно применение системы с электрическими сиг-
налами. Электрическая система регулирования (рис. 56) не имеет
функциональных отличий от пневматической системы. В ней есть
приборы, выполняющие такие же функции: датчики 1, станции
управления с показывающими приборами 4 и задатчиками 3,
функциональные регуляторы 2, обеспечивающие необходимый за-
кон регулирования, селектор большего сигнала 5. Давление в тру-
бопроводе в такой системе измеряется датчиком с унифицирован-
ным сигналом 0—5 мА или 4—20 мА.
Применение электрических регуляторов имеет следующие пре-
имущества: отсутствие необходимости в специальных источниках
99
энергии; отсутствие ограничений в радиусе действия; легкость
монтажа и демонтажа; легкость перехода на ручное управление,
и наоборот.
Набор модулей агрегатного комплекса электрических средств
регулирования (АКЭСР) для электрической системы регулирова-
ния аналогичен такому же в пневматической системе. Основной
модуль АКЭСР — регулирующий аналоговый блок типа РБА-Ш,
который сравнивает входной аналоговый унифицированный сигнал
с сигналом от задатчика и создает выходной унифицированный
сигнал в соответствии с заданным законом регулирования. Блок
может работать как П-регулятор, ПИ-регулятор и ПИД-регуля-
тор. Диапазон настройки предела пропорциональности 0,3—50,
время изодрома 5—500 с и время предварения 0—100 с. Объедине-
ние регуляторов в общий контур осуществляется через блок селек-
тирования БСП, выделяющий больший (меньший) сигнал от
регуляторов. Задание уставки производится ручным задатчиком
РЭД. В состав системы входят блок вычислительных операций
БВО и блок сигнализации БСГ-Ш, с помощью которых возмож-
ны установка фиксированных значений давлений в установившемся
режиме и сигнализация отклонений от этих значений. Кроме
АКЭСР для системы регулирования могут быть также использова-
ны приборы системы «Кристалл».
Особенностью системы регулирования с электроприводом
является постоянная частота вращения двигателя, при этом сохра-
няется постоянная скорость движения исполнительного устройства,
и трудно избежать перерегулирования. Поэтому при регулировании
с применением электропривода применяют импульсное управление
приводом, длительность импульсов и их скважность зависят от
сигнала рассогласования.
Комбинированные системы используют сочетание нескольких
видов энергии. Название таких систем образуется слиянием наз-
ваний используемых видов энергии. Причем сначала стоит название
вида энергии, используемой в измерительной линии, а затем —
в силовой линии. Так, в электрогидравлической системе передают-
ся электрические сигналы, а привод исполнительного механизма
осуществляется гидросистемой. В этой системе сочетаются пре-
имущества электрической и гидравлической систем регулирования.
ТИПЫ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Непосредственное регулирующее воздействие оказывает испол-
нительное устройство. В нем происходит преобразование сигналов,
поступающих от системы регулирования, в механическое движе-
ние гидравлического сопротивления, вызывающего изменения ха-
рактеристик системы. По функциональному признаку исполнитель-
ное устройство состоит из двух основных частей — регулирующе-
го органа и исполнительного механизма. Регулирующий орган
управляет расходом потока, изменяя проходное сечение трубопро-
вода. Исполнительный механизм предназначен для перемещения
регулирующего органа в соответствии с получаемым командным
100
сигналом. Это перемещение может осуществляться как непосред-
ственно от сигнала чувствительного элемента, так и с использо-
ванием вспомогательной энергии. Исполнительные устройства, у
которых при изменении значения регулируемого параметра испол-
нительный механизм приходит в действие непосредственно от сиг-
налов, возникающих в чувствительном элементе, без использова-
ния при этом вспомогательного источника энергии, называются
регуляторами прямого действия. Такие регуляторы применяются
тогда, когда сигнал чувствительного элемента создает достаточное
усилие для непосредственного управления исполнительным Меха-
IIII 1М0М.
Регуляторы прямого действия имеют, как правило, несложное
конструктивное исполнение, поэтому обладают повышенной на-
дежностью и дешевле в эксплуатации (в них не расходуется вспо-
могательная энергия). Регуляторами непрямого действия называ-
ются такие исполнительные устройства, у которых при изменении
значения регулируемого параметра в объекте регулирования воз-
никающий при этом выходной сигнал управляет лишь усилитель-
ным элементом, к которому поступает от постороннего источника
вспомогательная энергия. Регуляторы непрямого действия исполь-
зуются в тех случаях, когда требуется получить относительно вы-
сокую точность регулирования и большое перестановочное усилие.
Pei уляторы прямого действия часто применяются для регулиро-
вания параметров вспомогательных систем (масла, воды) на ма-
лых потоках. В процессе перекачки используются только регуля-
торы непрямого действия.
Регулирующим органом называется часть исполнительного ус-
тройства, представляющая помещенное в трубопровод перемен-
ное гидравлическое сопротивление. В зависимости от способа из-
mi пения гидравлического сопротивления различают несколько
типов регулирующих органов. В отдельных случаях для регулиро-
вания может использоваться запорная арматура (задвижки, кра-
ны, вентили).
Наиболее распространенным регулирующим устройством явля-
ются клапаны — одно- и двухседельные (рис. 57). В регулирующих
клапанах в корпусе находится седло, по оси которого перемещается
шток. На штоке укреплен плунжер, в крайнем положении плотно
примыкающий к седлу и перекрывающий поток. При перемещении
затвора относительно седла изменяется площадь прохода, что оп-
ределяет регулирующие возможности клапана. Односедельные кла-
паны наиболее просты по конструкции. Однако вследствие неурав-
новешенности плунжеров и большого гидравлического сопротивле-
ния с увеличением диаметров клапанов существенно растут их
габаритные размеры и размеры привода. Пропускная способность
односедельных клапанов примерно в 1,5 раза ниже, чем двух-
седельных. Поэтому для регулирования на нефтепроводах даже
средних диаметров односедельные клапаны не применяются. Пре-
имуществами двухседельных регулирующих клапанов являются не-
большие усилия по штоку, что позволяет применять исполнительные
1
101
механизмы небольшой мощности, довольно большая пропуск-
ная способность, хорошее качество регулирования, легкость полу-
чения любого вида расходной характеристики. Двухседельные
клапаны по своим параметрам пригодны для регулирования дав-
ления на нефтепроводах диаметром до 800 мм.
Для регулирования потока в трубопроводах больших диамет-
ров применяются поворотные затворы (заслонки). В заслонках
(рис. 58)проходное сечение изменяется при вращении диска, сидя-
щего на оси, перпендикулярной к направлению потока. Эти устрой-
ства характеризуются малым сопротивлением потоку в положении
Рцс. 57. Регулирующие односедельные
(а) и двухседельные (б) клапаны:
i — корпус; 2 — крышка; 3 — шток; 4 —
седло; 5 — плунжер
Рис. 58. Поворотная заслонка
полного открытия, а следовательно, и большей (по сравнению с
клапанами) пропускной способностью. По сравнению с клапанами
заслонки отличаются простотой конструкции, малыми габаритны-
ми размерами, а также требуют исполнительного механизма мень-
шей мощности. Так как силы, создаваемые давлением потока на
диск, частично уравновешиваются, затвор в поворотных заслонках
в значительной степени разгружен от действия вращающего момен-
та. Для заслоночных клапанов давление на диск полностью урав-
новешивается только в положении полного закрытия. Во всех ос-
тальных положениях распределение потока над диском и под ним не
одинаково. Из-за неравномерного распределения скоростей по се-
чению характеристика крутящего момента для поворотных засло-
нок с плоским диском имеет вид, изображенный на рис. 59. Для
снижения крутящего момента разработаны специальные профили-
рованные диски, форма которых обеспечивает снижение крутяще-
го момента в промежуточных положениях (рис. 60). Профилиро-
ванный хвост замедляет поток и способствует более пропорцио-
нальному регулированию при углах поворота, больших 60 °. Кроме
того, хвост при большом угле поворота диска преобразует скорост-
ной напор в энергию давления за диском, которая частично уравно-
вешивает динамический крутящий момент, стремящийся закрыть
Ю2
заслонку. Такая форма диска позволяет снизить в 2,5—3 раза
крутящий момент для поворота диска. Эти преимущества обеспе-
чиваются при установке диска таким образом, чтобы хвост пово-
рачивался только вниз по потоку. Характерной чертой заслоночных
Рис. 59, Изменение динамического момента со-
нротивлепия Мд в зависимости от угла поворо-
та заслонки у:
1 — плоский диск; 2 — профилированный диск
Рис. 60. Профилированная по-
воротная заслонка
клапанов является конструкция корпуса. Он представляет собой
кольцо небольшой ширины, которое зажимается между фланца-
ми, приваренными к трубопроводу. Такая конструкция определяет
малые строительные размеры и легкость монтажа.
Рис. 61. Шаровой кран:
/ — кольцевая прокладка; 2 —4 болты; 5—пробка; 4 — двойной саль
ник; 5 — кольцевое седлом б — полнопроходное отверстие
В шаровых кранах (рис. 61) проходное сечение при полном
открытии соответствует диаметру подводящего трубопровода. При
повороте пробка полностью перекрывает сечение трубопровода.
103
Преимуществами шаровых кранов являются высокая пропускная
способность, равнопроцентная характеристика регулирования, гер-
метичность, быстрота перемещения, возможность работы при боль-
ших перепадах давления. Эти преимущества делают шаровые
краны незаменимыми при использовании регулирования способом
перепуска.
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Параметры исполнительных устройств должны отвечать кон-
кретным требованиям работы на
Рис. 62. Расходные характеристики регу-
лируюшнх органов
нефтепроводе. Гидравлическое
сопротивление регулирующего
органа определется пропуск-
ной способностью. Пропускной
способностью называется рас-
ход холодной воды (в м3/ч)
при 5 °C и перепаде 0,1 МПа.
Пропускная способность
при максимальном открытии
называется условной пропуск-
ной способностью устройства
Kv- Условная пропускная спо-
собность зависит от типа регу-
лирующего органа и его разме-
ра. Ориентировочные значения
условной пропускной способ-
ности различных устройств
приведены в табл. 13.
Таблица 13
Условная пропускная способность регулирующей арматуры (Kv), м3/ч
Исполнительный орган	Номинальный диаметр, мм							
	100	150	200	250	зоо	400	500	бос
Односедельный клапан	125	320	500	800	1 250	—	.—		
Двухседельный клапан	160	400	630	1000	1 600	2 500	4000	7 500
Поворотная заслонка	500	1000	1600	2700	5 500	9000	15 000	25000
Шаровой кран	1000	2500	4500	7500	14 000	26000	50 000	90 000
Изменение пропускной способности регулирующего органа при
его перемещении определяется по расходным характеристикам.
Зависимость изменения пропускной способности регулирующего
органа от степени его открытия определяется конструкцией его
проточной части. Различают характеристики трех видов (рис. 62) —
линейную I, равнопроцентную 2 и параболическую 3. При линей-
ной пропускной характеристике приращение пропускной способно-
сти аЛс пропорционально перемещению затвора AS
Д/G = mSS.
104
При равнопооцентной пропускной характеристике приращение
пропускной способности пропорционально текущему значению про-
пускной способности
ДЛ'Ь/Д5 = тКи.
Выбор характеристики зависит от отношения п суммарных по-
терь в системе Дрс к потерям в регулирующем органе ЛРрсг
п = Дрс/Др„Р,.
При /z>3 применяется равнопроцентная характеристика, при
«<1,5 — линейная. Для регулирования на магистральных трубо-
проводах, где п>40, используют регулирующие органы с равно-
процентной характеристикой.
В заслоночных клапанах и шаровых кранах не удается полу-
чить равнопроцентную характеристику во всем диапазоне враще-
ния оси от полного открытия до полного закрытия. На нефтепро-
водах наличие необходимой регулирующей характеристики осо-
бенно важно в зоне начала прикрытия от положения максимального
открытия, так как малое изменение пропускной способности в
начале закрытия снижает быстродействие системы в первоначаль-
ные моменты регулирования. Поэтому на нефтепроводах рекомен-
дуется использовать заслонки, максимальный угол открытия кото-
рых составляет 60—75 °. Естественно, что при этом несколько снижа-
ется коэффициент пропускной способности, указанный в табл. 13.,
О щако неполное открытие позволяет обеспечить регули=
рующие свойства с самого начала движения диска, существенно
улучшить качество работы системы регулирования и снизить дина-
мическое повышение давления вследствие инерционности системы
регулирования. Для улучшения регулирующих характеристик ша-
ровых кранов созданы краны специальной конструкции. В регули-
рующих шаровых кранах выполняются вырезы в форме сопла
Вентури, что позволяет улучшить регулирующую характеристику
при начальных углах закрытия.
Для характеристики регулирующего органа важен диапазон
регулирования, т. е. соотношение значений А’о в крайних положе-
ниях, при которых выдерживается регулировочная характеристика.
Этот диапазон составляет по теоретическим расчетам для двух-
седельных клапанов — 1:10, для заслонок—1:30, для шаровых
кранов — 1:100. На практике эти значения примерно в три раза
меньше.
Перепад давления на регулирующем органе равен разности дав-
лений на входе и выходе из регулирующего органа. В зависимости от
допускаемого перепада давления рассчитываются усилия на испол-
нительный механизм и все подвижные детали исполнительного
устройства. При больших перепадах давления жидкости в регулщ
рующем органе из-за значительных скоростей жидкости могут воз-
никнуть кавитационные условия, при которых происходит сильный
износ дроссельных поверхностей, если они изготовлены из обыч-
ных материалов, а также сильный шум и повышенная вибрация.
105
Так, по условиям кавитации в корпусе заслонки перепад на
заслонке при прикрытиях больше 60° не может превышать 2,0—
2,5 МПа. Для многих видов исполнительных устройств, в которых
диск не разгружен от статического и динамического воздействия
среды, допустимый перепад на диске зависит от мощности испол-
нительного механизма.
В случае недостаточной мощности привода при достижении
определенного перепада вращающий момент на диске может ока-
заться большим, чем момент, создаваемый приводом. В этом слу-
чае заслонка становится неуправляемой, ее «заклинивает», и осу-
ществление процесса регулирования невозможно. В таких случаях
приходится искусственным путем снижать давление до заслонки,
чтобы обеспечить возврат к нормальной работе. Для обеспечения
работы при больших перепадах давления необходима замена при-
вода на более мощный путем повышения давления воздуха над
поршнем или увеличения диаметра поршня. Вследствие различия
моментов, действующих на диск при разных углах поворота, для
поворотных заслонок допускаемый перепад различен для раз-
ных углов поворота диска <р (рис. 63).
Как любая арматура, регулирующие исполнительные механиз-
мы характеризуются допустимым рабочим давление рр и условным
диаметром £>у. Условным диаметром или условным проходом на-
зывается номинальный размер диаметра прохода в присоедини-
тельных патрубках,
106
Сравнительные характеристики регулирующих органов различ-
ных типов (для диаметра 500 мм) приведены в табл. 14-
Таблица 14
Характеристика исполнительных механизмов
Параметр	Двух- седельный клапан	П©воротная заслонка	Шаровой кран
Условная пропускная способность	4000	10 000	50000
Диапазон регулирования	1 : 10	1 :30	1 :100
Допустимый перепад, МПа	4	2	6
Скорость перемещения, с	40	12	8
Протечки в закрытом положении, % Kv	0,05	0,1	—
Масса, кг	3700	9С0	1400
При выборе исполнительных устройств учитывают особенности
применения регулирования на магистральных нефтепроводах.
Первая особенность состоит в том, что регулирование использует-
ся не постоянно, а только как средство плавного ограничения
давления при одностороннем отклонении его от заданного значе-
ния. Отсюда следует, что при отсутствии необходимости в регули-
ровании исполнительное устройство должно находиться в положе-
нии максимального открытия и энергетические потери на нем долж-
ны быть минимальными. Другая особенность применения регули-
рующих органов состоит в том, что они используются как состав-
ная часть в комплексе мероприятий по ограничению давлений в
магистральных нефтепроводах, совместно с устройством защиты,
а не предназначается для поддержания давления при любых
возмущениях, которые могут возникнуть на нефтепроводах. Поэто-
му, чтобы не допустить повышение давления в трубопроводах до сра-
батывания защиты, скорость перемещения исполнительного меха-
низма в сторону закрытия должна быть достаточной, чтобы дина-
мическое отклонение при расчетном возмущении не превысило
определенного значения.
Выбор числа и диаметра исполнительных устройств выполня-
ется в соответствии с рекомендациями ГОСТ 16443-70 по формуле
Q=nKv УЬр/р,
где Q — подача по трубопроводу; п — коэффициент запаса (п =
= 1-е 1,2); Kv—условная пропускная способность исполнительного
органа; Ар — потери давления на регулирующем органе; р —
плотность жидкости.
В расчете принимают, что при пропуске номинального расхода
исполнительные органы находятся в положении максимального от-
крытия. Ясно, что с увеличением диаметра заслонок или их числа
общее значение Kv возрастает, и потери становятся меньше. Для
примера приведем график изменения потерь в заслонках (рис. 64)"
диаметром 500 мм (кривая /) или 700 мм (кривая 2). Из экономи-
ческих соображений принимают, что потери на заслонках не долж-
ны превышать при отсутствии дросселирования 20—30 кПа.
107
Рис. 65. Схема установки регулиру-
ющих органов
Из графика видно, что пои подаче 12 500 м3/ч следует применить
две заслонки диаметром 700 мм. Рекомендуется устанавливать па-
раллельно не менее двух исполнительных органов на случай ремонта
или неисправности одного из них, при этом, естественно, возраста-
ют потери на исполнительном органе. Поэтому при выборе испол-
нительных устройств следует учитывать условия их работы при вы-
воде одного из параллельно установленных устройств. Технологи-
ческая схема установки должна предусматривать одинаковые ус-
ловия обтекания потоком параллельно устанавливаемых исполни-
тельных устройств, поэтому схе-
ма на рис. 65 является предпоч-
тительной.
Для воздействия на процесс
регулирующая арматура должна
обеспечить определенную ско-
рость изменения пропускной спо-
собности. Эта скорость характери-
зуется временем полного переме-
щения из положения полного от-
крытия в положение полного за-
крытия (или наоборот). Скорость
перемещения исполнительного ор-
гана на закрытие выбирается из
условия, чтобы при отключении
одного агрегата на соседней стан-
ции динамическое отклонение в
процессе регулирования не превысило 0,1—0,15 МПа. На основа-
нии имеющегося опыта эксплуатации выявилось, что при времени
полного перемещения из положения открытия в положение полно-
го закрытия порядка 40 с для трубопроводов диаметром менее
800 мм, 15—30 с для трубопроводов диаметром 800—1000 мм и 8—
12 с для трубопроводов диаметром 1200 мм отклонение давлений
в процессе регулирования не превышает задаваемых пределов.
Из-за запаздываний в линиях передачи сигналов и установления
режима по трубопроводу при малых временах закрытия и откры-
тия перемещение регулирующего органа может оказаться большим,
чем это необходимо для ограничения давления, и возникает потреб-
ность в перемещении в обратную сторону, т. е. произойдет перере-
гулирование. Если в этом случае начнется быстрое перемещение ре-
гулирующего органа в другую сторону, то и здесь можно проскочить
нужную точку. Чтобы не создавалось такого колебательного про-
цесса, время движения на открытие рекомендуется иметь большим,
чем время на закрытие, и для клапанов с малым временем закры-
тия время открытия составляет 25—30 с. Рабочее давление испол-
нительных устройств должно соответствовать рабочему давлению
корпуса насосов и коллектора насосной станции. В процессе регу-
лирования перепад на регулирующем органе может достигать зна-
чительных величин. Так, при регулировании по минимальному
давлению всасывания перепад на затворе в случае порыва трубы
10в
может быть близок к дифференциальному напору всей станции.
Учитывая, что с возрастанием допускаемого перепада резко возра-
стает стоимость оборудования, для практического использования
клапанов их выбирают для работы при перепаде, равном диффе-
ренциальному напору одного агрегата при различных прикрытиях.
Тип привода (пневматический, электрический, гидравлический)
зависит от используемой системы приборов и регуляторов. При на-
личии взрывозащищенных приборов с электрическим выходом и
соответствующих регуляторов применяют электропривод. На при-
вод надо воздействовать таким образом, чтобы при пропаже пита-
ния регулирующий орган не изменял своего положения или пере-
мещался в положение полного открытия.
Специальные требования по герметичности к клапанам не
предъявляются, так как они не используются в качестве запорной
арматуры.
ПРИВОДЫ ИСПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Для управления регулирующей арматурот! в соответствии с сиг-
налом, получаемым от регулирующего устройства, применяются
специальные исполнительные механизмы. Привод должен обеспе-
чивать перемещение выходного элемента, достаточное, чтобы пере-
мещать затвор регулирующего органа. Перемещение затвора может
быть поступательным (двухседельные клапаны) или вращательным
(шаровые клапаны, заслонки). Привод должен развивать переста-
новочное усилие, достаточное для перемещения регулирующего
органа при наличии статической и динамической неуравновешен-
ности затвора, а также воздействия сил трения при перемещении
затвора. Привод должен перемещать затвор с достаточной
скоростью и обладать необходимыми метрологическими показате-
лями. Входной сигнал привода должен соответствооать выходному
сигналу управляющего элемента.
В зависимости от вида энергии, создающей перестановочное
усилие на выходном элементе, исполнительные механизмы делятся
на пневматические, гидравлические и электрические. Вид энергии
на выходном элементе обычно совпадает с видом энергии входного
сигнала. Однако имеются конструкции, в которых эти два вида
энергии не совпадают. Например, в системе СР-I входной сигнал
электрический, а перестановочное усилие на выходном элементе —
гидравлическое. На нефтепроводах наиболее часто применяют пнев-
матические исполнительные механизмы. Это объясняется их
простотой, высокой надежностью, низкой стоимостью, малыми рас-
ходами на эксплуатацию, а также пожаро- и взрывобезопасностыо.
В зависимости от вида чувствительного элемента пневматичес-
кие исполнительные механизмы делятся на мембранные, поршневые,
сильфонные и лопастные. В пружинных исполнительных механизмах
перестановочное усилие в одном напривлении создается за счет
действия сжатого воздуха, а в противоположном — силой пружины.
В беспружпнных — усилие в обоих направлениях создается сжатым
109
воздухом, воздействующим на обе стороны чувствительного элемен-
та. Для регулирующих клапанов наиболее распространены мем-
бранно-пружинные приводы. Для заслонок и шаровых кранов чаще
используют поршневой привод. Основными деталями поршневого
исполнительного механизма являются цилиндр с хорошо обрабо-
танной внутренней поверхностью и поршень с уплотнительными
манжетами или пальцами.
Рис. 66. Типы приводов регулирующих органов:
/ — ручной; 2 — электрический; 3 — пневматический; 4— пружинный; 5 —
гидравлический
В гидравлический исполнительный механизм входит насос для
поддержания давления в системе, которое может достигать 15 МПа.
Заслонки с гидроприводом позволяют получить устойчивое регули-
рование при большой скорости перемещения, до 5 с. Управление
ходом заслонки осуществляется золотником, подающим масло под
давлением в область над поршнем или под ним. Скорость переме-
щения заслонки легко может регулироваться путем настройки дрос-
селей на линиях подачи масла к приводу. Распределительный зо-
лотник осуществляет точное регулирование, и для его нормальной
работы необходимо хорошо отфильтрованное масло. Преимущест-
вами гидравлических приводов является возможность создания
большого усилия, быстродействие, компактность установки. Кон-
струкция регулирующих органов обычно позволяет использовать
их с любым выбранным типом привода (рис. 66). Наряду с приво-
дом регулирующие органы снабжаются ручным дублером, т. е. до-
полнительным блоком для ручного механического управления.
Потребность в ручном управлении возникает при наладке системы,
а также при неисправности системы регулирования. При установке
ручного дублера обязательно предусматривается переключение,
по
исключающее возможность автоматического управления при
использовании ручного дублера, и наоборот.
Перемещение исполнительного механизма осуществляется под
контролем позиционеров. Эти специальные устройства, которые
при наличии рассогласования между положением выходного дрос-
селирующего элемента и командным сигналом повышают или по-
нижают давление в рабочей полости исполнительного механизма
до тех пор, пока его выходной элемент не займет соответствующего
положения. Повышение давления осуществляется за счет вспомо-
гательной энергии, подаваемой через позиционер к исполнительно-
му механизму. Это давление обычно значительно больше, чем мак-
симальное давление командного сигнала. Так, для пневматических
регуляторов давление командного сигнала составляет 20—100 кПа,
а давление во вспомогательных линиях принимается порядка 0,6—
0,8 МПа в зависимости от типа привода. Основными конструктив-
ными частями позиционеров являются чувствительный элемент,
преобразующий командный сигнал в соответствующее значение пе-
ремещения, и пилотное устройство, осуществляющее впуск сжатого
воздуха в рабочую полость исполнительного механизма или выпуск
его в атмосферу.
По принципу действия позиционеры разделяются на использую-
щие компенсацию перемещений или компенсацию силы. В позицио-
нере, основанном на компенсации перемещений (рис. 67, а) сигнал
от регулятора рк поступает в сильфон 4. Сильфон при этом дефор-
мируется, что сопровождается перемещением измерительной пру-
жины 3. Узел сильфон — пружина связан с рычагом 2, другой ко-
нец которого через тягу 1 и рычаг 6 связан со штоком 5 исполни-
тельного механизма. Пилотный затвор 7 перемещается при измене-
нии положения рычага 2, к промежуточной точке которого прикре-
плен шток-толкатель 8. Шток-толкатель тянет за собой пилотный
затвор, вследствие чего изменяется давление в рабочей полости А
над мембраной. Изменение давления над мембраной приводит к
движению шток 5 исполнительного механизма, который тянет за
собой рычаг 6 и тягу 1. Движение тяги 1 через рычаг 2 вызывает
перемещение пилотного затвора 7 в направлении, обратном движе-
нию, вызванному сигналом от регулятора. Движение штока 5 будет
продолжаться до тех пор, пока оно не скомпенсирует через рычаг
2* перемещение пилотного затвора от командного сигнала. Новое
положение пилотного затвора 7 в состоянии равновесия будет та-
ким, при котором давление в полости А мембранного привода будет
зависеть от сигнала регулятора.
В позиционере (рис. 67, б) пилотный затвор 7 занимает необхо-
димое равновесное положение за счет уравновешивания сил. Изме-
нение давления командного воздуха при появлении сигнала от ре-
гулятора поступает в сильфон 4. При этом перемещается рычаг 2,
вращающийся вокруг постоянной опоры. Поворот рычага 2 приво-
дит к перемещению пилотного затвора 7 позиционера, вследствие
чего изменяется давление в рабочей полости исполнительного меха-
низма. Шток 5 исполнительного механизма через рычаг 6 соединен
ill
с пружиной 9 обратной связи. С другого конца эта пружина укреп-
лена на рычаге 2. При перемещении штока 5 исполнительного ме-
ханизма изменяется сила упругости пружины. Жесткость пружины
подбирается так, чтобы она компенсировала при полном ходе пе-
ремещения штока 5 изменение силы, вызванной давлением команд-
ного сигнала в сильфоне.
Рис. 67. Принципиальная схема позиционера
Пилотный затвор помещается в камере пилотного устройства
(рис. 67, в). Внутренняя полость пилотного устройства 10 соедине-
на с линией сжатого воздуха рв (питание), в которой при помощи
редуктора поддерживается давление 150—300 кПа, а также с ли-
нией рп (привод), соединяющей пилотное устройство с камерой
пневматического привода исполнительного механизма и с линией
сброса воздуха. В выходах рв и «сброс воздуха» имеются седла
11, 13, а на пилотном затворе 7 — уплотнительные поверхности по
обеим сторонам затвора. В зависимости от положения пилотного
затвора относительно седел у выходов рв и «сброс воздуха» будет
меняться давление во внутренней полости пилотного механизма и
соединенным с ним выходом рп, а следовательно, в камере привода.
Давление может изменяться от нуля (пилотный затвор в крайнем
нижнем положении) до максимума (пилотный затвор в крайнем
верхнем положении). Перемещение пилотного затвора 7 осущест-
112
вляется штоком 8.Если для перемещения выходного элемента ис-
полнительного механизма в нужном направлении необходимо сни-
зить давление в его рабочей полости, то пилотный затвор 7 прижи-
мается к седлу выхода рв, закрывая доступ сжатого воздуха из
линии /?в и одновременно сообщает рабочую полость исполнитель-
ного механизма с выходом «Сброс воздуха». Наоборот, если тре-
буется повысить давление в рабочей полости, то затвор прижима-
ется к выходу «Сброс воздуха» и соединяет линию рв с линией рп.
В равновесном состоянии затвор может занимать любое промежу-
точное положение, определяемое давлением в рабочей полости
исполнительного механизма, необходимым для отработки команд-
ного сигнала. Регулировка положения выполняется пружиной 12.
Размеры проходов между уплотнительными поверхностями пилот-
ного затвора и седел имеют важное значение. При больших разме-
рах будет повышенный расход сжатого воздуха, при малых — бу-
дет замедляться действие исполнительного механизма. На практике
установлено, что для качественной работы позиционеров диаметр
прохода в седлах должен составлять 3 мм и осевое перемещение
пилотного затвора 0,15—0,2 мм. В рассмотренной конструкции
позиционера оба седла (на выходах рв и «Сброс воздуха») непод-
вижны. В таком устройстве при нахождении пилотного затвора в
промежуточном положении, соответствующем командному сигналу,
имеет место постоянный расход воздуха из линии рв, так как про-
ходы в седлах открыты.
Пилотное устройство обычно управляется сильфонным или мем-
бранным чувствительным элементом. Датчик обратной связи воз-
действует на пилотное устройство в направлении, обратном дейст-
вию чувствительного элемента. В большинстве конструкций обратная
связь — механическая. Она состоит из рычажной передачи (для по-
зиционеров, действующих по принципу компенсации перемещений)
или из рычажной передачи с пружиной (для позиционеров, исполь-
зующих принцип компенсации усилий). На рис. 68 изображены
пневматическая схема заслонки и схема позиционера регулирую-
щих заслонок производства фирмы «Гульда Регель», установлен-
ных на отечественных нефтепроводах. Полость Б позиционера сое-
динена с линией питания сжатым воздухом. Из полости Б воздух
попадает в камеры А или А' корпуса 5 в зависимости от положения
клапанов 2 и 3 и коромысла 4. Положение коромысла зависит от
соотношения давления командного сигнала К от регулятора и на-
тяжения компенсационной пружины 6. При их равновесии коромыс-
ло занимает среднее положение и клапаны 2 и 3 перекрывают
проход воздуха через выходы А и А' в камеры исполнительного
механизма, а заслонки 11 и 13 закрывают сообщение с атмосферой.
При увеличении командного сигнала увеличивается прогиб изме-
рительных мембран 10, что вызывает смещение коромысла влево.
При этом заслонка 11, укрепленная на коромысле, прижимается и
перекрывает сопло 12. При смещении коромысла открывается кла-
пан 3, соединяющий полость Б с камерой А. Заслонка 13 переме-
щается вместе с коромыслом, открывая связь через сопло 1 камеры
113
Д' с атмосферой. В результате создается разность давлений под
поршнем сервопривода, и он перемещается, увеличивая прикрытие
поворотного диска. Поворот диска через кулачок 8, укрепленный
на валу 7 заслонки, и систему рычагов 9 увеличивает сжатие пру-
жины обратной связи 6. Вследствие этого коромысло 4 начинает
перемещаться обратно в положение равновесия. При равенстве
усилий доступ воздуха в камеру А прекращается, камера А' разъе-
диняется с атмосферой, и исполнительный механизм остается в по-
ложении, соответствующем новому командному сигналу. Для повы-
шения быстродействия системы в обвязке предусмотрены установки
усилительных реле,
увеличивающих расход
воздуха, подаваемого
в привод, т. е. его быс-
тродействие. Также
для повышения бы-
стродействия системы
на практике использу-
ют для перемещения
позиционера воздух
давлением до 0,3 МПа.
Рис. 68. Позиционер заслонки фирмы «Гульда Регель»!
а — пневматическая схемд; б — схема позиционера
В случае применения электропривода рычаг заслонки переме-
щается электродвигателем через редуктор. Управление электродви-
гателем осуществляется специальным блоком. В зависимости от
схемы этого блока позиционного управления в обмотки двигателя
поступают импульсы, длительность которых зависит от величины
рассогласования, или подается переменная частота, период кото-
рой так же меняется от рассогласования. В блоке позиционного
управления имеется соответствующий нуль-орган, сравнивающий
сигналы как от регулятора, так и от датчика перемещения заслон-
ки, которым является потенциометр. При перемещении заслонки
до требуемого положения подача напряжения в обмотки двигателя
прекращается. Диск в заданном положении удерживается электро-
магнитным тормозом.
114
Контрольные вопросы к гл. 4
1.	Что такое статическое регулирование?
2.	Какое регулирование называется астатическим?
3.	Какой вид регулирования применяют на НПС и почему?
4.	Какие функции выполняет регулятор?
5.	Регуляторы каких типов применяются на магистральных нефтепроводах?
6.	Назовите основные характеристики регуляторов.
7.	В каких случаях регулятор вырабатывает командный сигнал?
8.	Для чего применяется прибор селектирования?
9.	Какую роль выполняют реле-усилители?
10.	Пр каким причинам возникает запаздывание в системе регулирования?
11.	Какие меры сокращения запаздывания в пневматических системах
вы знаете?
12.	Что такое подготовка воздуха?
13.	Что такое электрическая система регулирования?
14.	В чем отличие электрической системы регулирования от пневматической?
15.	Какие элементы входят в состав исполнительного устройства?
16.	Какие типы регулирующих органов вы знаете?
17.	Расскажите о конструкции регулирующих клапанов.
18.	Опишите конструкцию регулирующей заслонки.
19.	Для чего диск заслонки делают специального профиля?
20.	Что такое пропускная способность исполнительного устройства?
21.	Расскажите о расходных характеристиках исполнительных устройств.
22.	По каким причинам может возникнуть «заклинивание» диска?
23.	Что такое перерегулирование?
24.	Как можно устранить перерегулирование?
25.	С какой целью используются позиционеры?
Глава 5
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
РАСЧЕТ ПЕРЕХОДНОГО ПРОЦЕССА
Магистральный нефтепровод большую часть времени работает
с определенной комбинацией насосов на станциях и постоянной
подачей, не изменяющейся в течение нескольких часов, суток или
даже более длительного времени. При этом в каждой точке трубо-
провода устанавливаются определенные постоянные значения дав-
лений, также не изменяющиеся во времени. Такой режим работы
называется стационарным, или установившимся. Этот режим рас-
сматривается при гидравлических расчетах. Эпюры давлений при
раскладке труб также строятся по давлениям в стационарном ре-
жиме. Если в трубопроводе происходят изменения расхода пере-
качки, то такой режим называется неустановившимся. В этом ре-
жиме в каждой данной точке трубопровода происходят непрерыв-
ные изменения расхода и давлений, пока они не примут новых
постоянных значений. Переход с одного установившегося режима
на другой называется переходным процессом.
Переходные процессы в трубопроводе возникают в следующих
случаях:
при перекачке партий нефтей различной плотности или вязкости;
при изменении числа или характеристик работающих агрегатов
или положения регулирующих или запорных органов;
при изменении характеристик трубопровода (подключение лу-
пинга, открытие сброса, разрыв трубопровода).
Изменения, вызывающие переходный процесс, называются воз-
мущениями. В первом случае возмущением является перемещение
точки границы раздела между партиями. В двух других случаях
возмущениями являются операции, осуществляемые с оборудова-
нием' на трубопроводе. Возмущение сопровождается переходным
процессом в точке возмущения, который определяется амплитудой
изменения давления, временем протекания процесса возмущения,
скоростью изменения давления.
Возникшее в данной точке изменение давления распространяет-
ся вдоль трубопровода с определенной скоростью, равной скорос-
ти распространения звука в данной жидкости. Скорость распро-
странения звука в жидкости
116
где Кт — модуль объемного сжатия жидкости; d — внутренний диа-
метр трубы; бо — толщина стенки трубы; Е — модуль упругости
I рода материала трубы; р — плотность жидкости.
Для магистральных нефтепроводов значения с находятся в пре-
делах 1000—1100 м/с. Распространение возмущения приводит к
переходному процессу на всем трубопроводе или его участке. Тео-
?1ия переходных процессов базируется на результатах, полученных
I. Е. Жуковским при изучении гидравлических переходных про-
цессов в водопроводных трубах. Позднее применительно к маги-
стральным нефтепроводам эти результаты были уточнены в рабо-
тах Л. С. Лейбензона и И. Г. Чарного. Необходимые для практики
экспериментальные результаты и практические методики были
развиты в последующем в работах Е. В. Вязунова, П. А. Мороза,
О. Н. Рыжевского, В. А. Юфина.
Поскольку наиболее частые и глубокие возмущения в маги-
стральном нефтепроводе связаны с отключениями агрегатов на
насосных станциях, рассмотрим наиболее подробно процессы, про-
исходящие при отключении одного агрегата (или всей станции).
При отключении насосного агрегата давление на его всасывании
начинает расти. Изменение давления определяется на основании
кривой выбега, получаемой экспериментальным путем. Кривая
выбега показывает как изменяется дифференциальный напор,
создаваемый насосом, при отключении этого насоса. Существо-
вание кривой выбега связано с инерцией вращающихся масс
насоса и жидкости в корпусе насоса. Ясно, что при отключении
насос не может остановиться мгновенно, а некоторое время
продолжает вращаться с уменьшающейся скоростью. Пока насос
вращается, он создает дифференциальный напор, пропорциональ-
ный квадрату частоты вращения. Это изменение напора и отра-
жается кривой выбега. В первые секунды происходит резкое сни-
жение дифференциального напора насоса. Величина снижения
составляет в начале процесса остановки 0,4—0,5 МПа в первую се-
кунду и потом уменьшается до 0,1—0,05 МПа за секунду. Общее
время прекращения вращения агрегата составляет 20—30 с. Харак-
тер кривой выбега зависит от давления и мощности агрегата в мо-
мент остановки, массы вращающихся частей насоса и электродви-
гателя, конструкции агрегата.
Для ориентировочных расчетов можно использовать приближен-
ную формулу, предложенную Е. В. Вязуновым:
Др = -^ [ 1 - A. tg2 (arctg р — е/)|
где Др — повышение давления; Но — дифференциальный напор на-
соса в момент отключения; р, е— условные величины,
г------- о 1
р = ГЛ'г.оЖ.о;
А'г.о — гидравлическая мощность агрегата в момент отключения;
Д’т.о — мощность, затрачиваемая на преодоление трения в подшип-
117
пиках; / — момент инерции агрегата; а> — первоначальная угловая
скорость;
Л/т.о
Л1П — пусковой момент агрегата;
Л/ г.о = Л^о	N т.о»
No — полная мощность, потребляемая насосом и определяемая по
кривой Q — N.
Момент инерции I определяется как сумма моментов инерции
вращающихся частей насоса и двигателя.
При остановке агрегата происходит изменение давления на вхо-
де и выходе насосной станции. Характер изменения этих давлений
зависит от схемы работы трубопровода. Если насосная станция
работает пи схеме «через емкость» или является головной на участ-
ке, работающем «из насоса в насос», то изменение давления будет
происходить только на нагнетании станции и будет соответствовать
кривой выбега Остановившегося насоса с учетом некоторого повы-
шения давления за счет перехода оставшихся в работе насосов на
другую рабочую точку с меньшей подачей. Для промежуточных на-
сосных станций происходит как бы разделение изменений давления.
Изменение дифференциального напора распределяется между
повышением давления на всасывании и снижением давления на
нагнетании. Это распределение происходит симметрично. Измене-
ние давления на всасывании и нагнетании происходит на величину
0,5 По, где Но — дифференциальный напор, который создавал рабо-
тавший насос. Только эти изменения происходят с разными знаками.
Новые установившиеся значения давлений на приеме рв и выходе
Рн будут соответствовать
Рв = Рв о + О,5/7о;
Рн — Рн о — О,5Но,
где рво и Дно — давление на приеме и нагнетании перед переход-
ным процессом.
При этом не учитывается изменение давлений от перехода на
новую рабочую точку.
ВОЛНА ИЗМЕНЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ
Изменение давлений при одновременном отключении всех на-
сосных агрегатов можно получить при суммировании кривых
выбега работавших насосных агрегатов. Такой случай является
наиболее опасным, так как приводит к наибольшим изменениям
режима трубопровода. Одновременное отключение всех агрегатов
станции может произойти при неисправности в энергоснабжении
насосной станции или при срабатывании защит, отключающих од-
новременно всю насосную станцию, таких как пожар, загазован-
ность. На рис. 69 изображены кривые изменения давлений на насос-
ной при отключении всех насосных агрегатов. Верхняя кривая 1
118
отображает изменение давления на выходе станции, а нижняя кри-
вая 2 — изменение давления на приеме станции. Ордината между
кривыми в масштабе соответствует дифференциальному напору, ко-
торый продолжают создавать насосы в процессе остановки. Кон-
кретные параметры изменения давления зависят от режима работы
трубопровода и типа установленных насосных агрегатов. На осно-
вании проведенных расчетов и экспериментов были получены основ-
ные количественные характеристики изменения давления при от-
ключении станции. Так'максимальное изменение давления в первую
Рис. 69. Изменение давлений при ос-
тановке перекачивающей станции
Рис. 70. Распространение волны измене-
ния давления:
1 — линия гидравлического уклона
секунду может составлять до 1 МПа, период установления нового
давления на насосной занимает 80—120 с. Изменение давления на
насосной станции становится возмущением, создающим волну изме-
нения давления.
Кривая изменения давления на станции представляет фронт вол-
ны изменения давления в точке возникновения. В следующие мгно-
вения эти изменения давления будут распространяться на ближай-
шие точки потока и начнется перемещение волн давления (рис. 70).
По мере перемещения из-за трения жидкости о стенки фронт волны
будет постепенно расплываться (крутизна фронта снижается). Если
станция, на которой произошло отключение, не имела емкости, то
после отключения волна повышения давления будет распространя-
ться навстречу потоку, в сторону предыдущей станции, а волна сни-
жения давления — по потоку, в сторону последующей станции. При
этом любое гидравлическое сопротивление (лупинг, дросселирующий
элемент, насосный агрегат) будет после прихода к нему волны от-
ражать эту волну, являться источником отраженной волны, вслед-
ствие чего давление будет еще повышаться. Физически повышение
давления до отключившейся станции связано с уменьшением диф-
ференциального напора в трубопроводе на следующем участке. Из-
за этого происходит снижение скорости движения нефти на участке
до станции. Часть потока, двигавшаяся раньше с большей скорос-
тью, тормозится, и скоростная энергия потока переходит в потен-
119
циальную энергию давления. За счет этого перехода и происходит
повышение давления. После отключившейся станции происходит по
инерции отток двигавшейся с прежней скоростью жидкости, что
приводит к повышению скорости двигающейся за ней в следующих
сечениях жидкости и соответственно переходу потенциальной энер-
гии давления в кинетическую энергию скорости потока. Приход
волны повышения давления на предыдущую станцию вызывает на
ней ответную реакцию, приводящую к работе системы автоматиче-
ского регулирования или системы автоматической защиты по дав-
лениям. От этой станции вперед по потоку возникает волна пониже-
ния давления.
При изменении режима на станции для любой точки трубопро-
вода на участке выше станции, на которой произошло отключение,
можно выделить во времени четыре этапа изменения давлений в
этой точке.
Первый этап определяется временем, в течение которого волна
достигнет данной точки. Поскольку ударная волна на этом этапе
еще не пришла в данную точку, никакого изменения давления в ней
не произойдет. Первый этап характеризуется значениями времени
t, находящимися в интервале 0</<х/с, где t — время от начала
изменения режима на отключившейся станции; с — скорость рас-
пространения волны давления в нефтепроводе; х — расстояние от
отключившейся станции до рассматриваемого сечения трубопрово-
да (Осх</), I — длина участка трубопровода между соседними
работающими станциями; х=0 — для отключившейся станции;
х—1 — для предыдущей станции.
Второй этап
Этот этап ограничивается временем, необходимым для распро-
странения волны до предыдущей станции и обратно от нее до рас-
сматриваемой точки. На этом этапе на изменение давления в рас-
сматриваемом сечении сказывается только распространяющаяся
волна давления от последующей станции, так как этап заканчива-
ется в момент прихода отраженной волны от предыдущей станции.
Пре расстояниях между станциями 50—75 км для отключившейся
станции /=100-М50 с. По результатам наблюдений установлено,
что этого времени вполне достаточно для завершения переходного
процесса на самой станции, так как время выбега агрегатов и вы-
равнивания давлений на всасывании и нагнетании с точностью до
5% даже при полной остановке станции обычно не превышает 70—
100 с.
Третий этап
2/ ——- х	— х  д rjy
где АГ — время запаздывания реакции предыдущей станции на при*
шедшую к ней в момент t=l!c волну повышения давления.
120
При наличии автоматического регулирования АТ — время, через
которое на данной станции исполнительный механизм переместится
в положение, соответствующее появившемуся возмущению.
При срабатывании системы автоматической защиты — момент
времени h.T=t—l]c, t — момент срабатывания защиты и отключе-
ния одного или нескольких агрегатов на предыдущей станции.
Очевидно, что так как в интервале третьего этапа никаких измене-
ний на предыдущей станции не происходит, давление в рассматри-
ваемой точке, как и на втором этапе, определяется распростране-
нием волны от последующей станции с дополнением отраженной
волны от предыдущей станции.
На четвертом этапе после прихода волны снижения давления
от предыдущей станции происходит снижение давления в рассмат-
риваемой точке и дальнейший анализ интереса не представляет.
Изменение во времени давления (Ар) в каждой точке трубопро-
вода, на.ходящейся на расстоянии х от места возмущения, опреде-
ляется суммой давления от прямой (ApJ и обратной (Др2) волны,
приходящей к этой точке:
Др = Api + Др2.
Характер изменения волны давления по мере ее распростране-
ния и повышение давления при неустановившемся процессе на
участке перед остановившейся станцией зависят от многих при-
чин. Сопротивление, которое оказывают распространяющейся вол-
не инерция потока жидкости и жесткость стенок трубопровода,
приводит к постепенному сглаживанию фронта волны давления
(скорости изменения давления в первые секунды). Очевидно, что
чем длиннее участок между станциями, тем больший путь проходит
волна и тем сильнее сказывается на ней влияние сопротивления
трубопровода. Следовательно, при прочих равных условиях увели-
чение расстояния между насосными станциями уменьшает повыше-
ние давления у насосной станции при остановке последующей стан-
ции.
Экспериментальные исследования показывают, что крутизна
волны повышения давления на участке трубопровода длиной 50—
60 км понижается в три-четыре раза. Если при отключении стан-
ции крутизна волны составляла 0,8—1 МПа в первую секунду, то
у предыдущей станции крутизна набегающего фронта не превы-
шает 0,2—0,25 МПа в первую секунду.
Волна повышения давления зависит от скорости потока до на-
чала переходного процесса. Очевидно, что чем выше скорость по-
тока, тем больше энергия скоростного потока, тем выше будет дав-
ление при остановке потока. Поскольку при увеличении диаметра
нефтепровода расстояние между станциями сокращается, а ско-
рость потока возрастает, наиболее опасны волны повышения дав-
ления для нефтепроводов больших диаметров. Поэтому для всех
нефтепроводов диаметром более 700 мм необходимо рассчитывать
неустановившиеся режимы и предусматривать средства защиты от
волн повышения давления. На нефтепродуктопроводах возрастание
121
волны повышения давления может быть связано с увеличением
модуля упругости транспортируемых продуктов. В связи с измене-
нием сорта перекачиваемого нефтепродукта и при этом его плот-
ности и модуля упругости изменение волны давления может состав-
лять до 5%.
Другим фактором, влияющим на превышение давления, явля-
ется дифференциальный напор, создаваемый отключившейся стан-
цией. Ясно, что чем больший напор создавала работавшая станция,
Рис. 71. Зависимость повы-
шения давления Др в неф-
тепроводе от длины участ-
ка Z:
____—DT=1220 МЫ1 —от—
= 1020 мм
тем большая волна изменения давления
будет создана и тем большее повышение
давления будет вызвано этой волной при
ее перемещении против потока в сторону
предыдущей станции. При этом будет вы-
ше и крутизна фронта волны распростра-
нения давления.
Некоторые зависимости повышения
давления Ар от диаметра £>тр трубопро-
вода, развиваемого станцией давления р
и длины участка I между отключившей-
ся и предыдущей станцией изображены
на рис. 71.
При коротких трубопроводах значи-
тельные перегрузки возникают и при ма-
лых диаметрах трубопроводов. Поэтому
защиту от повышения давления при вне-
запном прекращении налива предусмат-
ривают при наливе в танкере, где дли-
на наливных трубопроводов обычно со-
ставляет 1—2 км.
Возникновение волны повышения дав-
ления может быть связано не только с
отключением агрегатов насосной станции.
Резкое изменение положения регулирую-
щего органа, быстрое перекрытие за-
движки на магистральном трубопроводе могут привести к появле-
нию волны повышения давления, в отдельных случаях еще боль-
шей, чем при отключении насосной. Поэтому на магистральных
нефтепроводах ограничивают скорость перемещения запорной ар-
матуры. При определении скорости закрытия задвижек следует
иметь в виду, что существенное изменение сечения трубопровода,
а следовательно, и возникновение волны давления, начинается после
прикрытия задвижки на 70—75%. Чтобы не возникло значитель-
ной волны, время дальнейшего перекрытия должно быть не мень-
ше времени выбега агрегатов насосной станции. В этом случае
скорости изменения давления будут близкими и, следовательно,
характер нарастания волны будет аналогичен. Отсюда получается,
что время закрытия задвижек на трассе магистральных нефтепро-
водов должно быть не меньше 2—3 мин. Для повышения быстро-
действия запорной арматуры возможно использование запорных
122
органов с линейной характеристикой перекрытия сечения. При та-
кой характеристике степень сокращения сечения будет соответст-
вовать проценту хода (или поворота) штока запорной арматуры.
Подобную характеристику или близкую к ней имеют шаровые
краны, время закрытия которых на трубопроводах может дости-
гать 30 с. Значительно большее быстродействие имеют регулирую-
щие органы системы регулирования давления. Это быстродействие
необходимо для реакции на уже возникшую волну повышения дав-
ления. Если осуществляется по каким-либо причинам изменение
уставки регуляторов давления при установившемся режиме, следует
обязательно обратить внимание на скорость изменения уставки.
Резкое изменение уставки может привести к появлению очень боль-
ших волн повышения давления и аварийным последствиям.
Возникающая при отключении насосной станции волна пони-
жения давления распространяется по трубопроводу вперед по пото-
ку к последующей станции. При появлении волны понижения
давления вступает в действие система автоматического регулиро-
вания, которая стремится поддержать давление на всасывании на
заданном значении. Так как в системе автоматической защиты по
минимальному давлению на приеме имеется выдержка времени на
отключение агрегатов, система регулирования успевает при при-
крытии заслонки обеспечить необходимое давление.
При включении насосной станции также создаются волны из-
менения давления. Рассмотрим включение одного агрегата. При
запуске агрегата в трубопроводе вперед по потоку распространя-
ется волна повышения давления. Эта волна приводит к образова-
нию нового режима, переход к которому должен произойти после
запуска агрегата и не превышает его. Создавшееся суммарное
давление не может быть больше рабочего давления в трубопрово-
дах, иначе сработают системы автоматического регулирования и
защиты. Поэтому возникновение этой волны не опасно для трубо-
провода.
В сторону предыдущей станции распространяется волна пони-
жения давления, вызванная увеличением подачи насосной станцией
при запуске агрегата. В первый момент это увеличение подачи про-
исходит за счет сокращения стенок трубопровода и соответствую-
щего снижения давления. Эта волна понижения давления не пред-
ставляет опасности для предыдущей станции. Однако на той
насосной станции, где происходит включение агрегата, волна сни-
жения давления может привести к его понижению ниже минималь-
ного давления всасывания. Поскольку запуск агрегата продолжа-
ется в течение 12—20 с,, длительность нарастания этой волны пере-
крывает время задержки срабатывания системы автоматической
защиты по минимальному давлению всасывания и может произой-
ти отключение насосов. Чтобы этого не произошло, на нефтепро-
водах больших диаметров, где наблюдается такое явление, приме-
няют автоматическое переключение уставки системы регулирова-
ния. При запуске насосного агрегата происходит автоматическое
переключение задатчика системы автоматического регулирования
123
давлений по всасыванию на другую величину, большую рабочего
давления всасывания на 0,5—0,8 МПа. При этом происходит при-
крытие заслонки, вследствие чего повышается давление на всасы-
вании, и возникающая волна не достигает минимального значения,
После запуска агрегата происходит автоматический возврат к ста-
рой уставке рабочего давления.
Волна повышения давления, распространяясь по трубопроводу,
вызывает повышение давлений во всех точках трубопровода вверх
по потоку от отключившейся станции. Значения давлений в каж-
дой точке в любой момент времени можно определить по получен-
ным в теории формулам. Проведенные расчеты для трубопроводов
различных диаметров показали, что в некоторых случаях возника-
ющее в трубопроводе при отключении всей станции давление пре-
вышает в отдельных точках
Рис. 72. Эпюра давлений на участке между
станциями:
/ — при работе всех станций; 2 — при работе
через станцию; 3 — максимальные давления при
переходном процессе при отключении трех агре-
гатов иа последующей станции
допускаемое давление по
условиям прочности трубо-
провода с учетом коэффици-
ента 1,15 от рабочего давле-
ния на повышение давлений
в неустановившихся режи-
мах. Так, на рис. 72 изобра-
жен характер максимальных
изменений давлений вдоль
трубопровода диаметром
1000 мм при отключении
трех агрегатов на последу-
ющей станции. Расчет вы-
полнен из условия отключе-
ния одного агрегата на пре-
дыдущей станции при повы-
шении на ней давления до
уставки предупредительной защиты. Из графика видно, что вбли-
зи насосной станции, предшествующей отключенной, возможные
повышения давления выходят за допускаемые значения. Такие
точки называются опасными. Однако это совсем не означает, что
во всех случаях при неустановившемся процессе повышение дав-
ления будет больше допустимого. В каждом конкретном случае
в зависимости от значения испытательного давления в трубопро-
воде и географической высотной отметки абсолютное значение
давления может не превысить допускаемых значений, и дополни-
тельных мероприятий по защите не требуется. Однако в ряде слу-
чаев на трубопроводе требуются дополнительные мероприятия по
снижению волны повышения давления. Покажем, что нельзя пре-
дотвратить перегрузку описанными ранее средствами регулирова-
ния и защиты.
Рассмотрим участок между станциями А и Б длиной 60 км и
точку М, находящуюся в 10 км от станции А (см. рис. 70). Примем
скорость распространения волны давления 1000 м/с. Для точки М
первый этап изменения давлений заканчивается через 50 с. В этот
124
момент волна повышения давления достигает точки М. Через 60 с
после возникновения волна повышения давления достигнет преды-
дущей станции А и возникнет обратная волна, отраженная от этой
станции. При этом пришедшая волна повышения давления вызо-
вет повышение давления в трубопроводе на выходе станции А. Это
повышение должно быть скомпенсировано работой системы авто-
матического регулирования давлений по сигналу регулятора давле-
ния на выходе станции. При большой крутизне пришедшей
волны быстродействие системы регулирования оказывается недо-
статочным для компенсации повышения давления и оно повышается
до значения уставки защиты по давлениям. При этом происходит
отключение одного из насосных агрегатов. Как срабатывание си-
стемы регулирования, так и отключение одного из насосных аг-
регатов приводит к созданию волны понижения давления
на рассматриваемом участке между станциями А и Б, распро-
страняющейся теперь от станции А к станции Б. Однако
эта волна достигнет точки М только через 10 с после свое-
го возникновения на станции А. Второй этап для точки М заканчи-
вается еще через 20 с после первого. В этот момент отраженная волна
от станции А достигнет точки Л1. Примем 1 с — время запаздыва-
ния реакции станции на пришедшую к ней волну повышения дав-
ления. В таком случае повышение давления в точке М будет про-
исходить в течение второго и третьего этапов, т. е. 21 с. Если при
приходе к точке М средняя крутизна фронта волны будет составлять
0,04 МПа, то максимальное повышение давления в точке М соста-
вит 0,04-21 = 0,84 МПа. Поскольку время распространения волны
от точки М до станции А и обратно не может быть изменено с
помощью каких-либо технических средств, повышение давления в
точке Л1 при отключении станции Б не может быть снижено путем
средств местной автоматики на станции А.
Необходимо отметить, что опасные перегрузки в трубопроводе
возможны не только при работе трубопровода с максимальной по-
дачей.Такие перегрузки возможны и при других режимах. Напри-
мер, если одна из насосных станций, на которой включены два
(или даже один) агрегата, работает с большим давлением на вса-
сывании (передается большой подпор), то при отключении этой
станции даже небольшая волна повышения давления может при-
вести к превышению давления на участке до этой станции. Изба-
виться от возможных перегрузок путем каких-либо операций на
самой станции невозможно. Поэтому в схемах автоматического
управления/и защиты должна предусматриваться сигнализация
максимального давления на всасывании, передаваемая в район-
ный диспетчерский пункт. При поступлении такого сигнала дис-
петчер обязан пересмотреть режим работы трубопровода для сни-
жения давления па всасывании станции Б за счет перераспреде-
ления числа включенных агрегатов на станциях, предшествую-
щих Б.
125
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ОТ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ
Снижение возникающих динамических повышений давления в
трубопроводе при переходных процессах может быть достигнуто
различными способами. Наиболее универсальным, осуществление
которого позволяет снизить перегрузки во всех случаях, является
применение дополнительных устройств для снижения до допусти-
мых значений скорости изменения давлений в распространяющейся
волне. Другие способы предусматривают различные воздействия на
насосной станции, обеспечивающие снижение до безопасных пре-
делов амплитуды распространяющейся волны давления. Третья
труппа способов предполагает наличие системы связи между стан-
.Рис. 73. Изменение давления в трубо-
проводе на приеме станции при ее о'т-
.ключении
циями и снижение перегрузок пу-
тем передачи на предыдущую
станцию сигнала о возникновении
волны, опережающего приход
волны.
На отечественных трубопро-
водах наибольшее распростране-
ние получил первый способ сни-
жения перегрузок — применение
регуляторов скорости повышения
давления — устройств сглажива-
ния ударной волны.
Если в рассмотренном приме-
ре изменить величину средней
крутизны фронта распространя-
ющейся волны и вместо использо-
ванного в расчете значения 0,04 МПа принять среднюю крутизну
0,01 МПа, то повышение давления в точке М (см. рис. 70) соста-
вит не 0,84 МПа, а 0,21 МПа. Такое повышение давления с учетом
быстродействия системы регулирования лежит в пределах зазора
безопасности и не может быть опасным для трубопровода. На этом
и базируется принцип использования устройств сглаживания удар-
ной волны.
В этом способе осуществляется локализация возникшего возму-
щения непосредственно у остановившейся станции. Она достигается
уменьшением энергии возникающей волны путем сброса части
потока на приеме этой станции в дополнительную емкость. При этом
происходит снижение крутизны фронта волны повышения давления.
Конкретные значения снижения амплитуды и угла наклона фронта
волны зависят от быстродействия исполнительных механиз-
мов и характеристик дополнительной емкости, в которую направля-
ется часть потока. Эти параметры должны подбираться таким обра-
зом, чтобы предупредить опасное повышение давления с учетом
работы системы регулирования и защиты на предыдущей станции.
Для этого необходимо, как изображено на рис. 73, чтобы повыше-
ние давления на приеме отключившейся насосной (при наличии сбро-
са в емкость) происходило по графику 2 вместо графика / (изме-
126
нение давления без сброса). Добиться этого можно следующим
образом. К трубопроводу на всасывании станции подключается
емкость, доступ потока в которую при установившемся режиме
полностью перекрыт (рис. 74). При отключении агрегатов на этой
насосной запорное устройство открывается, и часть потока направ-
ляется в емкость. Изменяя закон открытия запорного устройства,
при наличии емкости достаточной вместимости можно получить
практически любой наклон линии 2 на рис. 73. График изменения
В сборник сброса нефти
блок-боксгашения
уборной Волны
Рис. 74. Технологическая схема установки устройства сброса
давления на выходе при наличии сброса / (рис. 75) можно постро-
ить (см. рис. 69), если учесть, что при остановке станции разви-
ваемый дифференциальный напор не меняется при наличии сброса.
Если к кривой изменения давления при отсутствии сброса 2 приба-
вить в каждый момент времени значения дифференциального напо-
ра из рис. 69, можно получить кривую изменения давления на вы-
ходе насосной до установившегося значения /?уст.
Для регулирования скорости повышения давления нельзя ис-
пользовать для сброса жидкости предохранительные клапаны. Де-
ло в том, что предохранительный клапан настраивается на значение
повышения давления при определенном статическом давлении.
А при переходных процессах сброс должен осуществляться в слу-
чае возникновения крутого фронта при любом статическом дав-
лении, т. е. уставка предохранительного клапана должна быть
равной давлению в установившемся режиме и изменяться в соот-
ветствии с изменениями давления при различных режимах, т. е.
настройка предохранительного клапана должна быть скользящей.
На основании полученного графика можно определить и расход,
и необходимый объем сброса. Известно, что при неустановившемся
127
движении изменение расхода и давления в сечении трубопровода
связано с формулой, полученной Н. Е. Жуковским:
Др = срДи,
где Др — изменение давления на приеме; с — скорость распрост-
ранения волн в трубопроводе; р — плотность жидкости; До — из-
менение скорости потока на приеме.
Рис. 75. Изменение давления в трубопроводе на
выходе станции Др при ее отключении
Из формулы видно, что если изменение расхода в трубопроводе
известно, то можно определить и изменение давления в трубопро-
воде. Изменение давления в трубопроводе при отсутствии сброса
характеризуется графиком 1 на рис. 73. При наличии сброса тот
же процесс изменения давления можно представить в виде суммы
двух процессов: сброса части жидкости в свободную емкость и
распространения волны оставшегося возмущения в трубопроводе.
Поскольку источник возникновения волн давления в обоих слу-
чаях— при наличии сброса и без него —одинаков и создает воз-
мущение, характеризующееся графиком, то разность давлений
между графиками / и 2 должна компенсироваться за счет сброса
в соответствии с формулой Жуковского. Зная разность ординат
между графиками 1 и 2, можно рассчитать необходимый расход
сброса. Это верно, если изменение скорости Ау не превышает ско-
рости у0 в имевшем место установившемся режиме, т. е. критическое
ударное давление рУд=сру0 больше половины дифференциального
напора станции в этом режиме.В этом случае будет отсутствовать
обратный поток, и сброс в емкость будет осуществляться только за
счет инерции потока, приходящего со стороны всасывания. В про-
128
тивпом случае сброс будет подпитываться также обратным пото-
ком со стороны нагнетания.
Сформулируем технические требования к устройству сглажива-
ния. Прежде всего задача устройства — осуществлять сброс при
отключениях данной станции и не реагировать на изменения дав-
ления, происходящие из-за отключений на соседних станциях, или
из-за изменения уставки регулятора на этой станции или даже
отключения одного агрегата на этой станции. Все эти события
различаются крутизной волны давления, т, е. скоростью изменения
Рис. 76. Шланговый клапан
давления в данной точке. С учетом перечисленных требований
чувствительный элемент должен реагировать на скорости измене-
ния давления порядка 0,4—1 МПа. Естественно, что поскольку ха-
рактеристики различных трубопроводов отличаются, настройка
срабатывания должна быть регулируемой. При этом прибор дол-
жен не реагировать на имеющиеся в трубопроводе пульсации дав-
ления с амплитудой 0,15—0,2 МПа с теми же скоростями.
Другая характеристика — это скорость изменения давления,
которую можно допустить в данной точке (крутизна фронта волны).
Учитывая, что по мере перемещения фронт волны из-за сил трения
расплывается в два-три раза, допускаемая средняя скорость на-
растания давления в месте установки устройства сглаживания не
должна превышать 0,04—0,1 МПа. Эта скорость обеспечивает не-
обходимый запас времени после срабатывания защиты на преды-
дущей станции.
На отечественных трубопроводах получил распространение
способ защиты от перегрузок путем сброса в безнапорную емкость
с использованием шланговых клапанов (рис. 76). Входной патру-
5 2-24
129
бок шлангового клапана представляет цилиндр 4 с прорезями 1
на боковой стороне. Он соприкасается с выходным патрубком, так-
же имеющим прорези 5 на боковой стенке по всему кольцу. Вход-
ной и выходной патрубок разделены перегородкой 2. В нерабочем
состоянии к прорезям прижата эластичная мембрана 3, препят-
ствующая перетоку жидкости из входного патрубка в выходной.
Рис. 77. Схема работы шлангового клапана
Если давления под мембраной и над мембраной равны (см. показа-
ния приборов на рис. 77, а), жидкость не поступает в выходной
патрубок. Прижатие мембраны обеспечивается ее натяжением, а
также внешним давлением в надмембранной полости. При увели-
чении давления под мембраной во входном патрубке она выгиба-
ется (рис. 77, б) и отрывается от прорезей. В этот момент в под-
мембранной полости входной патрубок сообщается с выходным, и
жидкость может перетекать через боковые прорези в выходной пат-
рубок (рис. 77, в). Степень выгиба мембраны и, следовательно,
гидравлического сопротивления шлангового клапана зависит от
степени натяжения мембраны и перепада давления, действующего
на мембрану (рис. 77, г, д, е). Характер изменения пропускной
способности К? в зависимости от превышения давления изображен
на рис. 78. Приведем значения условной пропускной способности
Kv для клапанов различных диаметров dK:
dK, мм . . .150 200 250 300
Kv. М3/ч . . 355 700 970 1414
130
Дчя нефтей при определении расхода необходимо учитывать
коэффициент вязкости, лежащий в пределах 0,75—0,9.
Поскольку быстродействие клапана связано только с выгибом
мембраны, клапан является практически безынерционным. Схема
устройства защиты от перегрузок с применением шланговых кла-
панов (рис. 79) состоит из следующих элементов. Исполнительный
механизм, в качестве которого используется один или несколько
шланговых клапанов 2, подключается входным патрубком к трубо-
проводу 1 на приеме на-
сосной станции Выход-
ной патрубок соединяет-
ся с трубопроводом, по
которому нефть сбрасы-
вается в безнапорную
емкость 3. Таким обра-
зом. при срабатывании
шлангового клапана (под-
ия гни мембраны) нефть
может поступать через
клапан в безнапорную
емкость. Давление на
приеме станции контро-
лируется через систему,
включающую большой
бак 4 вместимостью 1—
1,5 м3, несколько баков-
аккумуляторов 5 вмести-
мостью от 0,1—0,2 м3 и
120
140
&р, %
соединительные линии,
связывающие их между
Собой и С надмембранной Рис. 78. Зависимость пропускной способности
полостью шлангового от перепада давления на мембране
клапана. В баках-акку-
муляторах устанавливается тонкая мембрана из синтетического
материала, разделяющая жидкость и воздух; пространство от
этой мембраны до мембраны шлангового клапана заполняется
воздухом. Пространство над мембраной бака-аккумулятора до
половины объема большого бака заполняется антифризом и ос-
тальная часть большого бака и соединительная линия до магист-
рального трубопровода заполняется нефтью. Заполнение основной
части соединительных линий антифризом предусмотрено для пре-
дохранения соединительных линий от отложений содержащихся
в нефти примесей и парафина. На линии, соединяющей большой
бак с баками-аккумуляторами, установлен игольчатый вентиль 6,
выполняющий роль дросселя. Система заполняется воздухом и
антифризом так, чтобы при давлении на приеме, превышающем
рабочее на 0,1—0,2 МПа, уровень антифриза в большом баке и
баках-аккумуляторах находился в их средней части. При повы-
шении давления нефти в трубопроводе на приеме станции проис-
5*
131
ходит такое же повышение давления во всей системе, включая
надмембранную полость шлангового клапана. При этом воздух,
заполняющий объем между мембраной шлангового клапана и
мембраной бака-аккумулятора, сжимается и занимает меньший
объем. Освободившийся объем заполняется антифризом, уровень
которого в большом баке в связи с этим понижается. Объем боль-
шого бака 4 заполняется за счет пополнения нефтью из нефте-
провода. Наоборот, при снижении давления на приеме станции
воздух под мембраной баков-аккумуляторов расширяется и вытес-
няет антифриз, уровень которого
Рис. 79. Схема устройства сброса
в большом баке поднимается, а
часть нефти вытесняется об-
ратно в нефтепровод. Для за-
щиты синтетической мембраны
аккумулятора в его нижней
части установлена муфта с
предохранительным клапаном.
Нормально клапан открыт с
помощью пружины. При пол-
ном вытеснении воздухом жид-
кости из аккумулятора предох-
ранительный клапан закрыва-
ется, предохраняя синтетиче-
скую разделительную мембра-
ну от повреждения. При рез-
ком повышении давления на
приеме станции изменение
давления над мембраной шлангового клапана будет отставать от
изменения давления в трубопроводе за счет запаздывания, созда-
ваемого дросселем. Дроссель 6 препятствует перетоку жидкости
из большого бака 4 в баки-аккумуляторы 5, приводя к задержке
изменения давления в шланговом клапане над его мембраной.
Если возникшая разность давлений велика, мембрана прогнется
и начнет пропускать поток нефти в безнапорную емкость на
сброс. Если скорость нарастания давления будет небольшой, то
запаздывание не приведет к созданию разности давлений, доста-
точной для преодоления жесткости мембраны, и шланговый кла-
пан останется герметичным.
В установившемся режиме давление во всей системе устанавли-
вается одинаковое, так как давление во входном патрубке шланго-
вого клапана равно давлению в его надмембранном пространстве.
При этом мембрана плотно перекрывает прорези, и путь потоку к
сбросному трубопроводу герметично перекрыт. При повышении
давления на всасывании станции через нефть и антифриз это по-
вышение будет передаваться через эластичную мембрану в баке-
аккумуляторе воздуху. Воздух в баке будет сжиматься и выте-
сняться в соединительные трубки и надмембранную полость шлан-
гового клапана, повышая при этом там давление. Вследствие
сопротивления движению антифриза в дроссельном устройстве
сжатие воздуха при повышении давления в нефтепроводе будет
132
происходить во времени.Поэтому рост давления в надмембранном
пространстве будет отставать от роста давления на приеме; и чем
больше скорость изменения давления на приеме, тем больше будет
разность давлений на приеме и в надмембранном пространстве, т. е.
перепад на мембране. А поскольку открытие потока через шланго-
вый клапан определяется только перепадом на мембране при
определенной скорости изменения давления, она оторвется от про-
резей и начнет пропускать поток в сбросной трубопровод. Дроссель
обеспечивает такое запаздывание, что если давление в трубопро-
воде нарастает выше заданной скорости, перепад на мембране
Рис. 80. Устройство «Аркрон-1000»
клапана будет достаточным для растяжения мембраны и возник-
новения перетока. Обратный клапан, установленный параллельно
с дросселем, обеспечивает свободный проток жидкости обратно из
аккумулятора при снижении давления на приеме. Подпитка возду-
хом выполняется периодически компрессором, вспомогательные
трубопроводы подачи воздуха и дренажа показаны на рис. 79
пунктиром.
На нефтепроводах диаметром 1000 и 1200 мм установлена сис-
тема «Аркрон-1000». Она включает шесть клапанов диаметром
300 мм с самостоятельным воздушным аккумулятором каждый
(рис. 80). Воздушные аккумуляторы соединены с общим баком
с разделительной жидкостью, давление в котором поддерживается
равным давлению в трубопроводе. Число клапанов и их диаметр
определяются расходом жидкости, которую надо пропустить в без-
напорную емкость. В систему входят, кроме того, комплект труб
и вентилей для заполнения и контроля герметичности, а та кже
резервуар для жидкости с насосом. Настройка регулятора скорос-
ти повышения давления осуществляется изменением сопротивления
дросселя. Открытие игольчатого крана снижает запаздывание рос-
та давления в надмембранном пространстве, а следовательно, и
133
перепад, действующий на мембрану. Поэтому при открытии иголь-
чатого крана устройство будет открываться при более крутой
волне повышения давления и поддерживать большую скорость
изменения давления, а при уменьшении диаметра дросселя крутиз-
на волны будет снижаться. Основным преимуществом этой схемы
является использование регулятора прямого действия. Во-первых,
это обеспечивает быстродействие системы. Регулятор прямого дей-
ствия без всякого запаздывания отрабатывает заданный ему закон
регулирования, непосредственно отслеживая характер изменения
процесса. Этим достигается как быстрая реакция на резкое повы-
шение давления и снижение крутизны фронта, так и своевременная
реакция на изменение крутизны, что позволяет ограничиться мини-
мальным сбросом Во-вторых, система с регулятором прямого дей-
ствия не содержит промежуточных звеньев, не зависит от наличия
других источников энергии, т. е. является достаточно надежной.
Число и размеры шланговых клапанов определяются аналогично
расчету регулирующих клапанов. Значение пропускной способности
принимается по максимальному расходу в трубопроводе с учетом
возможного обратного потока, а значение действующего перепада
давления — по расчетному давлению на входе станции при этой
подаче.
Применяются и другие системы защиты от повышения давле-
ния. На некоторых НПС нефтепровода «Дружба» используются
системы с быстродействующими гидроприводными клапанами ти-
па задвижечных. Управление ими осуществляется электронным
устройством, которое определяет скорость повышения давления и
выдает команды на открытие одного или нескольких клапанов.
Наряду с описанным, перспективным представляется способ
защиты с применением герметичного воздушного колпака, соеди-
ненного с магистральным трубопроводом на всасывании станции.
Колпак заполняется инертным газом с давлением на 0,2—0,3 МПа
больше, чем минимальное давление на всасывании насосной. Внут-
ри колпака имеется автоматический вантуз, предотвращающий вы-
ход газа при снижении давления на всасывании. При повышении
давления на всасывании происходит сжатие газа и часть простран-
ства заполняется нефтью. Скорость поступления нефти зависит от
характеристик трубопровода, соединяющего магистраль с колпа-
ком и размеров колпака. Очевидно, что по мере заполнения колпа-
ка и роста в нем давления количество поступающей в него жидкости
будет уменьшаться, что соответствует закону, приведенному на
рис. 73.
Наряду с указанными, используется способ создания со стороны
предыдущей станции А встречной волны снижения давления путем
быстрого снижения развиваемого ею давления (рис. 81) при воз-
никновении волны на последующей станции Б. Если волна пониже-
ния давления достигнет опасной точки раньше, чем к ней подойдет
встречная волна повышения давления от предыдущей станции, то
суммарное давление не превысит допускаемого. Волна понижения
давления может быть создана за счет отключения одного из агре-
134
гатов на предыдущей станции или частичного дросселирования
потока на ней. Механизм работы этого способа состоит в следующем:
при одновременном отключении агрегатов на промежуточной пере-
качивающей станции без емкости на предыдущую станцию посыла-
ется сигнал по каналу связи. В автоматизированной системе управ-
ления такой сигнал может формироваться автоматически и по
системе телемеханики передается на предыдущую станцию.
Разработано специальное устройство—датчик опасных возму-
щений (ДОВ), который настраивается на значение определенного
резкого повышения давления за короткий промежуток времени
(0,6—1 МПа за 5—6 с). Величина настройки позволяет отстроить-
ся от режимных переключений при остановке одного насосного
Рис. 81. Волны давлений при посылке опережающего сигнала
агрегата. Сигнал от ДОВ через специализированную систему теле-
механики «Волна» передается на предыдущую станцию. С прихо-
дом этого сигнала на насосной происходит соответствующее отклю-
чение агрегата или снижение установки регулятора давления на
нагнетании. Если такой сигнал появится на предыдущей станции
через 15—20 с после отключения, то перегрузки в трубопроводе не
возникают. В ряде случаев аналогичную операцию может выпол-
нить опытный диспетчер при наличии устройств телемеханики вруч-
ную. Этот способ является достаточно эффективным для защиты
трубопровода. Главный его недостаток связан с использованием
канала связи. При любой неисправности канала связи, чтобы избе-
жать порыва трубопровода, приходится снижать давление в тру-
бопроводе и соответственно уменьшать расход перекачки.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ПЕРЕГРУЗОК ПО ДАВЛЕНИЯМ
Как уже указывалось, переходные процессы при неустановив-
шихся режимах являются одним из основных источников возник-
новения аварий на нефтепроводах, связанных с их порывом. Поэ-
тому на насосных станциях следует предусматривать различные
мероприятия, имеющие цель снизить число отключений, а также
уменьшить перегрузки, возникающие при таких отключениях.
В основном опасные перегрузки происходят при отключениях всей
насосной станции. Важно при этом предусмотреть как сокращение
числа отключений, так и снижение крутизны фронта возникающей
135
волны. Одной из наиболее частых причин отключения станции
является прекращение энергоснабжения вследствие повреждения
линий электропередач. Для предотвращения прекращения подачи
электроэнергии энергоснабжение насосных станций осуществляет-
ся по двум линиям электропередачи. В линиях электропередач
возможны кратковременные проходящие через некоторое время
короткие замыкания, при которых происходят отключения энерго-
снабжения. Поэтому в системе автоматики электроподстанций
предусматриваются автоматическое повторное включение (АПВ)
напряжения после его кратковременного отключения и автомати-
ческий повторный пуск агрегатов, которые начали снижать обороты
при исчезновении напряжения (самозапуск).
АПВ агрегатов позволяет снизить амплитуду повышения давле-
ния на приеме отключившейся станции и соответственно волну
повышения давления, так как после повторного включения агрега-
тов в период процесса выбега давление на приеме не успевает
повыситься до значения руст (см. рис. 69).
Самозапуском называется восстановление нормальной работы
электропривода без вмешательства персонала после кратковре-
менного перерыва электроснабжения или глубокой посадки.
Самозапуск имеет отличия от пуска:
в момент восстановления напряжения двигатель вращается, поэ-
тому в начале самозапуска — повышенный момент вращения дви-
гателя по сравнению с пуском;
самозапуск происходит при нагруженных механизмах, что при-
водит к увеличению длительности разгона и повышению темпера-
туры обмоток;
в самозапуске могут участвовать одновременно несколько двига-
телей, в результате чего в элементах сети -появляются повышенные
токи, снижается напряжение на выводах двигателей и соответст-
венно уменьшается вращающий момент;
вследствие возникновения при выбеге э. д. с. в обмотке статора
ток включения может превышать пусковой ток
/п = (^о-Дд)/гэ,
где 1П — пусковой ток; Uc — напряжение сети; £д — э. д. с. двига-
теля; za — эквивалентное сопротивление.
В синхронном двигателе э. д. с. может в момент восстановления
быть равна напряжению сети и даже превышать его. В этом случае
In = {и в + E^lz3,
и ток при самозапуске может превысить вдвое пусковой ток.
Для обеспечения самозапуска синхронных двигателей необхо-
димо осуществить гашение поля ротора и ограничение тока несин-
хронного включения. Вследствие этого повторный самозапуск воз-
можен для синхронных двигателей не менее чем через 1,6—3 с.
136
11оскольку за это время может произойти существенное снижение
частоты вращения электродвигателя, одновременный самозапуск
нескольких агрегатов может оказаться невозможным из-за ограни-
чений ио пусковым токам и возникающей новой суммарной волны
повышения давления. Пуск синхронных двигателей обычно осу-
ществляется от полного напряжения сети (прямой пуск). При од-
новременном самозапуске нескольких агрегатов питающая сеть
должна обеспечивать на зажимах пускаемого электродвигателя
остаточное напряжение 0,75 (7Н- Большие снижения напряжения
при пуске могут быть допущены только после проверки расчетом
возможности пуска насосного агрегата. При посадке напряжения
ниже 0,7 Un необходимо проверить также бесперебойность работы
вспомогательных механизмов. При больших посадках напряжения
возможен последовательный автоматический самозапуск агрегатов.
Однако при последовательном самозапуске растет время от оста-
новки агрегатов до пуска последнего агрегата. Если это время
соразмерно с временем выбега, то автоматический поочередный
самозапуск для этого агрегата уже нецелесообразен, так как при
распространении волн давления на ближайших станциях уже про-
изойдут отключения агрегатов. Последовательный самозапуск
особенно важен на нефтепроводах больших диаметров, где вслед-
ствие крупных единичных мощностей электродвигателей снижение
напряжения будет наиболее ощутимо. Для поочередного самоза-
пуска разработана специальная схема автоматики, устанавливае-
мая в шкафах автоматики распределительного устройства.
Схема поочередного автоматического запуска позволяет осуще-
ствить самозапуск только одного работавшего насосного агрегата,
последнего по потоку нефти. Его масляный выключатель не отклю-
чается, и после восстановления питающего напряжения и гашения
поля он снова запускается. Время разворота этого двигателя сос-
тавляет 4—6 с, после чего включается следующий по потоку ранее
работавший двигатель и через 5—6 с следующий двигатель. Выбор
значений уставок времени запуска электродвигателей зависит от
времени АПВ остаточного напряжения, допустимых токов вклю-
чения.
Поддержанию режима на магистральном нефтепроводе способ-
ствует применение автоматического ввода резервного агрегата
(АВР), подробно рассмотренного в следующей главе.
При отключениях насосных агрегатов системами автоматичес-
кой защиты рекомендуется избегать одновременного отключения
всех работающих насосных агрегатов. Так, при возникновении ава-
рийных ситуаций при отказе вспомогательных систем, повышении
уровня в резервуарах-сборниках и т. п. следует предусматривать
последовательное поочередное отключение насосных агрегатов
через интервалы времени 15—30 с. Наличие такой разбежки обес-
печивает снижение амплитуды и уменьшение крутизны фронта
волны давления. Для предотвращения опасных перегрузок важное
значение приобретает правильная последовательность включения
или отключения агрегатов по определенному графику при перехо-
137
дах с одного режима на другой. Как уже указывалось, необходимо
ограничивать скорость изменения уставки системы регулирования
при наличии быстродействующих исполнительных органов. Наряду
с этим следует обращать внимание на работу в нерасчетных режи-
мах, например, при большом подпоре на промежуточной станции.
В этом случае целесообразно соответствующим образом перерас-
пределить давления на станциях, чтобы снизить опасность возник-
новения перегрузок. Сокращению перегрузок при переходных про-
цессах способствует внедрение средств телемеханики и автоматиче-
ских систем сбора и обработки информации. С помощью этих
систем возможна быстрая передача сведений о возникновении
волны давления в диспетчерский пункт или на предыдущую стан-
цию и принятие на ней соответствующих мер по предотвращению
перегрузок. При этом время передачи сигнала и выполнения ответ-
ных команд должно быть не больше времени распространения
волны до середины участка между станциями.
Контрольные вопросы к гл. 5
1.	Что такое установившийся и неустановившийся режимы?
2.	Что такое переходной процесс и в каких случаях он возникает?
3.	Какими параметрами определяется переходной процесс?
4.	С какой скоростью распространяются волны давления в трубопроводе?
5.	Что такое выбег" насосного агрегата?
6.	Расскажите, как изменяются давления на промежуточной насосной станции
при отключении на ней одного агрегата.
7.	Дайте характеристику основных этапов изменения давления в трубопро-
воде на участке перед отключившейся станцией.
8.	От чего зависит волна повышения давления у предыдущей станции?
9.	Что такое опасная точка?
10.	Что происходит на предыдущей НПС при отключении последующей
НПО?
11.	Почему система регулирования давлений на НПС не может предотвра-
тить перегрузку?
12.	Почему регулятор скорости повышения давления предотвращает пере-
грузку?
13.	Каким образом достигается изменение волны повышения давления?
14.	Можно ли использовать для защиты от волн повышения давления предо-
хранительные клапаны?
15.	Опишите работу шлангового клапана.
16.	Расскажите о системе защиты от волн повышения давления.
17.	Как работает система «Волна»?
18.	Что такое самозапуск насосных агрегатов?
14. Укажите особенности самозапуска.
20	Какие трудности связаны с параллельным самозапуском?
21.	1'ак осуществляется последовательный самозапуск?
22.	Какие мероприятия помогают снизить крхчизиу фронта повышения дав-
ления?
23.	Каким образом должно осуществляться изменение уставки регуляторов
давления?
24	Что надо предпринимать при большом давлении на приеме станции?
Глава 6
АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВНЫХ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ
В практике эксплуатации бывают случаи, когда работающий
магистральный насосный агрегат по каким-либо причинам отклю-
чается системой автоматики. Это происходит при возникновении
неисправности в самом агрегате (увеличение утечек, повышение
температуры подшипников) или в обеспечивающих работу насос-
ного агрегата вспомогательных системах (снижение давления мас-
ла, охлаждающей воды, избыточного подпора воздуха). Система
автоматики магистрального насосного агрегата осуществит его
остановку при срабатывании одной из агрегатных защит этого агре-
гата. Очевидно, что отключение работавшего агрегата приведет к
снижению подачи по всему трубопроводу и изменению режима ра-
боты всех насосных станций. Можно сохранить существовавший
в трубопроводе до отключения неисправного агрегата режим, если
взамен него на этой станции включить другой агрегат, не находив-
шийся в работ г. Поэтому для сохранения режима работы трубо-
провода на каждой насосной станции один насосный агрегат дол-
жен всегда находиться в полной готовности к пуску, чтобы резер-
вировать один из работающих агрегатов. Агрегат, находящийся в
резерве, может быть запущен вручную или автоматически. При
запуске резервного агрегата большое значение приобретает время,
прошедшее от отключения неисправного агрегата до завершения
пуска резервного агрегата. Если это время будет большим, то
вследствие распространения возникшей при отключении агрегата
волны повышения давления на предыдущем участке, изменение
режима работы трубопровода произойдет на нескольких насосных
станциях.. При сокращении времени между отключением и пуском
возможны локализация района распространения волны и снижение
амплитуды возникающей волны давления. Время, за которое может
быть произведен запуск резервного агрегата, зависит от двух при-
чин! во-первых, от интервала между командой на отключение
неисправного агрегата и командой на включение резервного агре-
гата и, во-вторых, от длительности процесса полного пуска насос-
ного агрегата. Интервал между командами может быть сведен к
минимуму при использовании системы автоматического включения
резервного агрегата. Эта система автоматически пошлет импульс
на включение резервного агрегата при срабатывании агрегатных
защит любого из работавших насосных агрегатов.
Длительность процесса пуска агрегата зависит от последова-
тельности включения отдельных составных частей агрегата. Для со-
кращения продолжительности пуска все вспомогательные системы
агрегата включаются заранее при переводе агрегата в режим «ре-
139
зервный». Это значит, что при неработающем агрегате должно быть
достаточное давление в коллекторах подвода к агрегату масла,
воды и воздуха, агрегат должен быть продут ([ля взрывозащищен-
ных двигателей) и напряжение подано на цепи управления мас-
ляным выключателем и систему автоматики агрегата.
При готовности всех вспомогательных систем агрегата время
его запуска зависит от способа пуска агрегата. Различают три
способа пуска агрегата: на закрытую задвижку, на открывающиеся
задвижки, на открытые задвижки.
При пуске агрегата на закрытую задвижку (рис. 82) у нерабо-
тающего агрегата задвижки на приеме и нагнетании
Программа запуска па закрытую задвижку	□
Программа запуска на открывающиеся задвижки	□
Программа запуска на открытые	□
Рис. 82. Программы пуска насосного
агрегата:
I — задвижка на приеме; 1 — задвижка
на нагнетании
насосного
агрегата закрыты. При подаче
команды «пуск» (момент /0) сна-
чала открывается задвижка на
приеме насосного агрегата. Пос-
ле полного открытия приемной
задвижки включается электро-
двигатель резервного агрегата.
Когда насос достиг номиналь-
ной частоты вращения, дается
команда на открытие задвижки
на нагнетании насоса. В этом
случае давление в трубопроводе
устанавливается, когда задвиж-
ка на нагнетании откроется при-
мерно на половину своего хода.
Таким образом, время достиже-
ния рабочего давления (время
пуска) при этом способе составит
Al -- ^ПР Ч- ^ЭД Ч- 0>5/н,
где fDp, tB — время открытия задвижек соответственно на приеме
и нагнетании; /вд — время разгона электродвигателя.
При пуске на открывающиеся задвижки у неработающего агре-
гата задвижки также закрыты. При отключении неисправного аг-
регата у резервного агрегата начинают открываться одновременно
обе задвижки: на приеме и на нагнетании (или с разрывом). В оп-
ределенный момент времени при некоторой величине открытия
обеих задвижек (порядка 30 %) включается электродвигатель.
Поскольку время разгона насосного агрегата во много раз меньше
времени открытия задвижки, он достигает номинальной частоты
вращения при еще неполностью открытых задвижках, которые про-
должают открываться. При этом способе общее время пуска агре-
гата составляет примерно половину времени открытия одной из
задвижек (имеющей большее время открытия).
При пуске на открытые задвижки у агрегата, подготовленного
к работе, обе задвижки открываются заблаговременно при его под-
ключении к Системе (рис. 82). В этом случае у неработающего
140
агрегата обе задвижки полностью открыты. При остановке неис-
правного работавшего агрегата включается сразу или с выдержкой
времени электродвигатель резервного агрегата. Общее время пуска
определяется только выдержкой времени до момента включения и
временем разгона агрегата. Очевидно, что способ пуска на откры-
тые задвижки занимает минимальное время и является предпоч-
тительным.
Рассмотрим особенности работы системы при всех трех спо-
собах.
При пуске на закрытые задвижки общее время пуска составля-
ет 6—10 мин. За это время в трубопроводе уже произошли все
изменения, связанные с переходом на работу с пониженным рас-
ходом при отключении неисправного агрегата. Поэтому при осу-
ществлении этого способа автоматическое включение резервного
агрегата не сможет предотвратить переход нефтепровода на дру-
гой режим и снижение пропускной способности трубопровода. Авто-
матическое включение резервного агрегата позволит только сни-
зить время работы на пониженном режиме. При пуске на закры-
тую задвижку задвижка на нагнетании начинает открываться после
завершения разгона двигателя. При этом насосный агрегат создает
большое давление (равное дифференциальному напору при нуле-
вой подаче). Наличие такого давления приводит к увеличению уси-
лия, необходимого для перемещения шибера задвижки на нагне-
тании. Кроме того, при запуске агрегата последнего по потоку
общее давление, создаваемое работающими насосами и запускае-
мым при малой подаче, может превысить давление, опасное для
корпуса и арматуры, и следовательно, требуется дополнительное
ограничение давлений задвижками у насосов. Преимущества запу-
ска на закрытые задвижки состоят в снижении момента сопротив-
ления разгону двигателя и сокращении времени разгона двигате-
ля до номинальной частоты вращения на холостом ходу, посколь-
ку поток нефти отсутствует и, следовательно, разогрева обмоток от
пусковых токов.
При пуске на открытые задвижки насос после перехода в режим
«резервный» все время находится под давлением. При этом если
перед ним по потоку находятся работающие насосы, давление в его
корпусе превышает давление на приеме и в линии разгрузки. Вслед-
ствие этого поток разгрузки от этого насоса существует и при
неработающем насосе, что снижает общую эффективность пере-
качки.
При пуске насоса пропуск жидкости через насос начинается уже
в начале разгона, вследствие чего момент сопротивления пуску
больше, чем при отсутствии протока жидкости. Для преодоления
большего пускового момента необходимы большие пусковые токи.
С учетом этих токов должны быть рассчитаны соответствующие эле-
менты энергоснабжения: трансформаторы, линии электропередач,
подводящие кабели. Кроме того, при больших токах растет сила
взаимодействия между отдельными частями обмоток двигателя,
поэтому конструкция электродвигателя должна позволять запуск
Ш
двигателя при повышенных пусковых моментах. Кроме того, не-
сколько увеличится время разгона электродвигателя до номиналь-
ной частоты вращения, при этом повышается разогрев обмоток.
На рис. 83 изображены кривые моментов сопротивлений при
пуске двигателя на закрытую и открытую задвижку для насоса
НМ-10000. Как видно из рисунка, моменты сопротивления при
обоих способах пуска совпадают в начале пуска (Л10) и до частоты
вращения 800 об/мин, а далее момент сопротивления насоса, запу-
скаемого на открытую задвижку (кривая 1), больше, чем запускае-
мого на закрытую задвижку (кривая 2).
Рис. 83. Кривые изменения момента
сопротивления насоса НМ-10 000-210 с
ротором на подачу 12 500 м3/ч при от-
крытой (кривая 1) и закрытой (кри-
вая 2) задвижке.
Рис. 84. Кривые изменения давления
на выходе насосной Рк (сплошная
кривая) и частоты вращения п (пунк-
тирные кривые) при автоматическом
включении резервного агрегата
Наряду с моментом сопротивления время пуска электродвига-
теля зависит от напряжения на зажимах электродвигателя при
пуске. Для сетей энергоснабжения относительно малой мощности
при пуске двигателя происходит снижение напряжения у электро-
двигателя, вследствие чего пуск затягивается. Поэтому при при-
менении пуска на открытые задвижки должна быть произведена
расчетная проверка времени пуска электродвигателя и правильно
рассчитана уставка реле времени, контролирующего запуск агрега-
та в системе электроснабжения. Эта проверка должна быть выпол-
нена на случай пуска при наибольшем возможном числе работаю-
щих насосных агрегатов на площадке или должны быть определе-
ны условия, при которых возможен перевод агрегатов на пуск при
открытых задвижках.
Подготовка к переводу агрегата в режим «резервный» состоит
в полной подготовке агрегата к пуску. Насосный агрегат должен
142
быть подключен ко всем вспомогательным системам. Все системы
подачи смазочного масла, охлаждающей воды, воздуха в двига-
тель должны быть в полной исправности. Если электродвигатель
агрегата имеет продуваемое исполнение, то он должен быть про-
дут и находиться под избыточным давлением. Должны быть вклю-
чены под напряжение пусковые цепи соленоидов масляного выклю-
чателя. После завершения подготовки агрегата ключ режимов на
щите управления насосного агрегата переводится в положение
«резервный». При переводе ключа автоматически открываются зад-
вижки насосного агрегата, а к пусковым цепям этого агрегата
подключаются контакты реле схемы запуска резервного агрегата.
Теперь, если один из работающих агрегатов будет остановлен
агрегатной защитой, то через реле запуска резервного агрегата
будет включен электродвигатель агрегата, поставленного в резерв.
После пуска резервного агрегата ключ режимов следует перевести
в положение «дистанционное» и при возможности перевести в поло-
жение «резервный» один из исправных неработающих агрегатов.
Переходный процесс при пуске резервного агрегата состоит из
нескольких этапов (рис. 84). На первом этапе происходит сни-
жение давления нагнетания станции ра из-за остановки работающе-
го насоса в момент fa и снижения частоты вращения п\. Через неко-
торое время, определяемое выдержкой времени и быстродействием
элементов системы управления, начинается запуск резервного на-
соса t2. В зависимости от схемы пуска оно может составлять 1 —
5 с. Во втором этапе происходит разгон двигателя. В начале этого
этапа снижение дифференциального напора останавливающегося
насоса будет превышать дифференциальный напор разгоняющего-
ся насоса, и давление на нагнетании станции будет снижаться.
Примерно через 5—8 с после пуска резервного насоса снижение
давления на нагнетании станции должно прекратиться, и оно снова
начнет повышаться до ранее установившегося рабочего давления
ко времени t2.
При наличии насосных агрегатов, у которых торцовые уплот-
нения рассчитаны на давление не более 2,5 МПа, предпочтительно
переводить в режим резервный агрегаты, находящиеся перед рабо-
тающими агрегатами по движению потока. Если перевести в поло-
жение «резервный» агрегат, находящийся по потоку после рабо-
тающих, то при открытых задвижках давление в его корпусе будет
равно давлению на нагнетании станции. Это давление будет пре-
вышать давление в коллекторе разгрузки, и поток разгрузки из
этого агрегата будет поступать в резервуар-сборник или на прием
насосной, а энергия, накопленная этой частью потока, будет израс-
ходована впустую. При переводе в резерв первых агрегатов дав-
ление в корпусе будет ниже давления в линии разгрузки, и поток
разгрузки будет отсутствовать. Также не будет потока разгрузки
для насосов новой конструкции, у которых торцовые уплотнения
выдержи шют давление до 5 МПа, а поток разгрузки направляется
на пр: • насос- ля таких насосов нет ограничений по выбору
резервного агрегата.
Контрольные вопросы к гл. 6
1.	С какой целью предусматривается резервный насосный агрегат?
2.	Для чего создается система автоматического включения резервного агре-
гата?
3.	Какие программы пуска насосного агрегата вы знаете?
4.	Какие недостатки пуска агрегата на закрытую задвижку?
5.	Укажите особенности пуска агрегата иа открытую задвижку.
6.	Какие условия должны быть обеспечены при пуске на открытые зад-
вижки?
7.	Опишите операции, которые происходят при переводе агрегата в положение
«резервный».
8.	Что надо сделать после запуска резервного агрегата?
9.	Как изменяются давления в нефтепроводе при пуске резервного агрегата?
10.	Какой из агрегатов рекомендуется переводить в режим «резервный»?
Глава 7
КОНТРОЛЬ УТЕЧЕК НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ УТЕЧЕК
Важное значение в регулировании режимов работы магистраль-
ных нефтепроводов имеет своевременное обнаружение утечек из
магистральных нефтепроводов. Утечки в зависимости от раз-
мера потерь разделяют н§ малые (не превышающие 3—5 °/0
от номинального расхода), средние (до 10% расхода)
и большие (свыше 10 % номинального расхода). Причины
возникновения утечек могут быть самые разнообразные. Так,
мелкие утечки (или так называемые «свищи») обычно возникают
при коррозионном разрушении материала трубы окружающей
средой. У подземных трубопроводов в результате проходящих в
почве электрохимических процессов происходит постепенное раз-
рушение металла трубы. Это разрушение приводит к появлению
пятен и раковин в стенке трубы, постепенно распространяющихся
на всю толщину трубы. При почвенной коррозии скорость повреж-
дения стенки может достигать 6—7 мм/год. Для предотвращения
Почвенной коррозии в процессе строительства на трубу наносится
изоляционное покрытие, а также предусматривается электрохими-
ческая защита. Станции катодной защиты, установленные на трас-
се трубопровода, поддерживают на трубопроводе некоторый потен-
циал, более высокий, чем потенциал земли. Этот потенциал пред-
отвращает перенос частиц металла в почву. Таким образом, одним
из существенных участков работы оперативного персонала являет-
ся контроль состояния изоляции и исправности средств электрохи-
мической защиты. Другой причиной появления утечек может быть
наличие повреждений металла труб при заводском изготовлении
или строительстве, которые не удалось выявить при испытаниях
трубопровода. Такие повреждения в виде небольших трещин под
действием внешних и внутренних сил давления в трубопроводе
постепенно развиваются и могут привести к появлению свищей или
разрывам. И, наконец, нарушение технологических режимов, пре-
вышение рабочих давлений в трубопроводе, возникновение волн
давления могут вызвать повреждения и разрывы металла трубо-
провода. Аварии на магистральных нефтепроводах являются осо-
бенно опасными, так как кроме ущерба от потерь нефти они могут
вызвать взрывы и пожары. Большой вред связан с попаданием
нефти в почву и особенно в реки. При этом происходит загрязне-
ние среды и гибель животных и растительных организмов.
Площадь загрязнения при утечках оценивается эмпирической
формулой
S ~ 53,5g0’89,
где S — площадь загрязнения, м2, q — утечка, м3.
14£г
Поэтому на нефтепроводах особое внимание должно уделяться
повышению надежности работы, своевременному предотвращению
утечек, а в случае их возникновения — скорейшему определению
наличия утечки, места возникновения и принятию мер по ограни-
чению развития утечки и сокращению потерь.
КОНТРОЛЬ состояния ТРУБОПРОВОДА
Важным средством повышения надежности работы нефтепрово-
да является контроль состояния трубопровода и работоспособности
средств антикоррозионной защиты. Контроль изменения толщин'
Рис. 85. Устройство для контроля стенок трубопровода
4 — отсек регистрирующего устройства; 2 —датчики; 3 —блок питания; 4 — шарнир
стенок трубопровода осуществляется с помощью зондовых уст-
ройств, пропускаемых по трубопроводу вместе с нефтью. Зондовое
устройство (рис. 85) обычно представляет собой герметичный кон-
тейнер с прибором, регистрирующим показания на широкой ленте,
и источниками питания для привода диаграммы. Контейнер за-
пускается в поток через концевые затворы камер приема и пуска
скребка и движется вместе с потоком. Показания установленного
в контейнере прибора непрерывно регистрируются на диаграмме.
Для привязки показаний прибора к местности в определенных
местах трассы устанавливают магнитные реперы, отметки о про-
хождении которых фиксируются на диаграмме в момент нахож-
дения контейнера под репером. В зависимости от принципа действия
прибор воспринимает сигналы от соответствующих датчиков. При-
бор реагирует на изменение параметра в точке повреждения, что
фиксируется на диаграмме изменением поступающего от прибора
сигнала. После прохода всего участка трубопровода контейнер
вынимается, диаграмма расшифровывается, т. е. с помощью репер-
ных меток уточняются соответствия записей на диаграмме и от-
дельных участков трубопровода, а также наличие зафиксирован-
ных на диаграмме изменений сигналов прибора.
Для контроля исправности станций катодной защиты (СКЗ)
используется устройство телеконтроля типа ТКЗ-2М. Устройство
146
состоит из блока приема и сигнализации (БПС) и одного или не-
скольких блоков приема-передачи (БПП). Носителем информации
является защитное напряжение на трубопроводе UT, на которое
накладывается (модулируется) ток контрольной частоты от бло-
ка приема-передачи. Этот сигнал воспринимается блоком БПС и
свидетельствует об исправности СКЗ. Блоки БПП размещаются ь
местах установки СКЗ, а блок БПС монтируется вблизи аппарату-
ры телемеханики. В случае выхода СКЗ из строя или снижении
защитного потенциала ниже допустимого цепь передачи сигнала
а
Рис. 86. Диаграмма сигналов работы устройства ТКЗ-2М при исправности (а),
при неисправности (б) СКЗ.
разрывается. Отсутствие сигнала воспринимается БПС как неис-
правность системы антикоррозионной защиты, и он выдает соответ-
ствующий сигнал на щит или в систему телемеханики. При исполь-
зовании нескольких БПП каждый БПП после наиболее удаленного
принимает сигнал от предыдущего БПП и ретранслирует его даль-
ше, и так далее до прихода сигнала на БПС (рис. 86, а). При
отсутствии сигнала на одном из БПП из-за неисправности СКЗ
(рис. 86, б) блок, находящийся за поврежденным участком, начи-
нает вырабатывать контрольную частоту с привязанной только к
нему длительностью паузы. По этой длительности в блоке БПС
расшифровывается номер неисправного участка.
ИЗМЕНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ТРУБОПРОВОДА ПРИ УТЕЧКАХ
При появлении утечки или разрыва в трубопроводе часть жид-
кое ги, подаваемой по нефтепроводу, начинает вытекать через место
утечки, в то время как другая часть нефти продолжает поступать
по трубопроводу. Изменение характера работы трубопровода ока-
зывает влияние на параметры работы всего трубопровода или его
участков между отдельными станциями. Изменение режима зависит
от схемы работы трубопровода, размера утечки и ее места. Через
возникшую в трубопроводе щель часть жидкости вытекает из тру-
бы. Для истечения жидкой и требуется определенный перепад дав-
ления. Чем меньше отверстие, тем больший перепад необходим для
147
Рис. 87. Линии гидравлического укло-
на при нормальной работе 1 и при
утечке 2
создания одного и того же расхода утечки. В результате в месте
утечки давление снижается до значения перепада на утечке. Вслед-
ствие появления утечки трубопровод как бы «укорачивается», его
сопротивление становится меньше, поэтому если имеется такая воз-
можность, увеличивается подача по трубопроводу к месту утечки.
В связи с ростом подачи и изменением сопротивления трубопрово-
да насосом требуется меньшее давление для создания определен-
ной подачи и давление на выходе насосной снижается.
На участке после утечки из-за снижения давления в месте утеч-
ки (рис. 87) происходит снижение давления Друт, а также сокра-
щение подачи в связи с потерей
нефти в месте утечки.
При работе с подключенными
емкостями на промежуточных
станциях утечка из трубопровода
сказывается только на режиме
станций, прилегающих к повре-
жденному участку. Режим работы
всех остальных станций при этом
не изменяется. На станции в на-
чале поврежденного участка дав-
ление на выходе снижается, а
подача увеличивается, причем от-
носительное изменение подачи
больше, чем относительное изме-
нение давления. Эти изменения тем больше, чем ближе место утеч-
ки к началу участка. Если утечка происходит в самом конце участ-
ка, изменения подачи и давления на предыдущей станции практи-
чески не происходит. Изменения тем больше, чем больше утечка,
снижение давления будет сильнее с увеличением утечки или крутиз-
ны характеристики Q—Н насосов. В конце поврежденного участка
давление на входе не изменяется, но при большой утечке возмож-
но уменьшение подачи на приеме станции.
На линейной части происходит падение давления, причем это
падение больше всего в месте утечки и постепенно уменьшается к
начальной и конечной станциям участка. Падение давления в месте
утечки тем больше, чем ближе это место к середине участка. При
утечке вблизи конца участка падение давления вдоль трубопровода
практически не происходит, а при утечке вблизи начальной стан-
ции падение давления в трубопроводе может быть замечено только
при большой утечке и крутой характеристике Q—Н насосных агре-
гатов.
При разрыве трубопровода давление в месте разрыва становит-
ся равным атмосферному. После места разрыва подача становится
нулевой, и возможен даже поток в обратном направлении. Измене-
ния давления и подачи на станции аварийного участка, а также из-
менения давления вдоль трубопровода при разрыве по характеру
такие же, как и при утечке, но более явно выражены Отсюда сле-
дует. что при работе участка трубопровода с подключенной емкое-
148
тью снижение давления на выходе головной станции при неизмен-
ном числе работающих агрегатов на этой станции свидетельствует
о возникновении утечки и необходимости принятия соответствующих
мер. В то же время утечка в конце участка трубопровода может
существовать без изменений показаний приборов на предыдущей
станции.
Рассмотрим изменения режима при утечке для участка трубо-
провода, включающего несколько станций, работающих «из насоса
в насос». Прежде всего рассмотрим изменения давлений и расходов
на станции, находящейся в начале поврежденного участка. При
возникновении утечки на этой станции увеличивается расход и сни-
жаются давления на приеме и выходе станции. Снижение давления
зависит от размера утечки и места этой станции среди всех стан-
ций рассматриваемого участка по отношению к головной. При одной
и той же утечке снижение давления будет больше на станциях, рас-
положенных ближе к головной, чем на станциях, находящихся даль-
ше от головной. При утечке в самом конце трубопровода снижение
давления на станции поврежденного участка будет наименьшим.
Рассмотрим изменения давления на станциях, предшествующих
месту утечки. Расход по всему участку до места утечки будет по-
вышаться и станет равным расходу на станции в начале повреж-
денного участка. Давления на приеме и выходе на предыдущих
станциях будут снижаться пропорционально снижению давления
на станции в начале поврежденного участка. Однако по мере дви-
жения против потока в сторону головной станции на предыдущих
станциях изменения давления будут сокращаться (рис. 88) Если
утечка увеличивается настолько, что давление на приеме уменьша-
ется до минимума, ограничиваемого системой автоматического ре-
гулирования давления на этой станции, дальнейшее снижение дав-
ления на приеме прекращается, и с увеличением размера утечки
на этой станции уменьшается только давление на выходе. Относи-
тельное уменьшение давления на выходе при этом будет примерно
пропорционально расстоянию места утечки от конечной стан-
149
ции участка. На всех предыдущих станциях трубопровода дав-
ление и подача при таком увеличении утечки не меняются.
На станции после поврежденного участка подача и давления
на приеме и выходе уменьшаются по сравнению с установив-
шимся режимом пропорционально утечке и расстоянию от места
утечки до конечной станции участка трубопровода. Изменения дав-
ления пропорциональны квадрату изменения подачи. В то же время
изменения давления и подачи пропорциональны расстоянию места
утечки от головной станции участка трубопровода, и при утечке
вблизи головной станции давления и расход на станциях за ава-
рийным перегоном практически не меняются. На всех последующих
станциях трубопровода подача также снижается и будет равняться
подаче на станции после аварийного участка, а давление снизится.
Это изменение давления пропорционально изменению давления на
этой станции аварийного участка и расстоянию от конечной стан-
ции участка трубопровода. Когда утечка увеличивается настолько,
что давление на приеме уменьшается до минимума, ограничиваемо-
го автоматическим регулятором этой станции, дальнейшее падение
давления на приеме прекращается. При увеличении утечки умень-
шаются только расход и давление на выходе. На всех последующих
станциях трубопровода при таком увеличении утечки подача будет
такой же, как и на станции после аварийного участка, а давление
будет изменяться пропорционально давлению на этой станции.
На линейной части трубопровода при появлении небольшой
утечки характер изменения давления вдоль аварийного участка
будет таким же, как и для трубопровода с емкостями, т. е. в месте
утечки будет наибольшее падение давления, и это снижение давле-
ния будет постепенно уменьшаться к начальной и конечной стан-
циям участка. Однако и в начале, и в конце участка, как это было
уже сказано, давление также будет падать. Падение давления во
всех сечениях трубопровода будет пропорционально падению в мес-
те утечки и расстоянию рассматриваемой точки от конечной и го-
ловной станции трубопровода по отношению к расстоянию места
утечки от этой же станции.
При увеличении утечки до величины, при которой на начальной
станции аварийного участка начнет работать регулятор минималь-
ного давления всасывания, на всем трубопроводе до начальной
станции аварийного участка установятся некоторый максима пьный
расход и минимальное давление вдоль трассы, которые не будут
изменяться при дальнейшем увеличении утечки. На участке от на-
чальной станции аварийного перегона до места утечки установится
такая же подача, что и на предыдущем участке трубопровода. Дав-
ление вдоль этого участка будет изменяться пропорционально
увеличению утечки так, что изменения давления в любом сечении
участка с увеличением утечки будут меняться на одну и ту же ве-
личину. На участке от места утечки до конца трубопровода подача
будет уменьшаться на значение утечки, а давление изменяться
пропорционально изменению квадрата расхода. При увеличении
утечки до величины, при которой начнет работать регулятор мини-
150
мального давления всасывания на конечной станции аварийного
участка, дальнейшее падение давления в месте утечки при ее уве-
личении, а также изменение давления в трубопроводе за местом
утеч л будут таким же, как и для трубопровода с емкостями.
Как следует из рассмотрения режимов, возникновение утечки
сопровождается изменением параметров работы станции. Поэтому
изменения режимов работы станции (отклонения давления от ранее
установившихся значений) без изменения характера работы стан-
ции (число включенных агрегатов, включение насосов откачки уте-
чек) должны немедленно анализироваться и сведения об этих из-
менениях следует сейчас же передавать диспетчеру трубопровода.
Для регистрации отклонений от режима следует фиксировать спе-
циальные сигнальные указатели установившегося режима, обеспе-
чивающие предупредительную сигнализацию при возникновении
изменений. При переходе трубопровода на новый режим необходимо
осуществлять переустановку сигнальных указателей. При больших
изменениях давления и вызванных ими отключениях магистраль-
ных агрегатов защитами по давлению недопустимо самостоятельное
включение оператором агрегатов повторно, без анализа причин от-
ключения и получения разрешения диспетчера.
СПОСОБЫ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧКИ
При наличии утечки происходит изменение режима работы тру-
бопровода. В зависимости от утечки ее влияние на параметры ра-
боты нефтепровода будет различно. Так, при больших разрывах
изменение давлений на ближайших насосных станциях будет- су-
щественным и может быть зафиксировано имеющимися там прибо-
рами контроля давлений. Средние и малые утечки не приводят к
существенным изменениям давлений на насосных станциях и опре-
делить их наличие по показаниям манометров на станциях не всег-
да представляется возможным.
Для контроля за утечками используются показания приборов,
установленных в колодцах по трассе трубопровода. На основании
показаний этих приборов строится линия гидравлического уклона
с учетом отметок местности. Наличие излома в линии гидравличе-
ского уклона 1 (см. рис. 87) свидетельствует о существовании утеч-
ки. Можно даже определить графически или расчетным путем место
утечки. Расчет ведется по формуле баланса удельных энергий
Р| = hx + i2 (I — х) + Дг,
откуда
_(Pi —р2) —Р^—Р(±М
Х	Р(‘1-‘2)	’
где pt, Р2 —давления соответственно в начале и конце участка тру-
бопровода; р—плотность жидкости; ib i2 —гидравлические укло-
ны соответственно до места утечки и после него; I —длина участка;
х — расстояние от начала участка до места утечки; Дг— разность
высотных отметок начала и конца участка.
1БВ
Рис. 89. Схема для определения места
повреждения методом волн изменения
давления
Однако погрешность этого способа очень значительна. Даже
при наличии приборов высокого класса погрешность определения
расстояния до места повреждения составляет 10 °/о длины участка.
Другим способом обнаружения утечек является сравнение пока-
заний двух счетчиков, установленных в начале и конце трубопрово-
да. Если показания счетчиков по количествам перекачиваемой
нефти отличаются между собой, значит, на данном участке наруше-
на герметичность трубопровода. Особенность этого метода заклю-
чается в том, что он верен только при установившемся режиме на
участке, когда расходы в начале и конце участка равны. Следова-
тельно, показания приборов должны сравниваться между собой
только в интервалах, когда не
происходили изменения режима
на трубопроводе. Кроме того, по-
казания счетчика должны быть
синхронизированы, т. е. должны
сравниваться показания, снятые
в одинаковый момент времени.
Показания удаленных один от
другого счетчиков должны быть
переданы в одно место, где
и будет проведено сравнение.
С указанными трудностями связано недостаточное внедрение этой
системы на нефтепроводах, но в отдельных случаях она получила
применение. Работает она следующим образом. В пункт управле-
ния через определенные интервалы времени, например каждые Юс,
передаются по каналам телемеханики значения расхода по счетчи-
кам. На пункте управления проводится сравнение показаний по ко-
личествам за некоторое время. Если рассчитанное по этим данным
за данный час количество нефти в конце участка будет отличаться
от количества нефти в начале участка на определенную величину,
система подает сигнал. В зависимости от точности приборов допу-
скаемая величина расхождений может составлять 3—5%, т. е. сис-
тема фиксирует утечки, большие значения уставки. В системе
предусматривается и быстрое обнаружение больших утечек, если,
скажем, в минутных количествах будет обнаружено расхождение на
значительную величину (10—15%). Система автоматически прекра-
щает сравнение показаний при переключениях на трубопроводе
(пуске или остановке агрегатов, изменении задания регуляторов
и т. п.).
Для определения места утечки внедряется способ фиксации
ударных волн, возникающих при разрыве трубопровода. Возни-
кающая при разрыве волна распространяется вдоль трубопрово-
да со скоростью с, равной скорости звука. Если длина участка
между двумя станциями I и расстояние по потоку первой станции
от места разрыва х (рис. 89), тогда моменты прихода волны,
возникшей в разрыве, на первую после разрыва и первую до раз-
рыва станции составляют соответственно и t2,.
h=x/c;	—
152
Отсюда получим
t2-tl
Следовательно, расстояние до места утечки
„_z~c(/2~zi)
2
При появлении ударной волны на насосных станциях и пере-
даче этих сигналов по системе телемеханики возможно приблизи-
тельное определение места утечки. Точность расчета зависит от
скорости передачи сигнала в пункт управления и правильности
фиксации времени прихода волн.
Все описанные методы основаны на использовании постоянно
установленных приборов на действующем трубопроводе. Наряду
с этими методами можно использовать методы статического кон-
троля, применяемые на неработающем трубопроводе.
При статическом контроле обнаружить утечку можно двумя
методами: методом падения давления и методом дифференциаль-
ного давления. При использовании метода падения давления пе-
рекрываются задвижки на определенном участке и в нем созда-
ется некоторое давление. В течение 15 мин наблюдают за изме-
нением давления в трубопроводе. Снижение давления свидетельст-
вует о наличии утечки.
При использовании метода дифференциального давления соз-
дают некоторое давление во всем трубопроводе, после чего
перекрывают задвижки и сравнивают давления до и после
каждой задвижки. Разница в давлениях указывает на существо-
вание утечки. Такие регулярные ежегодные гидравлические испы-
тания неработающего нефтепровода позволяют выявить скрытые
повреждения трубопровода и предупредить возникновение утечек.
В связи с несовершенством использования для определения
утечек методов с приборами на действующем трубопроводе и
трудностями, связанными с необходимостью остановки трубо-
провода для методов статического контроля, разработаны методы
с применением переносных приборов, перемещаемых вдоль трас-
сы трубопровода. Наибольшее применение нашли акустические
течеискатели. Эти приборы фиксируют звук, сопровождающий
утечку. Звук возникает при истечении жидкости через сужение.
Уровень звука и частота его зависят от давления в трубопроводе
и среды, в которую попадает нефть. При малых давлениях звук
при утечке отсутствует.
Наряду с акустическим методом для переносных приборов
применяется радиоактивный метод. В трубопровод специально
вводится радиоактивное вещество и переносным прибором регист-
рируется радиоактивное излучение, проникающее вместе с выте-
кающей из трубопровода жидкостью наружу через имеющееся
отверстие.
Разрешающая способность различных методов с учетом имею-
щихся в настоящее время приборов приведена в табл. 15.
153
Таблица 16
Характеристики методов определения утечек
Метод	Нижний прёдёл утечки, ма/ч	Точность определе- ния места утечки, км	Метод	Нижи ий п редел утечки, м’/ч	Точность определе- ния места утечки, км
Образование удар- ных волн	100	±3	Радиоактивный Дифференциально-	—	±1,0
Линейный баланс	20	«—	го давления	0,01	—
Ультразвуковой	0,02	0,4	Падения давления	0,5	—*
Несмотря на внедрение различных технических средств и при-
боров для контроля возникновения утечек, наиболее важным для
надежной работы остается поддержание давлений в заданных
пределах и внимательное отношение всего диспетчерского персо-
нала и операторов к любым изменениям давления и своевремен-
ному анализу причин этих изменений, а также наличие задейст-
вованных и работоспособных средств автоматики и телемеханики.
Контрольные вопросы к гл. 7
1.	Какие причины могут вызвать разрушения магистрального нефтепровода?
2.	Как разделяют утечки на магистральных нефтепроводах?
3.	С какой целью применяют устройства антикоррозийной защиты?
4.	Каким образом можно контролировать состояние стенок трубопровода?
5.	Расскажите о контроле исправности станций СКЗ.
6.	Как изменяется при утечке давление на выходе станции, находящейся в
начале поврежденного участка?
7.	Как изменяется при утечке давление на входе станции, находящейся в конце
поврежденного участка?
8.	Как изменяются при утечке давления на станциях, предшествующих повре-
жденному участку?
9.	Как влияет утечка на режим работы станций, находящихся за поврежден-
ным участком?
10.	Почему нельзя самостоятельно включать агрегат при отключении его за-
щитой по давлению?
11.	Расскажите об определении утечки графическим методом.
12.	Какие способы определения утечки на действующем трубопроводе Вы
знаете?
13.	Как можно определить наличие утечек на неработающем трубопроводе?
14.	Какие методы используются для переносных приборов контроля утечек?
Глава 8
ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДИСПЕТЧЕРСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ
ОРГАНИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ
Для поддержания режима и координации работы всех станций
на участке магистрального нефтепровода, на всех участках ма-
гистрального нефтепровода и между магистральными нефтепрово-
дами в составе административных подразделений создаются дис-
петчерские службы.
Работник этой службы — дежурный диспетчер осуществляет
совместное управление работой всех насосных на магистральном
нефтепроводе, общую организацию их работы в едином режиме.
В обязанности диспетчера входят:
руководство перекачкой в пределах подчиненного ему участка,
поддержание заданного режима путем включения и отключения
насосных агрегатов и изменения режима работы отдельных стан-
ций и нефтепровода в целом;
руководство пуском и остановкой отдельных агрегатов и неф-
тепровода в целом;
локализация аварий при возникновении аварийных ситуаций
и сокращение ущерба от аварии;
регулирование грузопотоков и контроль количества и качества
перекачиваемой нефти.
Диспетчерская служба создается в нефтепроводных управле-
ниях и в составе управлений магистральных нефтепроводов. Связь
диспетчера с насосными станциями и с вышестоящими диспетчерами
осуществляется по телефону по специальным каналам диспетчер-
ской связи. Однако при получении необходимой диспетчеру инфор-
мации часто происходят задержки во времени, информация не всег-
да является достаточно полной и достоверной. Сам процесс установ-
ления связи с насосными отнимает у диспетчера время, которое в
этот момент может потребоваться для других абонентов. Как видно
из обязанностей диспетчера, основная его задача — это регулиро-
вание режима работы нефтепровода.
В первой главе рассматривались различные методы регулирова-
ния давлений в магистральном нефтепроводе. Ряд указанных там
методов требуют выполнения дополнительных работ, не обладают
достаточной гибкостью и не могут использоваться для оперативно-
го управления. В работе диспетчерской службы возможно исполь-
зование оперативных методов регулирования: изменение числа ра-
ботающих агрегатов и дросселирование потока. Выполнение этих
мероприятий требует наряду с получением информации о состоянии
оборудования и параметрах режима, также передачи команд на
включение (отключение) насосных агрегатов или изменение уста-
155
вки регулятора. При этом, очевидно, все оборудование на НПС
должно быть автоматизировано для осуществления необходимой
последовательности операций от одной команды.
При принятии решений диспетчер должен иметь у себя большой
объем информации о режиме трубопровода и состоянии оборудо-
вания. С учетом имеющихся данных и плановых заданий диспетчер
выбирает один из оптимальных режимов, обеспечивающий выпол-
нение плановых заданий с наименьшими затратами. При увеличе-
нии объема перекачки, а также числа станций, подчиненных дис-
петчеру, резко возрастает объем поступающей информации, подни-
мается «цена» каждого решения, повышаются требования ко време-
ни принятия решения. В условиях предельной загрузки трубопрово-
да при изменении режима становится дорогой буквально каждая
секунда. Причем при принятии решения диспетчеру требуется
правильная достоверная и полная информация. Ясно, что такую
информацию по телефону быстро не соберешь. Поэтому для обеспе-
чения диспетчера необходимыми сведениями используют средства
автоматического сбора и передачи информации. Такие средства
должны позволить в считанные секунды определить состояние
оборудования и режим трубопровода и передать эти данные к дис-
петчеру. Наиболее расппостраненными средствами сбора и передачи
информации к диспетчеру являются системы телемеханики. Другое
направление в облегчении работы диспетчера — это автоматизация
обработки и представление информации, позволяющей уменьшить
работу диспетчера по анализу полученных данных и помочь ему
выделить наиболее важную и неотложную информацию. Эта работа
может выполняться с помощью ЭВМ.
Кроме получения информации со станций своего участка, дис-
петчер должен взаимодействовать с диспетчерами соседних участ-
ков, а также получать указания и передавать отчеты вышестоящим
диспетчерам. Общая организация системы диспетчерского управ-
ления на магистральных нефтепроводах выглядит следующим обра-
зом. Один или несколько участков магистрального нефтепровода
или несколько отдельных нефтепроводов небольшой протяженности
управляются диспетчером районного диспетчерского пункта. Чтобы
иметь возможность осуществлять и контролировать режим пере-
качки, в ведении диспетчера обязательно должен быть участок,
имеющий в начале и в конце насосные станции с емкостями или,
как говорят, участок с законченным технологическим циклом. Это
необходимо для того, чтобы диспетчер знал состояние на всех
станциях участка, работающего «из насоса в насос», и в необходи-
мых случаях мог осуществлять изменения режима. Как мы виде-
ли в гл. 1, на параметры работы всех станций участка трубопрово-
да, работающего «из насоса в насос», влияет состояние любой от-
дельной станции. Ясно, что если диспетчеру не будет подчиняться
какая-либо станция в начале или конце участка, его возможности
по осуществлению требуемых режимов будут ограниченными. По-
этому при создании районных диспетчерских пунктов (РДП),
оснащаемых современными техническими средствами, границы дис-
15fi
пстчсрского управления проходят по станциям с емкостями. Зоны
работы РДП могут не совпадать с границами существующих район-
ных управлений. В этом случае, по взаимному согласованию, тех-
нологическое управление передается диспетчеру РДП. При РДП
создается информационно-управляющий пункт (ПУП), осуществ-
ляющий эксплуатацию технических средств, обеспечивающих ра-
боту диспетчера. В пределах управления магистральных нефтепро-
водов (УМН) диспетчеры РДП объединяются диспетчером УМН.
В задачи диспетчера УМН входят:
определение планов перекачки по отдельным трубопроводам;
контроль за работой отдельных трубопроводов;
осуществление операций по приему нефти от предприятий до-
бычи или смежных управлений и сдачи нефти на заводы или тер-
риториальным управлениям.
Технические средства диспетчера УМН эксплуатируются в сос-
таве информационно-вычислительного центра (ИВЦ).
Общее руководство работой магистральных нефтепроводов осу-
ществляет дистпечерское управление при Главтранснефти, исполь-
зующее Главный информационно-вычислительный центр Миннефте-
прома (ГИВЦ).
УСТРОЙСТВА ТЕЛЕМЕХАНИКИ
Устройствами телемеханики называют технические средства,,
предназначенные для автоматической передачи па расстояние ко-
манд управления и информации о состоянии объектов с применени-
ем специальных преобразований сигналов для эффективного
использования каналов связи. Телемеханика применяется в тех
случаях, где нужно объединить разобщенные территориальные
объекты — контролируемые пункты (КП) в единый производст-
венный комплекс с централизованным управлением из пункта уп-
равления (ПУ) с учетом необходимой надежности и стоимости
оборудования управления. Отдельная информация, передаваемая
устройством телемеханики, называется сообщением. Если сообще-
ние представляет собой сигнал о состоянии объекта, который пере-
дается с контролируемого пункта, то оно называется телесигнали-
зацией. Телесигнализация сообщает об одном определенном состоя-
нии объекта: насос включен, отключен, находится в резерве; зад-
вижка открыта, закрыта и т. п. Поэтому для передачи одного-
сообщения телесигнализации требуется один импульс. Пришел им-
пульс — значит, объект находится в состоянии, соответствующем
импульсу; нет импульса — объект находится в другом состоянии.
Передача значения измерения какого-либо параметра называется
телеизмерением. Для передачи измерений требуется передать или
значение величины параметра в абсолютных величинах или в про-
центах от шкалы. И в том, и в другом случаях число различных
значений, которые может принимать параметр, достаточно велико.
Для передачи осуществляют преобразование аналоговой величины
в цифровой код. При преобразовании аналоговой величины в циф-
157
ровой код истинное значение параметра заменяют ближайшим
значением цифровой величины кода, т. е. вместо непрерывной
функции сигнала вводят дискретную функцию, ступеньки которой
отличаются на величину, кратную шагу деления (квантования).
Это значит, что если код содержит сто квантов, все значение сигна-
ла делится на 100 точек, если код содержит 200 квантов, то непре-
рывная функция сигнала представляется как 200 ступенек. Для пере-
дачи такого сообщения используют комбинацию в виде кода из
нескольких сигналов. Наибольшее распространение получили про-
стой двоичный и унитарный (единично-десятичный) коды. В уни-
тарном коде для каждой цифры передают сигналы, число которых
соответствует значению этой цифры. Например, для цифры 42 пе-
редают четыре импульса в сообщении десятков и два импульса
в сообщении единиц. Наряду с этим широко применяется двоично-
десятичный код. В этом коде преобразуют в двоичный код каждую
цифру параметра.
Кроме телесигнализации и телеизмерения параметров, устройст-
ва телемеханики позволяют передачу интегральных измерений и
статистической информации. Обычные или, как по другому назы-
вают, текущие телеизмерения (ТИТ) — это значения параметров
(давления, расхода, мощности) в данный момент. В отличие от них
телеизмерения интегральные (ТИН) — это показатели, значения
которых накапливаются за некоторое время. Например, расход
электроэнергии, количество перекачиваемой нефти. Эти показания
постепенно суммируются на контролируемом пункте, так же, как
это делает обычный бытовой счетчик электроэнергии, и при необ-
ходимости передаются на пункт управления. В отличие от текущих
измерений, значение интегрального телеизмерения может иметь
большую размерность (6—8 цифр). Для передачи такой величины
передают отдельно каждую цифру параметра, иначе погрешность
передачи будет очень большой.
Статистическая информация — это значения каких-либо пара-
метров, которые нельзя получить с помощью автоматических дат-
чиков. Эти данные передают в устройство через специальные пуль-
ты, где значение параметра набирается вручную. Как статистиче-
скую информацию можно передать, любое сообщение (уровень в
резервуаре, температуру нефти, число отработанных оборудовани-
ем часов и т. п.). Для этого на пульте надо набрать присвоенный
данному сообщению цифровой код и требуемую величину.
Если надо передать какое-либо сообщение с пункта управления
на- один из контролируемых пунктов, посылают команду телеуп-
равления (ТУ). Такая команда обозначает определенное сообщение
(включить агрегат № 2, закрыть задвижку № 12 и т. п.). Если же
требуется передать на контролируемый пункт аналоговую инфор-
мацию, то передают сообщение телерегулирования (ТР). Напри-
мер, с пункта управления можно передать: установить задание
давления регулятора на приеме на 0,5 МПа.
Все сообщения передаются по линии в форме электрических им-
158
пульсов. При этом каждое сообщение специально преобразуется в
набор импульсов. Процесс преобразования сообщений в набор
дискретных сигналов называется кодированием, а обратный про-
цесс — декодированием. В технике сигналы представляют в виде
комбинаций электрических импульсов, называемых кодовыми ком-
бинациями. В устройстве телемеханики происходит преобразование
получаемых от датчиков сообщений в кодированные комбинации и
подготовка их для передачи в канал связи в виде последовательно-
сти импульсов. Общая схема устройства телемеханики изображена
на рис. 90.
I Устройство ПУ
Рис. уо. схема устройства телемеханики
Сообщения передаются в телемеханике на дальние расстояния
по каналам связи. В этих каналах из-за различных причин могут
возникнуть помехи, искажающие передаваемое сообщение. Влияние
помехи может сказаться на преобразовании сигнала «1» в «0» или,
наоборот, сигнала «0» в «1», или на преобразовании нескольких
сигналов. В этом случае полученное сообщение будет неправильным
или не сможет быть расшифровано. Для предотвращения влияния
помех применяют различные помехозащищенные коды, в которых
преобразование одного или двух сигналов не может привести к
ложному сообщению, или появление ложного сообщения выявляет-
ся путем повторения переданного сообщения.
КОМПЛЕКС ТМ-120
Телемеханизация нефтепроводов в СССР выполняется на базе
комплекса устройств телемеханики типа ТМ-120. Этот комплекс
состоит из нескольких самостоятельных устройств, согласованных
I j9
между собой по входным и выходным сигналам, использующих
единую логику построения сообщений на входе и выходе и взаимно
дополняющих друг друга по выполняемым функциям. В состав
комплекса входят (рис. 91):
устройство типа ТМ-120-1 для управления сооружениями с
большим объемом и формации на КП (устройство высшей ступени),
\луви |
Тм-120-1
Устройство
УЛ-ЛУ-1
КАНАЛ СВЯЗИ
Рис. 91. Устройство телемеханики ТМ-120:
УП- ПУ-1; УП-ПУ-2 — устройства пункта управления: УП-КП21, У П-КП-2~
— устройства контролируемых пунктов; ПРВ — пульт ручного ввода
устройство типа ТМ-120-2 для управления объектами с малым
объемом информации на КП (устройство низшей ступени);
yi ipoficTBO обработки информации на базе управляющей вычи-
слительной машины (УВМ );
160
локальные устройства воспроизведения информации (ЛУВИ).
Комплекс предназначен для передачи известптельной информа-
ции с контролируемых пунктов высшей ступени (насосных станций,
резервуарных парков) и низшей ступени (объектов по трассе неф-
тепровода) через ИУП в районный диспетчерский пункт и команд-
ной информации из РДП на контролируемые пункты высшей и
низшей ступеней. В передаваемую известительную информацию
могут входить сообщения телесигнализации и статистической ин-
формации, телеизмерения текущих и интегральных параметров.
Командная информация состоит из команд телеуправления и теле-
регулирования — для задания значений установок регуляторам.
Одно устройство пункта управления устройства ТМ-120-1 может
собирать информацию с 30 КП, устанавливаемых на насосных
станциях. С каждого КП в РДП может передаваться 128 ТУ, 128
ТС, 32 ТИТ, 8 ТИИ, 8 ТР, 512 СИ. В устройстве использован кодо-
импульсный метод передачи сигналов с временным разделением
сигналов. Каждому контролируемому пункту, каждой функции при-
своена своя комбинация импульсов (свой код). Вызов информации
производится выдачей с ПУ адреса требуемой информации. Струк-
тура адресов изменяется в зависимости от рода запрашиваемой
информации и от направления передачи. Кодовые посылки группи-
руются группами по 8 импульсов, называемых байтами. Структура
построения сообщений (назначение комбинаций импульсов) изоб-
ражена на рис. 92. В первом байте (рис. 92, а) содержится код
старта и номер (адрес) контролируемого пункта в двоичном коде.
Код старта необходим для приведения в начальное положение
(синхронизации) аппаратуры пункта управления и контролируемо-
го пункта. В конце адреса после первого байта передается разряд
защиты РЗ. В устройстве ТМ-120-1 принят способ защиты по
паритету. Защита по паритету организуется путем добавления в
восьми разрядам байта девятого защитного разряда, несущего сиг-
нал 1 или 0, в зависимости от содержания байта. Сигнал защит-
ного разряда дополняет до нечетного значения сумму единичных
сигналов байта. Например, если в байте было передано четыре
единицы, в защитном разряде передается 1, а если в байте было
передано пять единиц, в защитном разряде передается 0. Сумма
единиц в байте и защитном разряде проверяется в месте приема
сообщения и при наличии четного числа единиц сообщение счита-
ется ложным и должно быть повторено. Во втором байте передают-
ся двоичные коды адреса функции (АФ) и адреса группы сообще-
ний (АГ). После принятия адреса КП, адреса функции и группы
сообщений контролируемый пункт посылает обратно на ПУ два
байта. В первом байте содержится код старта и адреса КП, во
втором — адреса функции и группы сообщений. При передаче изве-
стительных сообщений затем с КП передаются информационные
сообщения (рис. 92, в). Информационные сообщения на ПУ пере-
даются группами. При передаче телесигнализации передается выз-
ванная группа, содержащая 8 сигналов. Таким образом, при пере-
даче телесигнализации за каждым сигналом закрепляется номер
6 2-24
161
a
Передача с ПУ
Байты
Разряды
Назначение
байтов
Код АП РЗ АР АГ РЗ
старта
1
I
1
I
I
I
i
байты
Разряды
Назначение
байтов
Передача с КП
1	г
АП РЗ АФ АГ РЗ
Байты
Разряды
Назначение
байтов
КС АП РЗ АФ АГ РЗ
I
I
I
»
байт ей
Разряды
Назначение
байтов
АП РЗ
1
г
байты
Назначение Код сообщения Dj Код сообщения
Р1
#2

Код последнего рэ Код конца 03 код защиты рз n-ieiH
сообщения	группы	" 110
сообщения
Рис. 92. Структура сообщений-в устройстве TM-120-J
группы и определенное место в этой группе. На ПУ в зависимости
от кода сигнала в этой точке и происходит расшифровка сигнала.
Число групп сообщений не может быть больше 16. Отсюда следует,
чго максимальный объем телесигнализации с КП на один функцио-
нальный адрес составляет 16x8= 128 сигналов.
Так строятся сообщения, соответствующие функциональным
адресам: ТИТ (текущее телеизмерение), ТИП 1 (интегральное
телеизмерение со стиранием информации в накопителе), ТИП 2
(интегральное измерение без стирания информации); СИ (стати-
стическая информация), ТСН (телесигнализация с насосной стан-
ции); ТСЛ (телесигнализация линейной части).
Структура адреса ТУ (рис. 92, б) отличается наличием третьего
байта. Структура первых двух байтов аналогична структуре этих
байтов при запросе известптельной информации, в третьем байте
передается код номера объекта ТУ в группе, причем каждому раз-
ряду соответствует свой объект. Код адреса функции определяет
характер операции управления на насосной станции: включить
(ТУВН)—отключить (ТУОН), а для линейных участков адреса
функций будут соответственно ТУВЛ и ТУОЛ. Адрес объекта уп-
равления определяется двухступенчато, как @дрес группы и номер
объекта в группе (АО).
Для повышения надежности передачи команд ТУ в схемах пре-
дусмотрена дополнительная защита от ложных срабатываний путем
повторной передачи команды. Цикл передачи адреса и команды ТУ
происходит в два этапа. На первом этапе передаются три байта,
содержащие команду, и потом вторично эти же три байта. Если
оба раза сообщения совпали, на КП формируется команда на
исполнительное устройство и посылается сообщение на ПУ об
исполнении команды в виде адреса пункта. Посылка команды на
объекты управления с ПУ устройством УП-ПУ происходит после
нажатия соответствующих кнопок на пульте или от ЭВМ.
В режиме передачи СИ устройство УП-КП передает сообщения
СИ, хранящиеся в групповых блоках памяти пульта ручного ввода
СИ. Из пульта СИ может ретранслироваться до 16 групп (байтов).
При передаче параметров СИ необходимо учитывать, что каждый
десятичный знак при передаче занимает четыре двоичных разряда.
Поэтому при передаче четырехразрядного числа необходимы две
группы, а пятиразрядного — три группы. В последнем случае часть
последней третьей группы не используется. Информация СИ пере-
дается начиная со старших разрядов.
Постоянно устройство работает в режиме циклического вызова
и приема ТИТ. Это значит, что устройство последовательно запра-
шивает со всех КП, начиная с первого, информацию об измеряемых
величинах. Для этого с ПУ посылаются два байта, содержащие код
старта, код адреса первого КП, код выполняемой функции (ТИТ)
и код первой группы. В ответ КП передает два возвратных байта
для проверки правильности приема сообщения и потом значения
телеизмерений. Каждое телеизмерение занимает один байт (см,
рис. 92, в). Максимальное число байтов ТИТ— 16, что и опреде-
6*
163
ляет объем телеизмерений с КП. После передачи последнего на
данном КП телеизмерения посылаются байт конца и байт кода за-
щиты. Каждый байт телеизмерения при передаче защищается по
паритету. Девятый защитный разряд формируется во время девя-
того такта. Если при анализе пришедшей группы в ней обнаружи-
вается ошибка, с ПУ посылается запрос на повторное сообщение.
Максимальное количество переспросов не более трех. После треть-
его переспроса аппаратурой пункта управления формируется сигнал
«Неисправность на КП». После прихода последней группы теле-
измерений с первого КП пункт управления посылает последова-
тельно на все КП адрес, который называется «Опрос требований».
Если на каком-либо пункте появилась новая информация (произо-
шло какое-нибудь переключение или аварийное отклонение), то с
этого КП приходит адрес «Запрос требований» с указанием адреса
группы сообщений. Устройство пункта управления сразу переходит
на режим запроса требований с этого КП и посылает адрес КП и
адрес группы. Обратно поступает байт, в котором содержится
новая информация. После получения этого сообщения УП-ПУ про-
должает опрос требований с последующих КП. «Убедившись», что
на них все в порядке, УП-ПУ возобновляет циклический опрос
телеизмерений со второго КП. После поступления измерений со
второго КП УП-ПУ снова опрашивает все КП в режиме поиска
требований и т. д. Основным режимом комплекса является после-
довательное чередование циклов запроса групп ТИ с одного оче-
редного КП и циклов опроса требований на передачу информации
со всех КП.
Кроме указанных режимов устройства УП-ПУ с пульта диспет-
чера могут быть вызваны сообщения телесигнализации с линейных
КП (функция ТСЛ), а также выполнено телеуправление или теле-
регулирование. При телеуправлении объекта диспетчер должен на-
жать на пульте последовательно три кнопки. Кнопку номера КП,
кнопку номера управляемого объекта и кнопку характера операции
(включить, отключить). При телерегулировании диспетчер на пуль-
те нажимает кнопки номеров КП и объекта регулирования и уста-
навливает значения (в процентах) и знак (больше, меньше) изме-
нения установки. Правильность задаваемого значения можно видеть
на индикаторе на пульте. После этого диспетчер нажимает кнопку
«Пуск ТР».
Другие режимы работы устройства УП-ПУ задаются непосред-
ственно ЭВМ. При этих режимах могут быть вызваны сообщения
интегральных измерений и статистической информации.
Сообщения ТИ, получаемые от датчиков с аналоговым выхо-
дом, в УП-КП преобразуются в двоичный восьмиразрядный код.
При этом каждое измерение занимает один байт, в начале которого
передается старший разряд. Сообщение от кодовых датчиков при-
нимается в виде восьмиразрядного кода.
Источниками информации в систему телемеханики являются
датчики. Датчиками сообщений телесигнализации являются кон-
такты реле (или бесконтактные ключи) из схем защиты и управ-
164
ления системы автоматизации перекачивающей насосной, резерву-
арного парка и других объектов. Основное требование к датчикам
сигнализации, чтобы они обеспечивали надежное замыкание цепи
при подаче сигнала (сопротивление совместно с соединительной
линией не более 500 Ом) и хорошее размыкание цепи при отсутст-
вии сигнала (сопротивление не менее 50 кОм).
Рис. 93. Кодовый датчик давления ДДК-6
Наибольшее распространение для передачи телеизмерений по-
лучили кодовые датчики, с выхода которых можно получить сиг-
нал непосредственно в виде кодированных импульсов.
Примером такого датчика является датчик телеизмерения дав-
ления типа ДДК. Основной элемент датчика кодовый автогенера-
торный преобразователь угла поворота. Чувствительным элемен-
том датчика (рис. 93) является трубка Бурдона 7. Измеряемое
давление воздействует на трубку Бурдона и через трибосекторный
механизм 6 и поводок 4 поворачивает кодирующий диск 3. Коди-
рующий диск состоит из непроводящего основания с металлической
(медной) маской необходимого кода. При повороте диска перед
165
съемной головкой 2 находится его часть, соответствующая изме-
ряемому давлению. Во время опроса сигналы от опросного блока
последовательно подаются на ключи К\—Кв, начиная со старшей
единицы каждого разряда. Эти ключи включают катушки индук-
тивности в колебательный контур автогенератора Г. При этом в
зависимости от наличия или отсутствия против данной катушки
металлического участка маски кода генерация срывается или воз-
растает. Таким образом, на выходе датчика после усилителя У по-
лучается очередность сигналов 0 и 1, соответствующая углу пово-
рота диска, а следовательно, измеряемому давлению. Выходной
сигнал от датчика может быть в виде двоичного циклического кода.
Кодовые датчики допускают удаление от устройства КП не более
100 м, при больших расстояниях применяются датчики с электри-
ческим выходным сигналом, описанные в гл. 2. Каждый вид датчиков
подключается к определенной группе сообщений телеизмерения
так, чтобы в одной группе были датчики с одинаковым выходным
сигналом. При подключении токовых датчиков следует иметь в ви-
ду, что датчики одной группы имеют в устройстве ТМ-120-1 одну
общую точку. Для передачи измерений электрических величин тока,
напряжения и мощности применяются специальные измерительные
преобразователи, подключаемые к трансформаторам тока и напря-
жения. В этих преобразователях осуществляется линейное преоб-
разование входного переменного сигнала от трансформаторов
в выходной унифицированный сигнал 0—5 мА. Для измерения
тока используется измерительный преобразователь Е842, напря-
жения — Е825, мощности — Е829.
Для интегральных телеизмерений используются счетчики,
имеющие импульсный выход. В устройстве КП имеется специаль-
ный накопитель, считающий и запоминающий число полученных
импульсов. По условиям работы число посылаемых от счетчика
импульсов не должно быть больше двадцати в секунду, напряже-
ние — 12 В, длительность импульса должна быть не менее —
10 мс. Все применяемые вторичные приборы турбинных счетчиков
для учета нефти имеют контактный выход, который используется
как датчик интегрального измерения. Аналогичный выход исполь-
зуется у счетчиксв электроэнергии.
Информация, полученная устройством пункта управления, долж-
на быть переработана с тем, чтобы ее можно было легко понять
диспетчеру, зафиксировать на необходимое время или зарегистри-
ровать на бумаге. Вся обработка информации в устройстве ТМ-120
производится управляющим вычислительным комплексом. При об-
работке информации телесигнализации необходимо осуществить?
визуальное представление данных о технологическом процессе;
автоматическое заполнение бланка периодической регистрации
сообщений ТС и ТИ с указанием времени, признака функции и
адреса КП;
регистрацию спорадической известительной и эпизодической
командной информации.
Воспроизведение информации осуществляется на специальных
166
устройствах воспроизведения. Для повышения надежности работы
комплекса телесигнализация может быть выведена на световые сиг-
нальные устройства независимо от УВК через специальные ЛУВИ
(входящие в состав комплекса средств телемеханики).
Устройство обработки необходимо и для выполнения следующих
операций по расшифровке телеизмерений:
приведения двоичного и рефлексного двоично-десятичного кодов
входной информации к двоично-десятичному коду 1—2—4—8;
ввода масштабных коэффициентов и определения места запятой,
выдачи результатов на устройства цифровой индикации;
производства простейших арифметических операций типа сло-
жения нескольких параметров;
сравнения параметров ТИ с установленными пределами с выда-
чей соответствующих сигналов на устройства воспроизведения и
регистрацию.
Функции, аналогичные устройству ТМ-120-1, выполняет также
устройство УВТК-ЮО. Объем информации, передаваемой с контро-
лируемого пункта, несколько превышает возможности ТМ-120-1.
Основой контролируемого пункта является микро-ЭВМ, имеющая
специальные блоки для подключения внешних устройств: датчиков
измерения и сигнализации, исполнительных механизмов, регулято-
ров и т. д. Наличие микро-ЭВМ позволяет объединить в один ком-
плекс с помощью межмашинных связей всю обработку входящей
в КП информации. В этом случае возможно использование единых,
общих для систем автоматики и телемеханики, датчиков. Микро-
процессор на КП осуществляет предварительную проверку и пре-
образование информации и сравнение с имевшей место ранее ин-
формацией. При этом осуществляется сжатие информации, т. е. пе-
редача в линию связи только новых сообщений, отличающихся от
переданных ранее. Результаты обработки собранной информации
могут быть выведены на дисплей и печатающее устройство, что
поможет автоматизировать ведение журнала оператора, составле-
ние сводок и частично заменить щит сигнализации.
На пункте управления микро-ЭВМ, заменяющая средства жест-
кой логики, кроме приема информации, обеспечивает ее предвари-
тельную обработку, масштабирование и воспроизведение на
дисплее.
Для телемеханизации линейных сооружений используется
устройство телемеханики типа ТМ-120-2. Это устройство вклю-
чает аппаратуру пункта управления (ПУ) и нескольких кон-
тролируемых пунктов (КП). С каждого КП на ПУ может быть пе-
редана такая информация: 8 ТУ, 8 ТИ и 16 ТС. Каждое ПУ может
работать с 16 КП. При этом устройство ТМ-120-2 используется сов-
местно с устройством ТМ-120-1 и передает всю получаемую инфор-
мацию через КП устройства ТМ-120-1 в РДП. В месте установки ПУ
величины телеизмерений или команды телеуправления не могут быть
обработаны. При необходимости непосредственной работы устрой-
ства ТМ-120-2 вместе с аппаратурой ПУ используется управляющая
вычислительная машина, выполняющая функции обработки и вос-
167
произведения измерений, посылки команд телеуправления, приема
и регистрации телесигнализации и т. п. В этом случае число КП
может быть увеличено до 30. Такая самостоятельная система может
быть применена на ответственных участках трассы, например на
переходах крупных рек, в горных условиях и т. п. Работа устройства
ТМ-120-2 осуществляется по физическому каналу, т. е. непосред-
ственно по кабельной линии связи. Для подключения аппаратуры
может быть использовано два или четыре провода линии связи.
Структура построения сигналов в устройстве ТМ-120-2 аналогич-
на устройству ТМ-120-1. Основным режимом является циклический
автоматический последовательный опрос. Передача информации
осуществляется байтами с защитой по паритету, как и в устройстве
ТМ-120-1.
Посылка запроса начинается стартовым байтом, обеспечиваю-
щим синхронную работу аппаратуры устройств ПУ и КП, потом
следует байт с адресом пункта (номером КП) и адресом функции
и снова стартовый байт. Приняв на КП и расшифровав относящий-
ся к данному КП адрес пункта и адрес функции (ТС, ТИ), устрой-
ство КП начинает передачу информации также стартовым байтом,
потом повторяется адрес пункта и адрес функции, и в третьем бай-
те передачи с КП начинается передача параметров измерения, для
каждого параметра используется один байт. Следующие за изме-
рениями байты содержат сообщения телесигнализации, восемь сиг-
налов в одном байте, и замыкается сообщение с КП байтом, содер-
жащим сигнал конца информационной части. После чего ПУ запра-
шивает следующее КП, и т. д.
При передаче команды телеуправления происходит прерывание
основного режима. При посылке командного сообщения после стар-
тового байта и байта с адресом КП и адресом функции (ТУ) посы-
лается байт с адресом объекта, определяющий, каким объектом
на данном КП будет осуществляться управление. Эта передача пов-
торяется дважды подряд. После дублированного приема командной
информации КП выдает команду на исполнительное реле и, в свою
очередь, посылает на ПУ стартовый байт и байт с адресом КП и
адресом функции, свидетельствующие о выполнении команды.
После получения ответного сообщения о выполнении ТУ устрой-
ство ПУ автоматически восстанавливает дальнейший режим цикли-
ческого опроса. Поступающая с КП информация телесигнализации
записывается в релейной памяти блока ретрансляции ТС (БРТС),
контакты которого могут быть использованы в схемах сигнализации
в месте установки ПУ, а также для ретрансляции в РДП через
устройство ТМ-120-1. Данные телеизмерения хранятся в памяти
блока ретрансляции ТИ (БРТИ), и обмен между устройствами
ТМ-120-1 и ТМ-120-2 происходит по особой системе сигналов, так
называемому интерфейсу. Обмен происходит при посылке из РДП
функции ретрансляции телеизмерений. Для телеизмерений могут
быть использованы как аналоговые, так и токовые датчики.
168
СРЕДСТВА ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
Для обработки информации, поступающей по системе телемеха-
ники, и решения задач управления режимом нефтепровода исполь-
зуются электронные вычислительные машины (ЭВМ). Под ЭВМ по-
нимают комплекс устройств, обеспечивающих выполнение большого
числа логических операций в соответствии с заданной программой
и вывод результатов решения на специальные устройства (рис. 94).
Рис. 94. Состав управляющего вычислительного ком-
плекса
Основной частью ЭВМ является процессор, или арифметическое
устройство, выполняющее в определенном порядке логические опе-
рации, заданные программой. Программой называется совокупность
команд и чисел, необходимых для решения задачи. Приказ маши-
не на исполнение элементарной операции называется командой.
Элементарными операциями могут являться арифметические опе-
рации (сложение, вычитание) или логические операции (срав-
нить— выбрать большее и т. п.). Важной частью ЭВМ является
ее память — запоминающее устройство (ЗУ). В него засылают
все исходные данные для решения задачи и программу решения,
в процессе решения в «памяти» должны содержаться промежу-
169
точные результаты вычислений. Отдельный участок памяти, в ко-
тором хранится команда или число, называется ячейкой. Общее
число ячеек памяти называется ее емкостью.
Наряду с емкостью важной характеристикой запоминающего
устройства является быстродействие, т. е. скорость, с которой в
память можно записывать или вызывать записанную информацию.
Очевидно, что чем больше объем памяти, тем труднее найти нуж-
ную информацию, больше времени тратится на ее поиск. Для
сокращения этого времени запоминающее устройство ЭВМ делится
на две части:
быстродействующую память сравнительно небольшой емкости,
которая является как бы активной частью памяти ЭВМ и участву-
ет в исполнении каждой команды; эта часть составляет оператив-
ное запоминающее устройство (ОЗУ);
резервную память большей емкости с меньшей скоростью ра-
боты, составляющую внешнее запоминающее устройство и исполь-
зуемую для хранения информации и обмена информацией с ОЗУ
в процессе работы машины.
Запоминающее устройство содержит ячейки памяти. Каждая
из ячеек имеет номер, который называется адресом, и в ней может
храниться машинное слово определенной длины. Ячейка состоит
из нескольких элементов памяти, каждый из которых может за-
помнить одну двоичную цифру. Наибольшее число машинных слов,
которое может быть помещено в запоминающее устройство, опре-
деляет его емкость. Иногда емкость памяти определяется в
байтах.
Быстродействие запоминающего устройства определяется дли-
тельностью процессов, необходимых для записи или считывания
информации. При выполнении вычислительного процесса устрой-
ством памяти служит ОЗУ, и лишь после окончания отдельных
этапов вычислений из внешнего устройства в ОЗУ передается ин-
формация, необходимая для следующего этапа вычислений, и нао-
борот. Быстродействие ОЗУ должно соответствовать скорости
работы арифметического устройства-процессора.
Наиболее распространенные средства памяти используют маг-
нитную запись. В состав этих устройств входят записывающие
магнитные головки, магнитный носитель и считывающие магнитные
головки. Магнитная головка представляет собой электромагнит
малых размеров с очень маленьким (порядка 10 мкм) зазором
между полюсами. Записывающие и считывающие головки имеют
аналогичную конструкцию и поэтому часто для записи и воспро-
изведения используют одни и те же головки. Магнитные носители
представляют собой какую-нибудь основу, на которую нанесен тон-
кий слой ферромагнитного материала, обладающего свойством
остаточного магнетизма. При записи и считывании носители и
магнитные головки движутся относительно друг друга. Обычно
перемещаются носители, а головки находятся в покое. В записы-
вающие головки подаются импульсы тока, и в зазоре головок инду-
цируется магнитный поток, направление которого зависит от на-*
170
правления тока в головке.Если под головкой находится магнитный
носитель, то под действием магнитного поля на поверхности но-
сителя появляются намагниченные участки разной полярности,
соответствующие сигналам 1 и 0. При воспроизведении информа-
ции магнитный носитель перемещается под считывающими голов-
ками. Магнитный поток, возникающий при прохождении намагни-
ченного участка носителя мимо головки, наводит в головке
импульс, полярность которого соответствует записанному сигналу.
Информация располагается в ви-
де последовательных намагни-
ченных участков, образующих
полосу, которую называют дорож-
кой. Запись и считывание одной
дорожки выполняются одной маг-
нитной головкой. На носителе
размещается несколько дорожек,
а головки, работающие с парал-
лельными участками разных доро-
жек, составляют блок, управляе-
мый общей схемой.
Рис. 95. Запоминающее устройство на
магнитном диске
Широкое распространение по-
лучили накопители на магнитной
ленте (НМЛ). Наиболее часто
применяются ленты шириной 35 мм, накопители могут иметь длину
ленты в пределах 100—750 м. Лента наматывается на катушку и
при чтении или записи перематывается с одной катушки на другую.
Для облегчения и ускорения поиска нужного места записи инфор-
мации на ленте каждая лента разделяется на зоны, и при обраще-
нии к НМЛ указывают номер нужной зоны. При поиске зоны пере-
мотка ленты производится гораздо быстрее, чем при чтении или
записи нужной информации. Объем информации, находящийся на
ленте, определяется длиной ленты, количеством дорожек, плот-
ностью записи. Накопитель на магнитной ленте компонуется в шка-
фу, в котором устанавливается лентопротяжный механизм, считы-
вающие и воспроизводящие головки, а также местное устройство
управления. Время обмена информацией определяется скоростью
передвижения магнитной ленты и плотностью записи на ней. Так
как движение ленты осуществляется механическим способом, ско-
рость движения составляет 3—4 м/с и скорость чтения или записи
5000—12000 бит/с.
Накопитель на магнитном барабане (НМБ) представляет со-
бой полый металлический цилиндр, боковая поверхность которого
покрыта тонким ферромагнитным слоем. Информация размещает-
ся по образующим барабана. По сравнению с НМЛ барабаны
имеют значительное преимущество — доступ к нужной информации
можно получить за один оборот магнитного барабана.
В отличие от магнитного барабана накопители на магнитных
дисках используют для записи поверхность дисков (рис. 95), что
позволяет значительно увеличить рабочую поверхность. Блок па-
171
мяти состоит из нескольких дисков 1, вращающихся на общей оси
электродвигателем 5. Магнитные дорожки расположены по кон-
центрическим окружностям, причем плотность записи на внутрен-
них дорожках выше, чем на внешних. Это связано с тем, что
линейная скорость по мере удаления от центра возрастает, а ско-
рость выдачи данных с любой части носителя должна быть оди-
наковой. Запись и считывание информации производятся подвиж-
ными магнитными головками 2. Головки могут двигаться вдоль
радиуса диска на подвижной каретке 4, причем одна головка
обслуживает только группу дорожек на поверхности диска. Поэ-
тому на рычаге устанавливается несколько головок. Рычаги 3
устроены так, что каждый из них держит по две головки: одну,
работающую с нижней половиной верхнего диска, другую, работа-
ющую с верхней половиной нижнего диска.
Емкость памяти на магнитных дисках зависит от диаметра и
числа дисков, объединенных в блок, и может достигать сотен мил-
лионов байт. При адресации в диске можно указать номер диска
в блоке, номер дорожки и сектора. Это позволяет значительно сок-
ратить время выборки информации. Накопители на магнитных
дисках выпускаются с устройствами автоматической смены дисков.
В этих устройствах кассеты с дисками могут заменять одна дру-
гую по специальной команде за несколько секунд. Это дает воз-
можность увеличить емкость накопителя. Связь между процессо-
ром и разнотипными внешними устройствами осуществляется через
стандартные линии сопряжения ввода—вывода (интерфейс). Ин-
терфейс позволяет подключить к машине различные устройства,
быстродействие которых не превышает пропускной способности
канала. Тип интерфейса определяет состав и последовательность
передачи сигналов, необходимых для взаимодействия процессора
и внешних устройств. Наиболее распространенным является поря-
док согласования устройств, имеющий обозначение интерфейса
(или сопряжения) —2К.
Устройства ввода — вывода информации различаются по сво-
ему назначению на три группы:
устройства связи с объектом, предназначенные для передачи
информации непосредственно от объектов автоматизации и пере-
дающие на них управляющие воздействия;
устройства ввода (или вывода) информации в ЭВМ с проме-
жуточных носителей;
устройства общения человека с ЭВМ и вывода на устройства
воспроизведения и печати.
Устройства связи с объектом должны обеспечивать ввод ин-
формации от различного рода датчиков дискретной или аналоговой
информации. Связь с дискретными датчиками сигнализации осу-
ществляется через модули ввода дискретной информации. В ка-
честве датчика может использоваться контакт реле («сухой кон-
такт»), тумблер или бесконтактный логический элемент. В зави-
симости от характера информации применяют различные модули
для приема дискретной информации. Модуль ввода инициативных
172
сигналов используется в случаях, когда изменение состояния дол-
жно быть передано диспетчеру (отключение насоса по аварии,
повышение уровня в резервуаре и т. п.). Датчики сигнализации
объектов, состояние которых требуется знать только в определен-
ные моменты времени, подключаются к модулям ввода дискретной
информации.
Отдельные системы автоматики имеют контактные датчики,
осуществляющие счет каких-либо предметов, Например, у счетчи-
ков нефти датчик замыкает контакт при прохождении определен-
ного количества нефти; сигнализатор прохода разделителя сра-
батывает при каждом прохождении мимо него шара и т. п. Эти
датчики присоединяются к модулям ввода число-импульсных сиг-
налов. В этих модулях наряду с приемом сигналов происходит
их счет и запоминание.
Вывод дискретной информации из процессора осуществляется
модулями вывода дискретной информации. В зависимости от мощ-
ности управляемого источника эти модули бывают бесконтактными
или контактными. Контактные модули используются для передачи
команд в схемы управления или для ламповой и звуковой сигна-
лизации. Бесконтактные модули можно использовать для управ-
ления цифровыми индикаторами или слаботочными реле. Анало-
говые сигналы поступают к процессору через аналого-цифровые
преобразователи, в которых поступающее значение преобразуется
в кодовую комбинацию. Для подключения к УВК различных дат-
чиков (термопары, термометры сопротивления, различные прибо-
ры) служат усилители сигналов низкого уровня, модули нормали-
зации и т. п. Вывод аналоговой информации на показывающие
прлборы, задатчики регуляторов и т. п. производится через цифро-
аналоговые преобразователи. Устройства ввода — вывода инфор-
мации с ЭВМ с промежуточных носителей обеспечивают ввод ин-
формации, которая не может быть получена от автоматических
датчиков. Эту информацию первоначально переносят на перфо-
карту или перфоленту, а потом, по мере необходимости, с них вво-
дят в ЭВМ. Аналогично, результаты решения задач фиксируются
на перфолентах и перфокартах и впоследствии могут быть повтор-
но использованы в работе. Наличие таких машинных носителей,
как перфоленты и перфокарты, дает возможность расширить воз-
можности памяти информации, часть которой хранится в этом
случае не на магнитных носителях, и снабжать ЭВМ новой опера-
тивной информацией. Поэтому в состав устройств вычислительно-
го комплекса входят устройства для переноса информации на пер-
фоленту и перфокарту, а также устройства ввода и устройства
вывода информации в ЭВМ на перфолентах и перфокартах. Эти
полученные перфоленты и перфокарты могут быть также исполь-
зованы для автоматического ввода информации в другие ЭВМ или
устройства передачи данных.
Широкое распространение для визуального представления полу-
чили терминальные устройства на базе электронно-лучевых трубок
(ЭЛТ), или так называемые дисплеи (рис. 96), Устройства с ЭЛТ
173
Рис. 96. Дисплей
по сравнению с электромеханическими печатающими устройствами
отличаются быстродействием, более широкими возможностями об-
работки и корректировки данных, удобством работы оператора.
Однако, используя устройства с ЭЛТ, невозможно снять копию,
поэтому их применяют для воспроизведения оперативной информа-
ции, имеющей важность только в данный период времени и не
требующейся для хранения,
Для наглядности и более четкого представления информации
в дисплеях может быть использована цветная электронно-лучевая
трубка. В наиболее совершенных мо*
делях оператор может по выбору
получить изображение в восьми цве-
тах (ярко-красный, желтый, зеле-
ный, цвета воды, голубой, белый,
черный), фон, на котором печатается
изображение, также может воспро-
изводиться в одном из восьми цве-
тов. Дисплей имеет клавиатуру, ана-
логичную пишущей машинке, с по-
мощью клавиш которой можно по-
слать запрос в ЭВМ в виде опреде-
ленного кода на решение каких-ли-
бо задач или передать ЭВМ какие-
нибудь дополнительные сведения.
Для регистрации получаемой информации применяются печатающие
устройства. В большинстве случаев печатание осуществляется ме-
ханически — ударом электромагнитных молотков. Понятно, что ско-
рость печати ограничивается скоростью действия таких устройств
и является весьма невысокой.
В более быстродействующих печатающих устройствах исполь-
зуется построчный принцип печати, когда все знаки одной строки
печатаются одновременно.
Комплект оборудования, включающий процессор, устройства
памяти, устройства ввода в процессор и вывода из него и устрой-
ства связи с объектом, составляет электронно-вычислительную
машину. В зависимости от состава элементов поколения вычисли-
тельных машин различают по их элементной базе: машины на
электронных лампах — первое поколение, машины на транзисто-
рах— второе поколение, машины на интегральных микросхемах —
третье поколение, машины на твердых схемах с большой степенью
интеграции — четвертое поколение. Кроме того, поколения ЭВМ
отличаются одно от другого возрастающим быстродействием и
математическим обеспечением.
В зависимости от характера решаемых задач среди ЭВМ выде-
ляют управляющие вычислительные комплексы (УВК) и ЭВМ для
решения экономических задач. УВК включает в свой состав боль-
шое число элементов для приема информации с объектов и передачи
команд на объекты. Кроме того, программы работы процессора
УВК позволяют прекратить работу над какой-нибудь задачей и
174
начать решать новую задачу, если полученная в данный момент
информация с объекта требует решения этой новой задачи. На-
Нример, если УВК решал задачу по составлению суточной сводки,
и в это время пришла сигнализация об аварийном отключении
йгрегата на станции, УВК может автоматически переключиться
на решение новой задачи по переходу нефтепровода на новый ре-
жим. Как говорят, УВК имеют развитую систему прерываний.
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЕ комплексы
Вычислительные комплексы выпускаются сериями, в состав
которых обычно входит несколько разных ЭВМ, отличающихся
Одна от другой быстродействием, своими возможностями по реше-
нию задач, но объединенные программной совместимостью всех
моделей комплекса от малых моделей к большим, общей номенкла-
турой внешних устройств, единой системой математического обес-
печения.
В Советском Союзе УВК выпускались на базе ЭВМ агрегатной
системы вычислительной техники (АСВТ). В состав этой системы
входили ЭВМ М-6000 и М-7000.
В системе АСВТ-М заложены усовершенствованные структур-
ные принципы и элементная база на интегральных элементах. Про-
цессор М-6000 имеет быстродействие до 2-105 операций в секунду.
К модели М-6000 возможно подключение до восьми оперативных
запоминающих устройств емкостью 4 тысяч слов каждое. Через
канал прямого доступа к памяти, в котором обмен информацией
происходит со скоростью 650 кбайт/с, к ЭВМ может быть под-
ключено до 4 быстродействующих внешних устройств (накопители
на магнитных дисках). Это может быть использовано при реше-
нии задач оперативного управления. Остальные внешние устрой-
ства, подключаемые к процессору, должны иметь выход на сопря-
жение 2К- Это сопряжение позволяет вести параллельную передачу
информационных слов, содержащих до 16 разрядов, осуществлять
в одной операции двусторонний обмен информации; 8 устройств,
в том числе УП-ПУ 1 устройства ТМ-120, может быть подключено
непосредственно к процессору, а остальные (но не более 54) —
через расширители ввода — вывода.
В состав устройств ввода — вывода могут входить устройство
ввода с перфоленты, устройство вывода на перфоленту, устройство
печати с клавиатурой, устройство печати технологической инфор-
мации, устройство ввода — вывода дискретной и аналоговой инфор
мации (УСО), станция индикации данных СИД-1000.
На экране СИД-1000 диспетчер может воспроизвести данные,
находящиеся в памяти вычислительной машины. На экране стан-
ции умещается 1024 алфавитно-цифровых символа Общее число
воспроизводимых символов — 96. Обмен данными между ЭВМ и
СИД-1000 осуществляется по телефонным каналам, скорость пере-
дачи 50 знаков/с. На экране СИД выводится в табличной форме
175
алфавитно-цифровая информация о работе трубопровода и состоя-
нии объектов. Устройства печати используются для ведения жур-
налов и регистрации спорадической информации.
Набор модулей для связи с объектом включает большую номен-
клатуру модулей для ввода сигналов от аналогов и релейных дат-
чиков и вывода сигналов на контактные и бесконтактные устройст-
ва, а также для передачи сигналов по каналам связи. В состав
ЭВМ М 6000 входят различные варианты согласователя между
сопряжением АСВТ и стандартным интерфейсом ввода — вывода
единой системы электронно-вычислительных машин (ЕС ЭВМ).
Блоки УСО применяются для управления воспроизведением ин-
формации на информационных моделях (мнемощит, табло),
отдельные блоки могут использоваться при прямом вводе в ЭВМ
информации с сооружений (например, из резервуарного парка, от
устройства «Утро-2).
Наряду с ЭВМ М-6000 в качестве устройства обработки может
быть использована более поздняя модель ЭВМ АСВТ-М типа
М-7000. Она отличается быстродействием процессора, более емкой
оперативной памятью и развитой системой устройств ввода — вы-
вода. Процессор М-7000 программно совместим с процессором
М-6000, т. е. любая программа, написанная для М-6000, без каких-
либо переделок может выполняться на М-7000.
Дальнейшее развитие управляющие вычислительные машины
получили в системе малых электронных вычислительных машин
(СМ ЭВМ). Комплексы этой серии компонуются из агрегатных
модулей СМ ЭВМ с использованием периферийных устройств из
номенклатуры М-6000/М-7000 АСВТ-М.
В состав СМ ЭВМ входят несколько типов УВК: СМ-1, СМ-2,
( М 3, СМ-4. Каждый из них, в свою очередь, может быть представ-
лен различными комплексами в зависимости 'от условий исполь-
зования. Комплексы СМ-Ш основываются на применении процес-
сора СМ-1П. В процессоре СМ-1П сохранена полная преемствен-
ность по upoi раммному обеспечению и по интерфейсу ввода —
вывода с процессорами М-6000/М-7000 АСВТ-М.
Особенностями СМ-1П является автоматизация восстановления
системы при сбоях, расширение системы команд по сравнению с
ЭВМ серии АСВТ. Комплексы СМ-1М могут использоваться в мно-
гомашинных комплексах совместно с комплексами М-6000/М-7000
АСВ Г-М.
Конструктивно процессор СМ-Ш выполнен в виде автономного
комплектного блока, который может устанавливаться на столе
(приборный вариант) или размещаться в типовой стойке СМ ЭВМ
вместе с другими комплексными блоками.
В автономном комплексном блоке (габаритные размеры 278X
X480x690 мм) размещаются:
собственно процессор, включая инженерную панель;
блок управления ОЗУ, обеспечивающий подключение до 16 К
слов памяти;
до четырех ОЗУ общей емкостью 16 К слов;
176
до 10 интерфейсных блоков периферийных устройств, выходящих
на интерфейс 2 К;
источник питания;
вентиляторы.
Комплексы СМ-1 (рис. 97) при малых габаритных размерах и
сравнительно низкой стоимости обеспечивают:
высокую производительность — до 400 тыс. операций типа ело-
жения в секунду;
высокую реактивность;
Рис. 97. Общий вид ЭВМ типа СМ-1
высокие эксплуатационные характеристики; развернутую систе-
му контроля и диагностики, автоматизацию восстановления систе-
мы при сбоях, автоматизацию начальной зацрузки программ
и запуска системы;
проблемную ориентацию архитектуры — расширение систем
команд как стандартными наборами дополнительных команд, так
и специальными командами потребителя.
Вычислительные комплексы СМ-2 обладают полной программ-
ной совместимостью с системой М-7000 и односторонней совме-
стимостью на уровне перемещаемых программ с М-6000, а также
полной совместимостью с этими системами по интерфейсу ввода —
вывода. Процессор СМ-2 отличается от процессора СМ-1П более
высокой производительностью, расширенной системой команд
(включая и операции с плавающей запятой), развитыми систем-
ными возможностями. Обеспечивается возможность компоновки
ВК на базе двух процессоров с двумя каналами прямого доступа
к памяти, работающих с общей оперативной памятью до 128 К
слов и общими или раздельными периферийными устройствами.
177
На базе СМ-2 (а также СМ-2 совместно с СМ-1) можно компоно-
вать локальные и территориальные рассредоточенные многомашин-
ные комплексы. Передача информации в рассредоточенных ком-
плексах, а также между комплексами и терминалами может осу-
ществляться по телефонным, телеграфным и специальным линиям
связи.
Сравнительные характеристики комплексов М-6000, М-7000,
СМ-1 и СМ-2 приведены в табл. 16.
Таблица 16
Сравнительные характеристики вычислительных комплексов
Параметры	М-6000	CM1	М-7000	СМ-2
Максимальный объем оперативной памя- ти, К слов Время выполнения основных операций, мкс:	64	64	256	256
сложение	5	2,5	2,5	2,2
умножение	43	36,6	11	10
передача управления	2,5	2,5	1,6	1,8
Максимальная скорость обмена по кана- лу прямого доступа, К слов/с	400	250	340	700
Основные наборы агрегатных модулей скомпонованы в базо-
вые и типовые комплексы, для которых разработан полный ком-
плект технической документации. При конкретном применении
базовые и типовые комплексы могут дополняться необходимыми
агрегатными модулями для выполнения соответствующих функций
по приему и обработке информации. Состав базовых и типовых
комплексов приведен в табл. 17, 18.
Применяемые на магистральных нефтепроводах УВК обладают
большой производительностью и развитой системой внешних уст-
ройств. УВК, используемый как устройство обработки для телеме-
ханической информации, должен иметь дополнительные возмож-
ности вычислительных операций для расчета задач, описания
которых приведены в гл. 9. Для примера рассмотрим комплекс,
установленный в одном из диспетчерских пунктов нефтепровода
Сургут — Полоцк. В его основу принят типовой вычислительный
комплекс СМ-2 № 2 (рис. 98). В этот комплекс входят два процес-
сора с быстродействием 2-105 операций в секунду каждый. Общий
объем оперативной памяти составляет 128 тыс. машинных слов,
объем внешней памяти— 102 млн. бит. Процессор с таким быстро-
действием и имеющийся объем памяти дают возможность в ходе
технологического процесса решить любую из возникающих задач
и обеспечить своевременную выдачу команд и необходимой извес-
тительной и справочной информации.
Принятая структура образует двухпроцессорный комплекс, в
который входят два процессора со своими устройствами оператив-
ной памяти и общие устройства внешней памяти и ввода — вывода.
В этом случае каждый процессор может получать данные как из
'78
Таблица 17
Число модулей в составе базовых вычислительных компл
Устройство
Процессор СМ-Ш (Пр)
Устройство оперативное запоминающее (ОЗУ)
Согласователь ввода—вывода (СВВ)
Таймер (ТМР)
Устройство внешней (УВПМД)	памяти на магнитных дисках
Устройство внешней (УВПМЛ)	памяти на магнитной ленте
Устройство ввода с перфоленты (УВВПЛ)
Устройство вывода на перфоленту (УВПЛ)
Дисплейный модуль (ДМ-2000)
Устройство последовательной печати (УПЗ)
Устройство параллельной печати (УПП)
Устройство быстрой передачи данных (МБПД)
1ексов СМ-1
Шифр	Номер комплекса							
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4	№ 5	№ 5—1	№ 6	№ 7
А131-10	1	1	1	1	1	1	1	1
А211-5	2	4	4	4	2	2	4	4
А151-6	—	1	2	1	—	—	1	1
А129-2	1	1	1	1	1	1	1	1
А322-3/1	—	1	—	1	—	—	1	—
А311-7/1	—	—	1	—	—	—	—	1
А4П-4	1	1	1	1	—	—	.—	—
А421-2	1	1	1	1	—	—	—	—
А544-2	1	1	2	1	—	—	—	—
А521-7	1	1	2	1	—	—	—	—
А522-5	—	1	—	—	—	—	—	—
А723-1/1	2	2	4	2	—	—	—	—
Рис. 98. Структурная схема базового комплекса СМ-2 № 2
Таблица 18
Число модулей в составе базовых и типовых вычислительных комплексов СМ-2
Устройство	Шифр	Номер комплекса			
		№ 1	№3	№ 4	№2
Процессор СМ-2П (Пр)	А131-11	1	2	2	2
Канал прямого доступа в память (КПДП)	А152-6	1	2	2	2
Устройство оперативной памяти (УОП)	А211-18	1	2	4	4
Согласователь ввода—вывода (СВВ)	А491-6	1	2	3	2
Коммутатор 8-канальный (КМР-8)	А151-4	2	4	4	4
Коммутатор 4-канальный (КМР-4)	А151-5	1	4	7	6
Таймер (ТМР)	А129-2	1	2	2	2
Устройство ввода с перфоленты (на базе	А411-4	——	—	—	1
FS-1501) (УВВПЛ) Устройство вывода на перфоленту (на базе	А421-2	__			—	1
ПЛ-1501 (УВПЛ) Устройство внешней памяти на магнитном	А323-3/2						1
диске (на базе 14301-1870) (УВ11МД) Устройство быстрой печати (на базе УТ-343) BI1) Дисплейный модуль ДМ-2000 (ДМ)	А522-5	—	—	—	1
	А544-2	—	—	—	1
Устройство последовательной печати (на	А521-7	—	—	——	1
базе flZM-280) (ДЗМ) Модуль быстрой передачи данных (МБПД)	А723-1	—	—	—	2
Устройство подготовки данных на перфолен-	УКР-3	1	1	1	1
те (УКР) Потребляемая мощность, кВ • А		4,5	5	8	11
Занимаемая площадь, ма		20	20	24	36
180
ОЗУ другого процессора, так и с внешних участков без перезаписи
в свою систему. Это обеспечивает быстродействие системы и воз-
можность осуществления мгновенного резервирования при выходе
из строя одного из процессоров. Правда, при организации двух-
процессорного комплекса возникают большие трудности в созда-
нии программы, осуществляющей совместное управление работой
процессоров и их внешних устройств. Наличие двухпроцессорного
комплекса позволяет как повысить производительность системы,
так и обеспечить ее необходимую надежность и живучесть. При
неисправности одного из процессоров или проведения профилакти-
ческого обслуживания и ремонта может быть осуществлено не-
прерывное наблюдение за работой системы, постоянное выполнение
операций по контролю режима и управлению объектами.
Дополнительно к типовому комплексу в состав оборудования
включены дисплейные модули, которые устанавливаются у руко-
водства районного управления, главного диспетчера и в диспетчер-
ской. На дисплее в диспетчерской может одновременно выводить-
ся разная информация, что облегчит диспетчеру наблюдение за
процессом. На остальные дисплеи начальник и главный инженер
могут вызвать по запросу справочную информацию, интересующую
их в данный момент. Включенные в состав цветные графические
терминалы дают возможность символами и цветом представить мне-
мосхему трубопровода и его узлов и выделить важные сигналы.
Поскольку непосредственное включение дисплеев возможно толь-
ко на небольших расстояниях от процессора, для повышения даль-
ности передачи применяются модули быстрой передачи данных
МБПР и модули внутрисистемной связи МВС.
Устройства печати (УБП, УПП) позволяют отпечатать необхо-
димые сводки и документы. Устройства согласования (СКА,
М.С АПД) применены для автоматической связи с другими ЭВМ
смежных и вышестоящих систем.
Для сбора информации о положении оборудования в резервуар-
ном парке, учета и расчета количества нефти в резервуарных пар-
ках предусматривается установка вычислительных комплексов СМ-1
№ 4 (рис. 99). Для связи с объектами резервуарного парка до-
полнительно к типовому комплексу / в состав системы включают
модули ввода инициативных сигналов МВВИС для приема сиг-
налов о положении задвижек, модули ввода числоимпульсных сиг-
налов МВВЧИС для счета импульсных сигналов от счетчиков
нефти, модули ввода аналоговых сигналов от датчиков мгновен-
ного расхода и температуры с помощью модулей нормализации
МН и аналого-цифровых преобразователей АЦП. Для передачи
команд управления задвижками, насосами служат модули кодо-
вого управления контактные МЦУК и бесконтактные МКУБ. Под-
ключение к процессору модулей, связанных с технологическими
объектами, выполняется через модули внутрисистемной связи МВС
и разветвители интерфейса мультиплексные РИМ. Сигналы изме-
рения, поступающие от датчиков, периодически опрашиваются про-
цессором с помощью коммутаторов бесконтактных ЦБ.
181
Достижения современной микроэлектроники позволили создать
в последние годы вычислительную технику на новой технической
базе. В основе новейших вычислительных средств, которые полу-
чили название микропроцессоров, лежат большие интегральные
схемы. Эти схемы выполняются в пределах одного кристалла, и
одна схема может заменить собой несколько десятков тысяч тран-
зисторных элементов. В последующие годы следует ожидать при-
менения средств микропроцессорной техники как в системах уп-
равления технологическими объектами, так и при конструировании
Рис. 99. Структурная схема комплекса СМ-1:
/— базовый комплекс № 4
отдельных приборов и устройств. Микропроцессоры позволяют
заменить системы с жесткими связями системой, осуществляющей
такие же функции программным путем, что позволяет расширить
возможности системы.
Задачи, решаемые в составе автоматизированной системы уп-
равления предприятием (АСУП), внедряемой на уровне террито-
риального управления, непосредственно не связаны с технологичес-
ким процессом по времени их решения. Это в основном задачи по сос-
тавлению планов работы на месяц, квартал, год и учетных сводок,
задачи, в которых участвует много различных исходных данных
182
(или, как говорят, входных показателей). Для решения таких за-
дач используется единая система электронных вычислительных
машин (ЕС ЭВМ), которая представляет собой комплекс стацио-
нарных ЭВМ третьего поколения, предназначенных для эксплуа-
тации в условиях вычислительных центров и характеризующихся:
программной совместимостью всех моделей комплекса от ма-
лых моделей к большим;
широким использованием интегральных схем;
расширенной номенклатурой внешних устройств;
мощной системой математического обеспечения.
Таблица 19
Характеристики ЭВМ единой серии
Параметр	ЕС-1010	ЕС-1020	ЕС-1022	ЕС-2030	ЕС-1033	ЕС-1035	ЕС-1050	ЕС-1060
Быстродействие, тыс. опе- раций/с	10	20	300	140	700	500	1300	3000
Емкость оперативной па-	8	17—	256—	128—	25С-	256—	256—	2048—
мяти, кбайт Мультиплексный канал:	•	256	512	512	512	1024	1024	8192
число	1	1	1	1	1	1	1	2
скорость передачи, кбайт/с Селекторный канал:	160	10—16	80	40	50	40	30	ПО
ЧИСЛО	1	2	2	3	3	4	6	6
скорость передачи, кбайт/с	240	300	700	800	800	740	1300	1250
котребляемая мощность, ПВ  А	2,5	21	25	25	40	41	70	100
Требуемая площадь, м2	15	100	108	ПО	120	НО	250	270
Ядром ЭВМ единой серии является процессор, содержащий цен-
тральное устройство управления для выборки команд, формиро-
вания адресов и связи с пультами; арифметическо-логическое уст-
ройство для обработки данных и оперативную память с системой
защиты по записи и считыванию. Процессоры имеют гибкую систе-
му прерываний, благодаря чему возможна эффективная работа
процессора и совмещенная работа внешних устройств. Обмен дан-
ных между процессором и внешними устройствами осуществляется
через устройства управления и каналы. В ЕС ЭВМ существуют
два типа каналов. Селекторный канал служит для обмена между
процессором и одним из внешних устройств, работающим с отно-
сительно высокой скоростью передачи массивов данных, типа
накопителей на магнитных дисках. Мультиплексный канал пред-
назначен для подключения к процессору нескольких внешних
устройств, работающих с относительно низкой скоростью переда-
чи данных, типа перфокарточных и перфоленточных устройств.
К каналам обоих типов может подключаться до восьми устройств
183
управления с адресацией к 256 внешним устройствам. Технические
характеристики ЕС ЭВМ приведены в табл. 19. В состав ком-
плекса наряду с процессором входят устройства ввода — вывода,
подготовки и воспроизведения информации. Информация в ЕС ЭВМ
вводится с машинных носителей информации. В качестве машинных
носителей могут выступать магнитные ленты, перфоленты, перфо
карты, магнитные диски.
СРЕДСТВА ОТОБРАЖЕНИЯ
Устройства телемеханики или ЭВМ после обработки информа-
ции могут ее представить в виде сигналов или символов, что не-
удобно для восприятия человеком и существенно ограничивает его
возможности в использовании полученных результатов, их оценке
и наблюдении за работой нефтепровода. Поэтому применяют до-
полнительные средства представления или отображения, обеспе-
чивающие преобразование информации в формы, удобные для
человека.
Средства представления информации создают информацион-
ную модель магистрального нефтепровода.- В состав информацион-
ной модели входят статические элементы, отображающие основ-
ную технологическую схему нефтепровода, динамические элементы,
содержащие информацию о мгновенном состоянии перекачки и ее
изменении, состоянии объектов управления, и командные элементы,
служащие для воздействия на управляемые объекты.
Эргономические требования к средствам представления инфор-
мации формулируются следующим образом: они должны обеспе:
чивать подачу оператору информации в те,моменты, когда в ней
возникает необходимость, в количествах, достаточных для оценки
ситуации, принятия правильного решения и контроля за его испол-
нением, и в то же время соответствующих реальным возможностям
человека по переработке информации. Формы представления инфор-
мации должны соответствовать особенностям восприятия, специ-
фике выполняемых диспетчером функций, общим условиям его ра-
боты, квалификации и личным качествам.
Основной формой представления является мнемощит. На мне-
мощите условно изображается технологическая схема нефтепро-
вода, которая облегчает человеку запоминание технологии объекта,
назначения приборов и органов управления, а также способов дей-
ствия при различных режимах работы. Технологическая схема вы-
полняется в виде рисунка линиями различных цветов, а соответст-
вующие ламповые и индикаторные элементы дают информацию о
состоянии оборудования в ходе процесса перекачки нефти. В сов-
ременных системах применяются мнемощиты мозаичного типа, в
которых лицевая сторона щита выполняется из отдельных элемен-
тов с нанесенными на них условными символами и установленной
сигнально-коммутационной аппаратурой. Применение мозаичных
мнемощитов обусловлено тем, что на них путем незначительной
184
перестановки элементов легко внести изменения в мнемосхему при
изменении в технологии. А изменения в технологической схеме ма-
гистрального нефтепровода — включение новых насосов, задви-
жек, обводных линий — проводятся довольно часто в процессе экс-
плуатации с целью увеличения пропускной способности нефте-
провода.
Мнемосхема трубопровода собирается из отдельных элементов
размером 40 x40мм. Состояние агрегатов и задвижек сигнализи-
руется подсветкой соответствующих элементов. На щите установ-
лены также общие табло аварийно-предупредительной сигнализа-
ции с каждого КП и цифровые индикаторы, на которых воспроиз-
водятся значения давлений и уставка регулятора по каждой из
насосных. На мнемощите отображается общее состояние насосных
станций с трубопроводами между ними.
Мнемосхема выполняется из накладных унифицированных эле-
ментов, позволяющих в принципе изобразить с определенной до-
лей условности любое технологическое оборудование. Мнемосим-
волы выполняются различных цветов из листовых пластмасс и ме-
таллов и укрепляются на элементах путем наклеивания. На эле-
менте могут устанавливаться одна или две лампочки с колпачка-
ми красного, белого, зеленого цвета, квитирующие ключи.
Для показания цифровых значений измеряемых параметров
служит индикаторный элемент. Один модуль, встраиваемый в мо-
заику, позволяет индуцировать двузначное число от 00 до 99. Пу-
тем последовательного соединения нескольких элементен можно
неограниченно увеличить число разрядов.
Включение в состав комплекта телемеханики ЭВМ расширяет
круг выполняемых операций по обработке и анализу информации
и дает возможность для воспроизведения применить терминальные
устройства ЭВМ, что обеспечивает еще большую наглядность и
концентрацию информации.
На экране дисплея можно воспроизводить отдельные участки
мнемосхемы с изображением состояния объектов, выделяемых раз-
ными цветами, или представлять необходимые сведения в таблич-
ной форме. Например, на экран можно вывести аварийную сигна-
лизацию и исполнительную сигнализацию при переключениях.
Каждый сигнал с расшифровкой занимает одну строку. Размеще-
ние сигналов сверху вниз может соответствовать времени их по-
ступления, причем последний занимает верхнюю строку или рас-
пределить по их важности, когда на верхней строке наиболее
серьезный из имеющихся сигналов. Для телеизмерений давлений
в каждой строке можно заносить измеряемые давления по каждой
станции, причем при наличии отклонений от задания их выделяют
с помощью подчеркивания, мигания, дополнительного знака.
Вывод информации на дисплей осуществляется от ЭВМ по
специальным программам. Эти программы могут предусматривать
различные виды отображения (форматы):
полная технологическая мнемосхема одной насосной станции;
185
полная технологическая мнемосхема одного резервуарного
парка;
таблица режима работы насосных станций одного трубопро-
вода;
таблица заполнения емкостей в резервуарных парках;
таблица потоков перекачки по трубопроводам и т. д.
Для представления алфавитно-цифровой информации применя-
ются дисплейные модули ДМ-500 и ДМ-2000. Модуль ДМ-2000
имеет следующие характеристики:
Размер изображения, мм.................... 180x250
Емкость экрана, знаки..................... 1920
Число знаков в строке........................ 80
Число строк.................................. 24
Размер знаков, мм........................... 4x3
Состав индицируемых символов:
русский алфавит......................... 32
латинский алфавит......................... 26
цифры..................................... 10
сигнальные символы........................ 28
дополнительные символы..................... 7
В настоящее время применяют многоцветные графические ин-
дикаторы, на которых можно воспроизводить как технологические
схемы насосных станций, линейной части нефтепроводов, резерву-
арных парков, так и значения параметров перекачки с указанием
точек измерения на технологической схеме. Цветом на таких дис-
плеях выделяются уставки и аварийные значения параметров.
В состав ЭВМ серии СМ входит терминал графический цветной
А543-11, который состоит из модуля управления модифицирован-
ным цветным телеприемником А543-6 и модуля индикации цветно-
го А543-7. Максимальная длина соединительного кабеля между
ними 15 м.
А543-6 — автономный комплексный блок, имеет выход на ин-
терфейс 2 К, благодаря чему может подключаться к вычислитель-
ному комплексу с помощью дуплексных регистров, модулей быст-
рой передачи данных, модулей внутрисистемной связи и т. д.
Технические данные
Размер изображения, мм................................... 350X450
Емкость экрана, точки.................................... 86 400
Число адресуемых точек в строке.............................. 320
Число строк.................................................. 270
Число индицируемых цветов...................................... 7
Частота регенерации изображения, Гц........................... 50
Габаритные размеры, мм:
А513 6............................................... 483X286X700
А543 7............................................... 785X595X530
Рабочим местом диспетчера является пульт, выполненный в
виде письменного стола, на котором размещаются устройства уп-
равления системой—микрофоны, телефоны, коммутаторы диспет-
черской связи. С панели управления осуществляется задание
режима работы устройств телемеханики и квитирование световой
186
и звуковой сигнализации, телеуправление объектами насосных
станций и линейных участков, телерегулирование на объектах
насосных станций, вызов сообщений ТИ, ТС.
Панель управления на пульте выполняется из элементов с сим-
волами насосных агрегатов, задвижек, а также табло сигнализа-
ции. Она условно делится на зоны обслуживания: зона управления
насосными станциями, зона управления линейной частью нефте-
провода, зона контроля и управления системой телемеханики и
задания режимов работы ЭВМ.
СВЯЗЬ НА НЕФТЕПРОВОДЕ
Обмен информацией между различными объектами на маги-
стральных нефтепроводах осуществляется с помощью различных
средств и каналов связи. Каналы связи используются как для пе-
редачи разговорной речи (телефон, радиотелефон), так и для
передачи специальных сообщений (сигналы телемеханики, ЭВМ,
телеграф). Характерными чертами системы связи на магистраль-
ных нефтепроводах является необходимость связи между собой
различных абонентов, находящихся как на малых расстояниях
(20—40 км), так и в значительном удалении (100—1000 км), и
многообразие требований, предъявляемых к средствам и каналам
связи. Передача любых сообщений по каналам связи осуществля-
ется в виде электрических импульсов. В качестве соединительных
линий для связи можно использовать воздушные или кабельные
линии, а также радиоканал. Однако у воздушных линий связи при
изменении внешних условий (влажности, магнитного поля) изме-
няются электрические параметры, наводятся дополнительные на-
пряжения, что приводит к многочисленным искажениям и помехам.
Кроме того, воздушные линии требуют отвода земли для установ-
ки опор линий передач, а также профилактического обслуживания,
что увеличивает затраты на их строительство и эксплуатацию.
Связь по радио используется только на короткие расстояния из-за
зависимости от метеоусловий, времени года и суток. Поэтому для
нефтепроводов наибольшее распространение получили кабельные
линии связи.
Посылка и прием сигналов по линиям связи могут выполняться
на различных частотах. Однако вследствие электрического сопро-
тивления жил кабеля и наличия емкости между соседними жила-
ми посланные сигналы в линии постепенно ослабевают (затухают).
Затухание зависит от частоты передаваемого сигнала. Как извест-
но, разговорная речь при преобразовании в электрический сигнал
укладывается в диапазоне 300—3400 Гц, который называется то-
нальным спектром. Частоты до 300 Гц называются подтональными,
спектр частот 3400—8500 Гц называется надтональным. Сигналы,
передаваемые с частотой выше 8500 Гц, относятся к высокочастот-
ному диапазону.
Для передачи сообщения в начале участка посылают сигналы
от передатчика с некоторой мощностью, которые должны дойти
187
до приемника и быть им восприняты. Мощность передаваемого в
линию сигнала ограничена возможностями передатчика и напря-
жением и током, не вызывающими помех в соседних проводах.
Мощность принимаемого сигнала должна быть не меньше чувстви-
тельности приемника. Для аппаратуры телефонной связи приня-
то, что мощность сигнала передачи должна составлять не более
0,6 Нп, а мощность приема — около б Нп на частоте 800 Гц (мощ-
ность сигнала связи измеряют в неперах — Нп). Непер представля-
ет натуральный логарифм отношения величины напряжения, тока
или мощности сигнала к некоторому условному уровню, принимае-
мому за нулевой. За нулевые значения приняты следующие вели-
чины: напряжение 0,775 В, ток 1,29 мА и мощность 1 мВт (табл. 20).
Разность значений сигналов в неперах определяет затухание
в линии. Возможное затухание составляет около 5 Нп. Вследствие
затухания возможности прямой передачи сигнала по кабелю на
тональной частоте составляют 20—30 км, для передачи сигнала на
большее расстояние применяются усилители. Однако усилители
вносят искажение при преобразовании сигналов, поэтому их нель-
зя применять больше 3—4. Таким образом, передача в тональном
диапазоне может быть обеспечена на расстоянии 70—100 км, т. е.
между двумя насосными станциями. Для передачи на большее
расстояние приходится применять высокочастотные каналы, зату-
хание которых во много раз меньше, чем низкочастотных. Высокая
частота используется как несущая, на которую накладываются (мо-
дулируются) низкочастотные сигналы. При приеме производится
обратное выделение низкой частоты (демодуляция). При помощи
аппаратуры многоканального высокочастотного уплотнения, имею-
щей много несущих частот, можно по одному проводному каналу
организовать передачу целого ряда каналов тонального спектра.
Таблица 20
Соотношение между параметрами сигнала при различных уровнях
Уровень,		Мощ- ность. Вт	Напря- жение. в	Ток, мА	Уровень, Ни	Мощ- ность, Вт	Напря- жение, В	Ток, мА
	Нп							
	1-4,0	2,98	42,3	70,4	—0,4	0,45	0,519	0,87
	1-3,6	1,34	28,4	47,2	-0,8	0,20	0,348	0,58
	1-3,2	0,60	19,0	31,6	—1,2	0,09	0,223	0,39
	1-2,8	0,27	12,7	21,2	—1,6	0,04	0,156	0,26
	1-2,4	0,12	8,6	14,2	—2,0	0,02	о	0,105	0,18
	1-2,0	0,05	5,7	9,5	—2,4	0,008 НО	0,070	0,12
	НП6	0,024	3,8	6,4	-2,8	0,004	0,047	0,08
	hl,2	0,011	2,6	4,3	—3,2	0,002	0,32	0,05
	-0,8	0,005	1,7	2,9	-3,6	0,0007	0,21	0,03
	-0,4 0,0	0,002 0,001	1,2 0,775	1,9 1,29	—4,0	0,0003	0,14	0,02
Для обмена информацией между насосными станциями, пунк-
тами управления и объектами на трассе в системе связи нефте-
провода предусматриваются следующие виды связи:
188
административно-хозяйственная телефонная и телеграфная
связь нефтепроводного управления с НПС и другими подчинен-
ными службами;
оперативная диспетчерская связь диспетчера РДП со всеми
НПС и аварийно-ремонтными пунктами;
служебная телефонная связь между соседними НПС;
оперативная связь линейных ремонтеров с оператором бли-
жайшей НПС.
Наряду с этими видами связи в системе связи предусматрива-
ются каналы для работы устройств телемеханики нефтепровода
и для автоматической передачи данных в АСУТП.
Для каждого вида связи, в зависимости от необходимости, вы-
деляются один или несколько телефонных и телеграфных каналов.
Служебная связь осуществляется по каналам высокой частоты,
получаемых путем уплотнения кабельных линий высокочастотной
аппаратурой. Для уплотнения применяются системы К-12+12,
К-60П и К-300, создающие соответственно 12, 60 и 300 телефон-
ных каналов. Системы имеют промежуточные стойки, позволяющие
выделить на НПС группу каналов с последующим восстановлением
(ретрансляцией) этого канала к следующим НПС. Общее число
переприемов обычно ограничено в пределах 3—5. Система диспет-
черской связи позволяет осуществить индивидуальный разговор
диспетчера с абонентом на НПС или групповой разговор диспет-
чера с несколькими НПС. Разговор с диспетчером может происхо-
дить только по разрешению диспетчера при переключении диспет-
чером педали на прием.
Диспетчерская связь организуется на аппаратуре типа РСДТ
с использованием двух направлений (каналов) приемо-передачи
или четырех. Система обеспечивает громкоговорящий прием на
динамик и передачу разговора в линию от микрофона. Микрофон
и динамик устанавливаются в пульте диспетчера.
Аналогично диспетчерской связи организуется связь линейных
ремонтеров. Основная разница заключается в том, что диспетчер-
ская связь работает по высокочастотному каналу, а связь обходчи-
ков — по низкочастотному.
Таким образом, схема организации связи на нефтепроводе выгля-
дит следующим образом. Вдоль трассы нефтепровода прокладывают-
ся один или несколько магистральных телефонных кабелей, соединя-
ющих между собой насосные станции и пункт управления. На пунк-
те управления устанавливается система высокочастотного телефо-
нирования, создающая необходимое число телефонных каналов
связи для осуществления всех видов связи. Эти каналы выделяются
на насосных станциях с помощью промежуточных стоек. После вы-
деления каналы служебной телефонной связи заводятся на станци-
онный коммутатор, каналы диспетчерской связи — к телефонному
аппарату диспетчера, а каналы телемеханики — к устройству теле-
механики. Связь с объектами по трассе нефтепровода создается
по отдельным парам кабеля на низкой частоте. Обычно одна пара
используется для телефонного разговора при наличии ремонтных
189
рабочих или наладчиков на трассе и другая пара — для телемеха-
низации линейной части. У ближайшей соединительной муфты ка-
беля делается отпайка, соединяющая кабель с телефонным аппа-
ратом или устройством КП.
Контро тьные вопросы к гл. 8
1.	Для чего создается диспетчерская служба?
2.	Какими возможностями обладает диспетчер для регулирования режима?
3.	Каким образом может поступать информация к диспетчеру?
4.	Для чего используются устройства телемеханики?
5.	Что такое телесигнализация?
6.	Чем отличается телеизмерение от телесигнализации?
7.	Какие функции выполняются при телеуправлении и телерегулировании?
8.	Как осуществляется передача сообщений телемеханики на расстояние?
9.	Какие основные узлы устройства телемеханики Вы знаете?
10.	Какие функции может выполнять устройство ТМ-120?
11	В каких случаях применяют устройство ТМ 120-1?
12.	Что такое байт?
13.	Как определяется место сигнала при передаче телесигнализации?
14.	Какие типы датчиков используют для телеизмерения?
15.	Какие сигналы применяют для интегральных телеизмерений?
16.	Расскажите о возможностях устройства ТМ-120-2?
17.	Назовите основные узлы ЭВМ?
18.	Какие функции выполняет процессор?
19.	Что такое дисплей?
20.	Какие серии ЭВМ вы знаете?
21.	Для чего применяют мнемощит?
22.	Какие каналы связи используются на нефтепроводе?
'23	. С какой целью применяют высокочастотное уплотнение линии связи?
24. Какие виды связи организуются на нефтепроводе?
Глава 9
АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ОПТИМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДА
Совокупность параметров, характеризующих определенное сос-
тояние нефтепровода, называют режимом работы нефтепровода.
Режим работы определяется значениями давлений на всасывании
и нагнетании насосных станций и подачи по трубопроводу. Если
параметры работы насосных станций остаются постоянными в те-
чение длительного времени, режим называется установившимся.
Режим работы трубопровода зависит от многих причин. К ним от-
носятся характеристики жидкости (температура, вязкость); пара-
метры и состояние установленного оборудования (характеристики
насосов, исправность насосов и вспомогательного оборудования),
параметры и состояние трубопровода (допускаемое давление, фак-
тический внутренний диаметр); внешние ограничения (наличие
нефти, свободной емкости в конце трубопровода, допускаемая по-
требляемая мощность и т. п.).
В конечном счете каждый режим связан с определенным расхо-
дом перекачки и затратами на транспортировку, главным образом
с оплатой электроэнергии. Для различных режимов удельные за-
траты на единицу объема перекачки изменяются в некоторых пре-
делах. Режимы, для которых эта величина имеет наименьшее
значение, называются оптимальными.
Причинами отклонения от оптимального режима могут являть-
ся планово-предупредительные ремонты, пропуск устройств очист-
ки, отказ основного оборудования и энергоснабжения, перебои в
поставках нефти, отказы приема нефти, отсутствие свободной ем-
кости и нефти в резервуаре.
Вследствие этих возмущений приходится использовать для пе-
рекачки экономически невыгодные режимы. Ясно, что из-за ука-
занных причин нет реальных возможностей вести перекачку на од-
ном определенном оптимальном режиме, соответствующем наимень-
шим удельным затратам электроэнергии. Реальные условия работы
трубопровода позволяют из большого набора возможных в данный
момент режимов выбрать в какой-то степени лучшие режимы, в на-
ибольшей степени удовлетворяющие существующим в этот период
условиям работы всей системы. Такие режимы также называются
оптимальными. Выбор таких режимов из всей совокупности воз-
можных режимов, расчет параметров и ряда других сопутствующих
расчетов, а также осуществление этих режимов является целью
внедрения автоматизированных систем управления технологичес-
кими процессами на магистральных нефтепроводах (АСУ ТП>.
АСУ ТП представляет собой такую систему автоматического сбора
и обработки информации, в котород с участием человека обеспечи-
191
вается выбор варианта управления, в наибольшей степени удовле-
творяющего принятому критерию эффективности технологического
процесса.
Автоматизированные системы управления технологическим про-
цессом магистрального нефтепровода являются исходной базой для
создания автоматизированных организационно-технических систем
управления производством (АСУ ОТ) в пределах управлений ма-
гистральных нефтепроводов. В составе этих систем решаются общие
вопросы планирования загрузки нефтепроводов, приема и поставок
нефти, общего расхода электроэнергии, организации капитальных
ремонтов и т. д. АСУ ОТ управлений магистральных нефтепроводов
связаны с подсистемой транспорта нефти отраслевой АСУ (ОАСУ)
Министерства нефтяной промышленности. Сведения о работе
управлений и отдельных нефтепроводов собираются в Москву в
Главный вычислительно-информационный центр Министерства.
В составах АСУ действуют диспетчерские службы, использующие
комплекс средств АСУ.
Процесс создания АСУ заключается в изучении объекта управ-
ления, определении правил его работы (алгоритмизации объекта),
реализации полученного алгоритма с помощью комплекса наиболее
подходящих технических средств и организации функционирования
АСУ ТП в конкретных условиях данного объекта.
Создание автоматизированных систем управления позволяет
слить воедино управление производством и управление хозяйствен-
ной деятельностью и подчинить их общей единой задаче — повыше-
нию эффективности производства. За счет повышения качества и
сокращения времени обработки информации АСУ позволяет моби-
лизовать те наличные резервы производства, которые не находят
применения из-за ограниченных возможностей традиционно сло-
жившихся- систем управления. Экономико.-математические методы
обеспечивают две важнейшие стороны управления — обработку ин-
формации с целью ее анализа и контроля, а также выработку
наилучших (оптимальных) рекомендаций на базе многовариантных
решений одной задачи с учетом имеющихся ограничений. Техниче-
ской базой для выполнения необходимых расчетов являются элект-
ронно-вычислительные машины (ЭВМ), которые позволяют также
организовать хранение и накопление справочно-статистических
показателей для решения задач планирования и управления про-
изводством. Составным элементом АСУ является человек (руково-
дитель, оператор, диспетчер), организующий весь процесс управле-
ния в целом и координирующий работу всех звеньев.
Основной целью АСУ трубопроводным транспортом является
повышение эффективности транспортировки и поставок нефти в
условиях плановых ограничений при минимизации зависимых за-
трат на транспортировку.
Достижение главной цели АСУ обеспечивается с помощью част-
ных (рабочих) критериев:
оптимизация режимов перекачки, т. е. сокращение общей вели-
чины дросселирования;
;92
обеспечение максимальной подачи;
минимизация потерь нефти:
минимизация энергозатрат;
минимизация отклонений реальных поставок нефти от пла-
нируемых;
сокращение трудозатрат;
минимизация времени на сбор и обработку информации;
повышение точности и достоверности информации.
Реализация указанных целей в условиях АСУ осуществляется
с помощью функциональных задач и необходимого комплекса тех-
нических средств.
В состав комплекса технических средств на разных уровнях
могут входить:
средства сбора и передачи информации с сооружений по трассе
нефтепровода (линейных задвижек, устройств антикоррозионной
защиты);
средства сбора и передачи информации с насосных станций в
РДП нефтепровода;
средства сбора и передачи информации с резервуарных парков
и узлов учета;
средства автоматического регулирования давлений в магистраль-
ном нефтепроводе;
системы учета электроэнергии;
системы автоматической защиты от крутых волн повышения
давления в магистральном нефтепроводе;
системы учета количества и качества нефти на потоке;
системы автоматического обнаружения утечек и аварий в ма-
гистральном нефтепроводе;
средства вычислительной техники;
устройства отображения информации;
средства обмена информацией между вычислительными комп-
лексами.
На основании изучения объекта управления устанавливаются
условия работы объекта, определяющие технологический процесс.
Взаимосвязь между параметрами работы магистрального нефте-
провода была рассмотрена в гл. 1. С учетом этих взаимосвязей
создается математическая модель, т. е. его упрощенное представ-
ление, сохраняющее только определенные черты или функции, су-
щественные с какой-либо точки зрения. При определении режимов
работы модель нефтепровода отражает только технологические
характеристики и особенности нефтепровода. При определении сро-
ков ремонтов оборудования модель отражает процесс износа и
старения оборудования и т. д. После определения математических
зависимостей между параметрами объекта, определяющими ха-
рактер изменения одних параметров при изменении других
параметров, в общем комплексе всего объекта выделяются
отдельные задачи.
7 2-2J
193
СОСТАВ ЗАДАЧ ДЛЯ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА
Задачей называется расчет определенной группы параметров,
связанных между собой. Задачи, решаемые в составе АСУ ТП ма-
гистрального нефтепровода, можно разделить на несколько групп.
В первую группу входят задачи обработки и представления инфор-
мации о режиме работы трубопровода, расходе, давлениях на стан-
циях и по трассе, уровнях в резервуарах, технологической схеме
трубопровода в данный момент и т. п. Ко второй группе задач от-
носятся задачи по расчету возможных режимов перекачки, выбору
оптимальных режимов, расчету стоимости перекачки, осуществле-
нию учета, а также расчету реальных характеристик оборудо-
вания в данный момент. Можно выделить еще группу задач, свя-
занных с составлением планов перекачки, прогнозированию состоя-
ния оборудования, трубопровода и т. п. И, наконец, четвертая
группа задач называется управляющими. Это задачи, в которых
определяются порядок выполнения управляющих функций (вклю-
чение или отключение насосов, открытие или закрытие задвижек),
их логическая и временная последовательность. Эти группы задач
объединяются в подсистемы. Примерный состав задач, решаемых
в АСУ ТП магистрального нефтепровода, приведен в табл. 21.
В зависимости от смысла и назначения задачи промежуток вре-
мени, в который она должна быть решена, может быть различным.
Например, задача по регистрации и отображению информации
должна выдавать практически немедленные сообщения о состоя-
нии оборудования и режиме на трубопроводе. Если произойдет
отключение оборудования или изменение давления, система должна
без задержки получить эту информацию, обработать ее, поставить
в известность диспетчера и, при необходимости, осуществить ав-
томатически мероприятия по исправлению ситуации. Эти задачи
являются составной частью технологического процесса, проходят
в одном темпе с процессом или, как говорят, в реальном масштабе
времени. Для решения других задач промежуток времени может
быть значительно больше. Так, двухчасовую сводку можно полу-
чить отпечатанной на несколько минут позже, а рекомендации по
графику очистки трубопровода — даже на несколько десятков ми-
нут позже, и это не повлияет на какие-нибудь стороны деятельности
системы. Ясно также, что такое запаздывание должно быть разум-
ным и не превышать определенных пределов. Так устанавливаются
интервалы допускаемой задержки решения, указанные в таблице.
ИНФОРМАЦИОННАЯ БАЗА
Решение всех задач основывается на информации, получаемой
с насосных станций, линейной части и других технологических
объектов. При этом состав параметров должен быть достаточным
для решения всех задач системы. Однажды полученный параметр
хранится внутри системы и может использоваться при решении са*
194
мых различных задач. Совокупность всей имеющейся первичной
информации называется информационной базой. Перечень инфор-
мационных параметров, по перекачивающей и подпорной насосной
приведен в табл. 22.
В информационную базу с линейной части магистральных неф-
тепроводов передаются следующие параметры:
управление — открытие (закрытие) каждой линейной задвиж-
ки;
сигнализация — задвижка открыта; задвижка закрыта; скребок
прошел; режим управления по телемеханике; неисправность СКЗ,
отсутствие питания, низкая температура, появление посторонних
лиц;
измерение — давление в трубопроводе.
Наряду с ними в информационную базу входят сведения о до-
пустимых давлениях, конфигурации технологических схем и т. п.
При решении задач очень важно, чтобы каждый параметр или
сигнал имел строго определенный смысл. Только в этом случае ЭВМ
сможет его правильно расшифровать и учесть. Поэтому при внедре-
нии АСУ ТП в логические схемы автоматики зачастую требуется
внести изменения для получения сигнала, соответствующего ин-
формационному параметру (см. примечание табл. 22).
В табл. 22 отражена только переменная информация, которая
зависит от режима работы объекта. Эта информация должна соби-
раться с помощью средств телемеханики. Наряду с этим постоян-
ная информация о технологических схемах насосной, резервуарного
парка, трубопровода, предельных режимах работы, характеристики
насосов и т. п. вводится вручную. При необходимости может вво-
диться вручную и часть указанной информации.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ АСУ ТП
Комплекс программ, с помощью которых осуществляется реше-
ние на процессоре поставленных задач, составляет математическое
обеспечение системы. В состав математического обеспечения входят
программы задач, перечисленных в табл. 21, а также различные
вспомогательные программы. Эти программы позволяют осущест-
вить взаимосвязь различных устройств комплекса, например ре-
зультаты решения какой-либо задачи вычислительным устройст-
вом напечатать на бланке печатающим устройством или предста-
вить на экране дисплея в виде текста или таблицы.
Взаимодействие отдельных программ между собой, переход от
решения одной задачи к другой, а также определение последова-
тельности решения задач осуществляется специальной программой
диспетчер, которая учитывает все особенности объекта. Наконец,
правильность работы вычислительного комплекса проверяется с по-
мощью специальных контрольных (тестовых) программ, при ре-
шении которых могут быть выявлены отдельные сбои или неис-
правности.
7*
195
«5 Таблица 21
О
Перечень основных задач в АСУ ТП магистрального нефтепровода
Задача	Сущность задачи	Периодичн ость решения задачи	Допускаемая задержка решения задачи	Форма п ред став лен и я
П О; Регистрация и отображение техноло-	(система централизованного Воспроизведение значений параметров	конт роля Непрерывно	Реальный мае-	Мнемощит, ди-
гических параметров и состояния обо- рудования и их изменений Составление сводки о режиме работы	режима и состояния оборудования Регистрация режима работы нефте-	2 ч	штаб времени (РМВ) 5—10 мин	сплей Печатная свод-
участка нефтепровода Составление сводки о состоянии ре-	провода Регистрация уровней в резервуарах	2 ч	5—10 мин	ка То же
зервуарного парка Отображение режима работы нефте-	и состояния оборудования в резерву- арном парке Представление режима работы всего	По	запросу	РМВ	Дисплей
провода Отображение работы НПС Отображение работы резервуарного	участка нефтепровода Представление состояния оборудова- ния и параметров режима одной НПС Представление состояния оборудова-	(1 раз в час) То же	РМВ РМВ	»
парка Отображение состояния линейной	ния и параметров режима резервуар- ного парка Представление состояния задвижек и	По	запросу	РМВ	
части Идентификация напорных характе-	давлений йо трассе нефтепровода Уточнение характеристик Q—Н на-	(1 раз в сутки) 1 раз в месяц	5—10 мин	Таблица
ристик насосных агрегатов Идентификация мощностных характе-	сосных агрегатов на данный момент Уточнение характеристик Q — N на-	То же	5—10 мин	То же
ристик насосных агрегатов Идентификация гидравлических ха-	сосных агрегатов на данный момент Уточнение диаметра трубопровода на	>	5—10 мин	»
рактеристик линейных участков Косвенное определение подачи на ли-	линейном участке Расчет подачи по трубопроводу в дан-	По запросу	5—10 мин	Дисплей, таб-
нейных участках Косвенное определение давлений в	ный момент Контроль режима и определение от-	То же	РМВ	лица То же
заданных точках трассы Определение местонахождения средств	клонений от режима Контроль движения шара	1 раз в месяц	10—20 мин	Дисплей
очистки Контроль герметичности трубопровода	Определение возможной утечки	Непрерывно	РМВ	>
Определение места возможной утечки Анализ работы основного оборудова- ния	Нахождение места повреждения тру- бопровода Учет загрузки	По запросу 1 раз в месяц	1 мин 1 ч
Подсистема расчета режиме		в работы	
Выбор рационального режима пере- качки	Рекомендации по режиму работы	По запросу	3—5 мин
Выдача рекомендаций по очистке трубопровода	Составление графика очистки	То же	10—20 мин
Расчет режима по заданному состо- янию оборудования	Определение параметров безопасной работы	»	1—2 мин
Расчет требуемой мощности на НПС и стоимости электроэнергии при за- данном режиме	Определение энергетических парамет- ров режима	»	1—2 мин
Формирование карты режимов	Составление набора рациональных режимов	По запросу	I—2 мин
»
Печатная сводка
Дисплей, пе-
чатная сводка
То же
Дисплей, таб-
лица
То же
»
Подсистема учета и прогнозирования
Учет товарно-транспортных операций Учет электроэнергии	Составление баланса нефти Расчет стоимости энергозатрат	12 ч 12 ч	3—5 мин 3—5 мин
Прогнозирование характеристик тру- бопровода	Планирование последующей работы	1 раз в неделю	3—5 мин
Подготовка информации для обмена с другими системами	То же	1 раз в 2 ч	1—2 мин
Таблица
»
Машинный но-
ситель
Подсистема оперативного управления
Пуск и остановка нефтепровода	Снижение времени пуска нефтепро- вода	По запросу	РМВ
Перевод нефтепровода с одного режи-	Снижение времени пуска нефтепро-	То же	РМВ
ма на другой Управление запуском и пропуском скребка Защита от крутых волн повышения	вода Сокращение времени пропуска скребка	>	РМВ
	Снижение возрастания давления	>	РМВ
давления Локализация аварий	Сокращение ущерба от аварии		РМВ
Мнемощит, дис-
плей, печатная
сводка
То же

<л Т а б л и ц a 22
Перечень информационных параметров по перекачивающей и подпорной насосным
Инфермяция	Число сообщений	Примечание
	Сигнализация	
Агрегат включен	Отдельно по каждому ма- гистральному и подпор- ному агрегату	Включение масляного выключателя
Агрегат готов к запуску	То же	Ключ режима в положении «дистанционный», имеется разрешение на за- пуск агрегата, положение задвижек соответствует началу программы. Сиг- нал снимается при подаче команды на пуск агрегата и восстанавливается после завершения программы остановки
Агрегат в положении «ре- зервный»	»	Ключ режима в положении «резервный», имеется разрешение на запуск агрегата, положение задвижек соответствует началу программы. Сигнал снимается при подаче команды «пуск»
Агрегат отключен соб- ственной защитой или неисправен	»	Сигнал срабатывания температурных защит, отсутствие давления масла, воды, воздуха, повышение утечки, срабатывание электрической защиты, срабатывание защиты по несоответствию положения или по незавершению программы. Отсутствие напряжения в цепях управления агрегатом, в рас- предустройстве или на щитах автоматики
Агрегат в процессе пуска	По одному на каждый магистральный и подпор- ный агрегаты	Сигнал срабатывания программы пуска или остановки насосного агрегата. Сигнал появляется при подаче команды «пуск» и снимается после завер- шения пуска. Аналогично при остановке агрегата
Пожар	По одному на кажд ую насосную	—
Загазованность	То же	—
Режим управления — те- лемеханический	»	Положение ключа управления станции
Запрет дистанционного вапуска	>	Срабатывание защит по аварии вспомогательных систем, пожару, загазо- ванности, заполнению резервуаров
Неисправность РУ	По одному на площадку	—
Включение дизель-гене- ратора	То же	—
Срабатывание защиты по
давлению: на приеме
в коллекторе
иа выходе
Вспомогательные системы
включены
Неисправность на станции
I По одному
насосную
То же
на каждую Срабатывание предельной или аварийной защиты
Положение задвижек —
открыта — Закрыта
Включение насосов от-
качки утечек
Скребок принят, запущен
Отключение устройства
По два на
движку
По одному
насосную
По два на
бопровод
По одному
насосную
каждую за-
на каждую
каждый тру-
на
гашения волны	насосн
Наличие дросселирования | То же
каждую
Общий сигнал включения маслосистемы, водонасосов, подпорных вентиля»
торов
Повышенная загазованность, неисправность одногс из агрегатов вспомога-
тельных систем, неисправность приборов контроля
Задвижки подключения станции, основные задвижки в камерах приема —
пуска скребка
Включение одного из насосов откачки утечек, сигнал снимается при от-
ключении насоса
Сигнал от специального датчика на входе насосной и выходе из нее
Закрытие одной из задвижек на линии регулятора скорости повышения
давления
Управление
Управление насосным аг-	По одному на каждый	—
регатом	магистральный и подпор-	
	ный агрегаты	
Включение вспомогатель-	По одному на каждую	-—
ных систем	насосную	
Пуск скребка	По одному на каждый	—
Прием скребка	трубопровод То же		
Деблокировка сигнала	Общее на площадку	—
приема, пуска скребка,		
сигналов по давлению		
Управление общестанци-	По одному на каждую	Управление задвижками подключения к трубопроводам, задвижками^ г пре-
онными задвижками	задвижку	дел яющими режим работы насосной
Программа представляет собой разложение задачи на отдель-
ные элементарные операции, которые выполняются машиной после-
довательно одна за другой. Программа составляется на основе
алгоритма, в котором устанавливается логический порядок выпол-
нения отдельных операций и их взаимосвязь между собой на осно-
вании принятой математической модели и законов поведения объ-
екта.
Рассмотрим смысл и содержание отдельных задач. Задача «Ре-
гистрация и отображение технологических параметров и состояния
оборудования и их изменений» состоит в анализе сигналов, полу-
ченных устройством ПУ системы телемеханики ТМ-120, их обра-
ботке и представлении на устройствах регистрации и отображения.
Порядок обработки пришедшего сообщения зависит от содержа-
щегося во втором байте адреса функции полученной информации.
В машине происходит по программе последовательное сравнение
пришедшего адреса функции со всеми адресами и при наличии сов-
падения передача управления другой программе по обработке
данного адреса функции. Например, если пришла телесигна пизация,
то сигнал расшифровывается и готовится для печати в соответствии
с принятыми обозначениями (рис. 100). При этом в печатную ин-
формацию добавляется текущее время, определяется место на экра-
не дисплея, производится вывод на печатающее устройство и дис-
плей, и она передается на хранение в массив памяти.
При приходе сообщения телеизмерения в первую очередь выяс-
няется, к какой группе датчиков — токовых или кодовых — принад-
лежит измерение. Для кодовых датчиков дальше происходит
преобразование сообщения в двоичный код, масштабирование в
соответствии со шкалой датчика и подготовка для вывода на экран
дисплея и на цифровые индикаторы, кроме того, информация за-
писывается в соответствующие ячейки массива памяти. В задачах
по составлению сводок и отображению режимов работы происхо-
дит перегруппировка и расшифровка полученных по телемеханике
и накопленных в массивах памяти сведений и их воспроизведение
в заранее заданном виде.
На экранах дисплея можно получить сведения о работе всего
нефтепровода, состоянии отдельной насосной станции, резервуар-
ного парка или линейного участка. На алфавитно-цифровой дис-
плей информация выводится в виде страницы текста (формата).
К примеру, на формат нефтепровода выводится следующая инфор-
мация:
обозначение нефтепровода;
код обозначения насосной нефтепровода;
вид управления (местный, дистанционный) насосной;
сигнал наличия аварийной ситуации на насосной;
значение давлений на входе, в коллекторе и на выходе насос-
ной станции;
значение уставки регулятора;
значения мгновенного и интегрального расходов нефти;
номера работающих насосных агрегатов (по ходу нефти).
200
Для отображения подробного состояния насосной станции ис-*
пользуется формат насосной. В нем содержатся такие данные:
наименование площадки;
номер нефтепровода;
вид управления насосной станцией; значение давления на входе,
в коллекторе и на выходе станции;
значение уставки регулятора давления;
значение мгновенного расхода нефти;
Рис. 100. Схема алгоритма обработки телесигнализации и интегрального телеиз-
мерения
количество перекачанной нефти (по счетчику) нарастающим
итогом;
расшифровка сигналов аварийной ситуации;
характеристика состояния насосных агрегатов (тип состояния);
мощность (или ток), потребляемые каждым агрегатом;
расход электроэнергии по насосной станции (нарастающим ито-
гом) ;
объем нефти и свободной емкости в резервуарном парке НПС;
местоположение скребка (прием или пуск скребка, прохожде-
ние узла линейного участка).
20»
С целью экономии пространства на устройствах печати и на эк-
ранах дисплея используются следующие сокращенные обозначения.
Мнемонические сокращения для регистрации на бланках печати и дисплее
Показатели	Обозначение
Телесигнализация
Загазованность.............................................. ГАЗ	АВ
Пожар...................................................... ПОЖ АВ
Запрет дистанционного запуска..............................УПР ОТК
Неисправность на подстанции................................. КРУ	АВ
Аварийное отключение агрегата............................... АГР	АВ
Режим управления станцией телемеханический................. УПР ТМ
Режим управления местный.....................................УПР	МСТ
Пуск скребка.................................................СКР	ПСК
Прием скребка................................................СКР	ПРМ
Проход скребка...............................................СКР	ПРИ!
Агрегат готов к включению....................................АГР	ПДГ
Вспомогательные системы включены.............................ЕСП	ВКЛ
Положение задвижек — открыто.................................ЗДВ	ОТК
Положение задвижек — закрыто.................................ЗДВ	ЗКР
Телеуправление
Магистральный насос включен..................................АГР	ВКЛ
Магистральный насос отключен.................................АГР	ОТК
Запуск вспомогательных систем................................ВСП	ВКЛ
Управление задвижками — открыто..............................ЗДВ	ОТК
Управление задвижками — закрыто..............................ЗДВ	ЗКР
Деблокировка сигнала о прохождении скребка...................СКР	ОТК
Задание уставки регулятора — больше..........................УСТ	ТРБ
Задание уставки регулятора — меньше..........................УСТ	ТРМ
Телеизмерение
Давление на входе...........................*..............ДАВ ВХД
Давление на выходе...........................................ДАВ	ВЫХ
Давление на коллекторе.......................................ДАВ	КОЛ
Уставка регулятора...........................................ДАВ	УСТ
Задачи идентификации характеристик насосов и трубопровода
состоят в определении реальных параметров объектов на данный
момент. В этих задачах на основании имеющихся значений пара-
метров работы и известных формул гидравлики, связывающих эти
параметры, уточняются значения входящих в формулы величин,
характеризующих объект. Например, по значениям давлений в на-
чале и конце линейного участка и расхода перекачиваемой нефти
уточняется действительное значение внутреннего трубопровода с
учетом отложения на нем парафина. По данным давления на прие-
ме и выходе агрегата, подачи по участку и развиваемой мощности
производится идентификация напорных и мощностных характерис-
тик агрегата. Значения, взятые с этих характеристик, используются
для расчета режимов перекачки и расхода электроэнергии каждым
насосным агрегатом.
Задачи по косвенному определению параметров трубопровода
решаются на основании данных о режиме работы трубопровода и
J02
характеристик оборудования. Так, по давлениям на участках тру-
бопровода можно рассчитать подачу по нему, а также давления
в заданных точках. Зная давления в трубопроводе, можно уточнить
местонахождение устройства очистки, рассчитываемое по скорости
его перемещения.
Выбор режимов перекачки производится на основании задан-
ного плана, из условий равномерной подачи и поставки нефти.
Однако из-за отказов основного оборудования или отсутствия элект-
роэнергии как на объектах магистрального нефтепровода, так и у
поставщика (нефтедобывающих предприятий) и потребителя (НПЗ,
нефтебазы) приходится осуществлять корректировку выбранных
режимов. При корректировке необходимо выбрать новый режим,
обеспечивающий новое значение подачи по трубопроводу с учетом
фактического состояния оборудования (действительного внутрен-
него диаметра, наличия исправных насосов и т. п.) и при наимень-
ших затратах на перекачку. Эта задача решается следующим об-
разом.
На нефтепроводе, работающем «из насоса в насос», каждый
режим определяется комбинацией включенных насосов с учетом
ограничений по допускаемым давлениям на приеме, в коллекторе
и на нагнетании станции.
Рассмотрим режим с определенной комбинацией насосов. На
базе этого режима при увеличении дросселирования на станциях
можно получить множество других режимов, отличающихся более
низкой пропускной способностью. В этом случае базовый режим
при данной комбинации насосов, обеспечивающий максимально
возможную в данном режиме пропускную способность, называется
фиксированным режимом. Поскольку отличные от фиксированно-
го режимы получаются за счет увеличения дросселирования, ясно,
что эти режимы будут связаны с большими удельными затратами
электроэнергии. Это означает, что в пределах одной комбинации
насосов фиксированный режим обеспечивает перекачку одного и
того же количества нефти при меньших затратах электроэнергии,
чем при режимах, отличных от фиксированного. На базе фиксиро-
ванных режимов решается задача «Расчет оптимальных режимов
перекачки» для выбора рационального режима перекачки.
При включении допустимого набора насосов на трубопроводе
фиксированный режим устанавливается автоматически. Это объяс-
няется тем, что система регулирования настроена на поддержание
рабочих предельных давлений и срабатывает лишь при достижении
точного равенства. Расчет ведется по формуле
p,+i = р( + Hi (Q, ki) — yi — ht (Q).	(2)
Технологические ограничения имеют вид
ai<Pi\	(3)
Pi +Hi(Q,	(4)
Pi+ Hi (Q, hi) — yi<	Ci,	(5)
203
Рис. 101. Алгоритм расиста фикси-
рованного режима
Где [ — индекс порядкового номера НПС; pi —давление на приеме;
аг — рабочее давление на приеме (задание системы регулирования);
—дифференциальный на-
пор; ki —комбинации насосов при
подаче Q; yi — перепад давления
при дросселировании h, (Q) —
потери на линейном участке; Bi —
максимальное давление в коллек-
торе; Сг — максимальное давле-
ние на выходе станции.
Задача состоит в нахождении
Qmax-
Ограничение (3) определяет
давление на приеме последующей
станции. Ограничение (4) опреде-
ляет давление в коллекторе, оно не
должно превышать допустимого
значения, а ограничение (5) —
давление в трубопроводе на выхо-
де станции, оно не должно превы-
шать рабочее давление.
Порядок решения задачи (блок-
схема) приведен на рис. 101.
В блок предварительной обра-
ботки исходных данных включены
арифметические операции, которые
можно выполнить по уравнениям
(2) — (5) предварительно. В блоке
решения задач осуществляется пос-
ледовательная процедура вычисле-
ния расхода фиксированного режи-
ма. При расчете первого уравнения
порядок вычислений строится от
первой НПС к последней, а при про-
верке второго уравнения—наоборот.
Для каждого заданного расхода
вычисляются давления на входе, в
коллекторе и на выходе. При обна-
ружении нарушения ограничений
цикл прерывается и переходит на
расчет следующего режима. Так,
перебором, просматриваются все
возможные режимы и выбираются
фиксированные. На базе фиксиро-
ванных режимов решается задача
«Расчет карты оптимальных режи-
мов перекачки». В этой задаче из
всего набора фиксированных режимов выбираются режимы рабо-
ты нефтепровода, обеспечивающие выполнение плана перекачки
204
при минимальном удельном расходе электроэнергии с учетом
соблюдения ограничений по заявленной мощности. Задача бази-
руется на заданном объеме перекачки V за период Т при
наличии набора фиксированных режимов и учета текущего
состояния.
При оперативном управлении нефтепроводом некоторые фикси-
рованные режимы не могут быть реализованы из-за отказов обору-
дования. Для других режимов возможно превышение заявленной
мощности; такие режимы являются недопустимыми.
Для перекачки объема V за время Т можно указать два фикси-
рованных режима с расходом Q, г Qcp и Qg>Qcp, где Qcp=V/7’, ко-
торые обеспечивают минимальную стоимость электроэнергии. Про-
должительности Ti и Т2 работы нефтепровода на этих режимах оп-
ределяются ИЗ УСЛОВИЙ QiT] + Q2T2 = V.
Для любого фиксированного режима с расходом Qi<QCp<Q2
удельная сила энергозатрат С>Сср, где Сср= (Сгп + СгТг)/?’—
средневзвешенная минимальная удельная стоимость. Режимы Qi
и Q2 называются оптимальными.
В задаче «Расчет требуемой мощности и стоимости электроэнер-
гии» определяются:
мощность, потребляемая каждым подпорным и магистральным
агрегатом и каждой НПС участка магистрального нефтепровода;
удельная (в единицу времени) стоимость энергозатрат по НПС
и участку нефтепровода.
Удельная стоимость энергозатрат на перекачку за 1 ч по данной
НПС вычисляется как произведение потребляемой НПС мощности
па стоимость 1 кВт-ч электроэнергии. Удельная стоимость энерго-
затрат на перекачку по участку магистрального нефтепровода пред-
ставляет сумму удельных стоимостей по НПС, входящим в данный
участок нефтепровода. Задача используется для определения эко-
номических показателей режима работы участка магистрального
нефтепровода. Сравнение этих показателей за некоторый период
позволяет провести анализ состояния агрегатов и увеличения по-
требления электроэнергии из-за снижения к. п. д. насосов и сокра-
щения внутреннего диаметра нефтепровода.
Управляющие программы могут выдавать через систему теле-
механики команды непосредственно на исполнительные устройства,
В управляющих программах определяются последовательность
и точный момент выдачи команды, позволяющие осущест-
вить процесс за минимальное время, при пуске нефтепровода
или переводе на другой режим с установленной комбинацией
насосов.
При автоматическом управлении режимом работы трубопровода
нужно учитывать следующие обстоятельства. Пуск насоса на стан-
ции должен осуществляться на таком режиме, при котором давле-
ние, созданное агрегатом, не превышает допустимое и не происхо-
дит отключения агрегата защитой по давлению. Пуск или останов-
ка агрегата не должны вызывать изменений режима, приводящих
к остановкам защитами по давлению других насосных агрегатов
205
на этой или на других станциях. В процессе пуска и остановки аг-
регатов давление во всех точках трубопровода не должно превы-
шать допустимое.
Контрольные вопросы к гл. 9
1.	Вак изменяются расходы на перекачку в различных режимах?
2.	Какой режим работы называется оптимальным?
3.	Почему работы в оптимальном режиме не всегда возможны?
4.	Для чего создается на нефтепроводах АСУ ТП?
5.	Дайте определение АСУ ТП нефтепровода.
6.	Какие критерии используются при решении задач АСУ?
7.	Какое оборудование входит в комплекс технических средств?
8.	Расскажите о группах задач АСУ ТП.
9.	Назовите некоторые задачи АСУ ТП и их назначение.
10.	Что такое решение задачи «в реальном масштабе времени»?
’11	. Для чего создается информационная база?
12.	Как определяется состав информационной базы?
13.	Каким образом собираются сведения в информационную базу?
14.	Расскажите о задаче «Регистрация и отображение технологических пара-
метров и состояния оборудования и нх изменений».
15.	Какие результаты получаются при решении задач идентификации объектов?
16.	Что такое фиксированный режим?
17.	Как определяется карта оптимальных режимов?
18.	Какие ограничения учитываются в управляющих программах при запуске
агрегатов?
Глава 10
ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИСТЕМ АВТОМАТИКИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Безопасная эксплуатация всего технологического оборудования
и приборов обеспечивается прежде всего строгим соблюдением
существующих норм и правил. Эти правила и нормы, разработанные
на основании большого опыта эксплуатации многих предприятий
и анализа имевших место аварий и неисправностей, содержат ос-
новные положения и мероприятия, выполнение которых позволяет
предотвратить возникновение аварийных ситуаций, а также лока-
лизовать их развитие и распространение.
Общие правила и нормы по технике безопасности для электро-
технического оборудования, приборов и кабелей изложены в «Пра-
вилах устройства электроустановок», «Правилах изготовления
взрывозащищенного и рудничного электрооборудования», «Прави-
лах технической эксплуатации электроустановок потребителей»,
«Правилах техники безопасности при эксплуатации электроустано-
вок потребителей». Нормы и положения по эксплуатации и работе
с технологическими приборами и трубопроводами содержатся в
«Правилах устройства и безопасной эксплуатации сосудов, рабо-
тающих под давлением». Наряду с общесоюзными нормами, содер-
жащими общие положения для всех отраслей промышленности,
разработаны специальные правила, конкретизирующие эти поло-
жения для отдельных отраслей промышленности и технологических
объектов. При эксплуатации объектов магистральных нефтепрово-
дов следует руководствоваться «Правилами по технике безопаснос-
ти и промсанитарии при эксплуатации магистральных нефтепро-
водов», «Правилами технической эксплуатации металлических
резервуаров и инструкцией по их ремонту», «Правилами техники
безопасности при эксплуатации электротехнических установок
предприятий нефтяной промышленности», а также целым рядом
ведомственных норм.
На основании указанных материалов на каждом предприятии
разработаны местные инструкции по технике безопасности, учиты-
вающие индивидуальные особенности объекта и конкретизирующие
положения общих правил. Эти инструкции утверждаются руковод-
ством управления. С ними должны быть ознакомлены все работни-
ки предприятия. Ознакомление с правилами техники безопасности
осуществляют на предприятиях путем инструктажа, проведение
которого обязательно регистрируется по установленной форме.
Инструктаж должен проводиться при приеме на работу, непосред-
ственно на рабочем месте и регулярно в процессе работы. Вводный
инструктаж по специальной программе осуществляется работника-
207
ми, ответственными за технику безопасности. Подробное ознаком-
ление с особенностями выполняемой работы проводится во время
инструктажа на рабочем месте. При этом руководитель участка сооб-
щает все сведения по безопасным приемам работы и показывает
ла практике правильный порядок выполнения операций. Система-
тически должен проводиться текущий инструктаж. Для предупреж-
дения несчастных случаев на производстве в цехах и на отдельных
участках вывешиваются соответствующие плакаты и предупреди-
тельные надписи. Так, на входах во все взрывоопасные помещения
должна быть указана крупными буквами категория помещения.
На агрегатах, включающихся автоматически, должны быть выве-
шены плакаты: «Внимание, включается автоматически». Особенно
важно соблюдение техники безопасности при проведении ремонт-
ных работ на действующем предприятии. Дополнительная опас-
ность в условиях действующих предприятий возникает из-за огня,
взрывоопасных свойств нефтяных паров и наличия нефти в тру-
бопроводах под давлением. Поскольку вывод оборудования в ремонт
влияет на режим работы всего нефтепровода, разрешение на вывод
в ремонт и производство ремонтных работ выдается диспетчером и
фиксируется в журнале. После получения от диспетчера разрешения
па вывод в ремонт старший инженер НПС выдает руководителю
бригады разрешение на производство работ. В разрешении указы-
ваются фамилия и должность лица, ответственного за производство
работ, время и характер работы, противопожарные, организацион-
ные и технические мероприятия, которые надо выполнить до начала
работ. Работа без соответствующего разрешения или невыполнение
каких-либо указанных в разрешении мероприятий ни в коем слу-
чае не допускаются.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПОМЕЩЕНИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
При наличии свободной поверхности нефти и нефтепродуктов
над поверхностью жидкости из-за испарения пространство насыща-
ется парами продукта. При появлении в этом пространстве искры
может произойти взрыв или пожар. Поэтому необходимо применять
специальные меры предосторожности для защиты от разрушений.
Защитные мероприятия в зависимости от степени опасности
регламентируются ПУЭ. По классификации ПУЭ и «Правилам
изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудова-
ния» (ПИВРЭ) все вещества делятся в зависимости от температу-
ры самовоспламенения смеси на следующие группы:
Группа
взрывоопас-
ной смеси
Т1
Т2
ТЗ
Т4
Т5
Температура
самовоспламенения
смесн, °C
(нижняя граница)
4Г0
3. о
200
135
100
208
Температурой самовоспламенения называется температура, при
которой горючая смесь воспламеняется от нагревания без поднесе-
ния пламени. Она зависит от химического состава углеводородов,
входящих в нефтепродукты. Например, для бензинов эта темпера-
тура лежит в пределах 255—500 °C, для дизельных топлив 240—
345 °C и для керосинов 190—430 °C. Таким образом, товарные неф-
ти и большинство нефтепродуктов относятся к взрывоопасным
веществам группы ТЗ. В помещениях и установках этой группы
должно применяться такое оборудование, внешняя поверхность ко-
торого при взрыве внутри оборудования нагреется ниже темпера-
туры самовоспламенения окружающей горючей среды.
Товарные нефти и нефтепродукты являются легковоспламеняю-
щимися жидкостями (ЛВЖ). По классификации ПУЭ пары ЛВЖ
относятся к взрывоопасным, если температура вспышки этих жид-
костей равна 61 °C и ниже. Температурой вспышки называют наи-
меньшую температуру, при которой смесь паров с воздухом вспы-
хивает над поверхностью жидкости при поднесении открытого огня,
причем сама жидкость не воспламеняется. В соответствии с этим
в табл. 23 приведена классификация нефтепродуктов.
Таблица 23
Классификация нефтепродуктов по категориям
Температура вспышки. *С	Нефтепродукт	Категория жидкости	Категория паров
Ниже +28 28—61 61—120 Выше 120	Бензин Керосин Дизельное топливо летнее, мазут, мотор- ное топливо Масла, смазки	Легковоспламеня- ющиеся То же Горючие То же	Взрывоопасные То же Пожароопасные То же
Еще одной характеристикой взрывоопасных смесей является
передача взрыва через фланцевые зазоры в оболочке электрообо-
рудования. Определение группы осуществляется в специализирован-
ном .институте ВНИИВЭ (г. Донецк). По классификации, при-
веденной в ПУЭ, смеси нефтепродуктов относятся ко второй ка-
тегории взрывоопасных смесей. Таким образом, для всех нефтей и
светлых нефтепродуктов должно использоваться электрооборудо-
вание, предназначенное для эксплуатации при категории и группе
взрывоопасной смеси 2ТЗ.
Помещения, где установлены насосы и оборудование перекачи-
вающих насосных станций, относятся к взрывоопасным. Классифи-
кация взрывоопасных помещений производится по нормам «Правил
устройства электроустановок» (ПУЭ). В соответствии с ПУЭ по-
мещения и установки подразделяются на классы. Закрытые поме-
щения, где устанавливается оборудование (насосные, узлы учета
и т. п.), относятся к помещениям класса В-Ia, в которых взрыво-
8 2-24
209
опасные смеси возможны только в результате аварий или неисправ-
ности. Приведем классификацию основных помещений на объектах
магистральных нефтепроводов.
Назначение помещения	Класс помещения
Насосное отделение зданий НПС или общего укрытия . . • В-1а
Подпорная насосная ...	........................... В- а
Камера регуляторов или блок-бокс регуляторов.............. В-1а
Блок-бокс сброса ударной волны............................ В-1а
Блок-бокс маслосистемы.................................... П-1*
Блок-бокс дизельной....................................... П-1
Помещение счетчиков нефти................................. В-1а
Установка с вертикальными насосами........................ В-1г
Камера приема и пуска скребка ............................ В-1г
Колодец с датчиками на линейной части..................... В-1а
Узел с задвижками на линейной части....................... В-1г
• П-1 — пожароопасные помещения.
Наружные установки на насосных станциях и отдельные зоны
резервуарных парков относят к взрывоопасным установкам класса
В-1г. В этих установках образование взрывоопасной смеси возмож-
но также только в результате аварии или неисправности.
Для наружных установок и сооружений взрывоопасной считает-
ся зона в пределах:
до 0,5 м —по горизонтали и вертикали от оконных и дверных
проемов по наружной стороне стен взрывоопасных помещений клас-
са В-1а:
до 3 м — по горизонтали и вертикали от закрытого технологи-
ческого оборудования, содержащего ЛВЖ или горючие газы;
до 5 м — по горизонтали и вертикали от дыхательных и предо-
хранительных клапанов технологического оборудования, содержа-
щего ЛВЖ или горючие газы;
до 5 м — от расположенных на кровле выходов вытяжной вен-
тиляции из взрывоопасных помещений, предохранительных и ды-
хательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с го-
рючими газами и ЛВЖ;
до 8 м — от резервуаров с ЛВЖ;
при наличии обвалования, расположенного далее 8 м от резер-
вуаров, в пределах всей площадки обвалования;
до 20 м — по горизонтали и вертикали от места слива и нали-
ва — для эстакад с открытым сливом и наливом ЛВЖ.
Зоны в помещениях или наружных установках, в которых при-
сутствуют или могут возникнуть взрывоопасные смеси, но техноло-
гический процесс ведется с применением открытого огня либо обо-
рудование имеет поверхности, нагретые до температуры, равной или
превышающей температуру самовоспламенения паров ЛВЖ, пыли
или волокон, относятся к невзрывоопасным (например, наружные
факелы, котельные, работающие на нефти, мазуте, газе, угле, тор-
фе, и т. д.) .
210
К зонам класса В-1г относится также пространство по наруж-
ным стенам взрывоопасных помещений классов В-Ia вокруг окон-
ных и дверных проемов и кровли зданий, если на них расположены
выходы вытяжной вентиляции из взрывоопасных помещений, пре-
дохранительные и дыхательные клапаны емкостей и технологичес-
ких аппаратов с горючими газами и ЛВЖ или если кровля нахо-
дится в пределах наружной взрывоопасной зоны.
Для предотвращения загорания возможной взрывоопасной сре-
ды от электрических искр при работе или неисправности электри-
ческих аппаратов и кабелей, а также недопущения разогрева их
внешних поверхностей до температуры самовоспламенения взрыво-
опасных смесей во взрывоопасных помещениях допускается приме-
нение только специального оборудования, выполненного в соответ-
ствии с нормами для помещения данного класса и соответствующей
категории и группы смеси. Это оборудование, которое называется
взрывозашищенным, может быть различным по конструктивному
исполнению.
Конструкция электрооборудования может иметь различные
средства защиты, или различный уровень взрывозащиты. Типы
конструктивного исполнения электрооборудования указаны на
рис. 102.
Взрывозащищепное электрооборудование имеет маркировку,
выполненную в виде выпуклых условных знаков на корпусе или
крышке оболочки. Маркировка указывает, какое исполнение имее1
данное оборудование и для работы в какой взрывоопасной среде
оно предназначено. Условные знаки должны содержать: в прямоу-
гольнике — букву, обозначающую уровень взрывозащиты; цифру,
обозначающую категорию взрывоопасной смеси; букву Т и цифры
после нее, обозначающие группу взрывоопасной смеси; в кружке
букву, обозначающую вид взрывозащиты.
Устанавливаемое электрооборудование должно соответствовать
возможной в данном месте среде или быть отнесенным по своей
маркировке к среде более высокой категории или группы. Катего-
рически запрещается использовать оборудование, предназначенное
для фаз с более низкой категорией или группой смеси, например,
применять в насосных оборудование с маркировкой В1ТЗ или В2Т2.
Устанавливаемое оборудование должно иметь маркировку В273 и
выше (ВЗТЗ, В4Т1 и т. д.). Уровень взрывозащиты в зависимости
от класса взрывоопасной установки выбирается по ПУЭ. В соот-
ветствии с нормами ПУЭ в помещениях класса В-Ia (отделение
насосов и блок-боксы с технологическим оборудованием) допуска-
ется использовать любое взрывозащищенное оборудование для со-
ответствующих категорий и групп взрывоопасной смеси. Для при-
боров с неискрящимися частями и клеммных ящиков допускается
пыленепроницаемое исполнение. В открытых установках класса
В-1г (все резервуары и оборудование на открытом воздухе) так-
же должны использоваться приборы и аппараты во взрывозащи-
щенном исполнении.
8*
211
Конструкция взрывозащищенных приборов выполняется таким
образом, чтобы при искрении или возникновении неисправности
внутри прибора не могла возникнуть опасная ситуация в помеще-
нии, в котором установлен прибор. Эта конструкция рассматривает-
ся, проверяется и утверждается во ВНИИВЭ, поэтому в конструк-
цию ни в коем случае не допускается внесения каких-либо измене-
ний или дополнений.
Уровни Взрывозашиты
Повышенной на-
дежности про-
тив взрыва
Взрывобезопас-
ный
Взрывобезопас-
ный при любых
повреждениях
Обозначение Н
Виды
Искробезопасное
(обеспечивается
только в нормаль
ном режиме) И
Обозначение В
взрывозащиты
Взрывонепрони -
цаемая оболоч-
ка в
Обозначение О
-----------------
или исполнение
О Искробезопасное
(при любых пов-
реждениях) ft-Q
Продуваемое
(с. сигнализаци-
ей при снижении
давления) П
Продуваемое
(с отключением
при снижении
давления) И
Повышенной на-
дежности (сред-
ства, затрудняю-
щие искрение и
дугу)Н
Маслонаполнен-
ное 
М\
Кварцевое
К
Автоматическое
отключение
напряжения при
повреждении А
Специальные
средства
Рис. 102. Типы конструктивного исполнения взрывозащищенного элек-
трооборудования
Во взрывоопасных помещениях допускается прокладка только
бронированных кабелей специальной конструкции или проводов в
трубах. Прокладываемые кабели должны иметь по условиям меха-
нической прочности площадь сечения для медных кабелей не менее
1,5 мм2 и для алюминиевых не менее 2,5 мм2. Приведем типы про-
212
водов и кабелей, которые разрешается использовать во взрыво-
опасных помещениях.
Марка проводов и кабелей
Помещения класса В-1а
ПВ-провода с медными жилами, с изоляцией, рассчи-
танной на номинальное напряжение сети, но не ниже
500 В
ВРГ, НРГ, КВРГ, КНРГ, КВВГ — небронированные
кабели с медными жилами, с изоляцией жил, рассчи-
танной на номинальное напряжение сети, но не ниже
500 В
ВРБГ, КВРБГ, КНРБГ, КВВБГ — бронированные ка-
бели с напряжением до 1000 В и выше, с медными
жилами, с изоляцией жил, рассчитанной на номи-
нальное напряжение сети, но не ниже 1000 В
Установки класса В-1г
ПВ-провода с медными и алюминиевыми жилами, с
резиновой и поливинилхлоридной изоляцией, рассчи-
танной на номинальное напряжение сети, но не ниже
500 В
ВРГ, НРГ, КВРГ, КНРГ, КВВГ — небронированные
кабели с медными и алюминиевыми жилами, с изо-
ляцией жил, рассчитанной на номинальное напряже-
ние сети, но не ниже 500 В
ВРБГ, КВРБГ, КНРБГ, КВВБГ, АКВВБГ — брони-
рованные кабели с напряжением до 1000 В и выше, с
медными и алюминиевыми жилами.
Способ прокладки
В стальных водогазопро-
водных трубах с толщи-
ной стенки не менее 2 мм
То же
Открытая прокладка по
стенам, фермам и т. п.
с креплением скобами
В газопроводных сталь-
ных трубах
То же
Открытая прокладка по
эстакадам с креплением
скобами, хомутами н т.п.
Примечание. В помещениях класса В-Ia прокладка проводов и кабелей о алю-
миниевыми жилами не допускается.
Во взрывоопасных помещениях и наружных установках всех
классов, за исключением классов В-I и В-Ia, для электрических
сетей разрешается прокладывать провода и кабели с алюминие-
выми жилами, которые присоединяются к специальным контакт-
ным зажимам аппаратов и приборов.
Электропроводку в стальных трубах и бронированные кабели
допускается прокладывать по эстакадам, на которых уложены
трубопроводы технологического назначения:
по возможности со стороны трубопроводов с негорючими веще-
ствами;
ниже трубопроводов — при наличии горючих паров или газов
плотностью не менее 0,8 по отношению к воздуху;
над трубопроводами — при наличии горючих паров или газов
плотностью более 0,8 по отношению к воздуху.
Электропроводка к приборам автоматики во взрывоопасных
помещениях может быть выполнена кабелем с медными жилами
или проводом в стальных трубах. Кабели, в том числе и брони-
рованные, в местах, где возможны механические воздействия,
должны быть защищены от механических повреждений стальной
трубой, уголковой сталью и т. д.
213
Вводы кабелей в аппаратуру должны выполняться при помо-
щи вводных арматур. Места вводов необходимо надежно уплот-
нять.
Необходимо, чтобы соединения труб были стандартными резь-
бовыми. В каждом резьбовом соединении должно быть не менее
пяти полных неповрежденных ниток, причем эти соединения долж-
ны быть надежно уплотнены пеньковой пряжей, смазанной сури-
ком или белилами.
Вводы проводов, проложенных в трубах в приборы, а также
вывод проводов за пределы взрывоопасного помещения выполня-
ются совместно с трубами. При этом трубы должны иметь раздели-
тельные уплотнения. Соединительные части, предназначенные для
уплотнения, не следует использовать для устройства соединений
или ответвлений проводов.
Важным условием обеспечения безопасной работы оборудова-
ния является его правильная эксплуатация, включающая перио-
дический внешний осмотр, проверку устройств, оперативное устра-
нение появляющихся неисправностей, проведение планово-преду-
предительных ремонтов.
Внешний осмотр проводится в процессе работы без отключения
от источников питания. При осмотре оборудования необходимо
обращать внимание на его целостность, наличие всех крепежных
деталей и их элементов, пломб, табличек с предупредительными
надписями, заземляющих устройств, заглушек в неиспользованных
вводных устройствах. Одновременно проводится уход за аппара-
турой, не требующий ее отключения от сети: подтягивание кре-
пежных болтов и гаек, проверка исправности блокировок, проверка
работоспособности и т. д.
Особое внимание следует уделять осмотру двойных устройств
заземления и смотровых окон у аппаратуры во взрывоопасных
установках, а также уплотнению кабелей и проводов. Перед
вскрытием любого взрывонепроницаемого аппарата или прибора
должно быть снято напряжение со всех токоведущих частей. Во
всех случаях необходимо принимать меры, предотвращающие
ошибочную подачу напряжения со стороны источника питания.
Осмотр внутренних частей следует начинать с проверки их
внешнего состояния. Внутри не должно быть грязи, пыли и влаги.
Если они будут обнаружены при осмотре, необходимо определить
причину их попадания внутрь оболочки и принять меры, предот-
вращающие дальнейшее проникновение. Для этого места соедине-
ния взрывонепроницаемых оболочек следует покрыть консистент-
ной смазкой. При внутреннем осмотре необходимо обратить вни-
мание на целостность монтажных проводов, составные места
пайки и контактов реле, надежность крепления отдельных частей.
Для средств автоматики наиболее распространены искробез-
опасные системы, в которых используются приборы в обычном
исполнении совместно с искробезопасными реле. Искробезопас-
ность достигается выполнением всей схемы совместно с соединяю-
щими проводниками таким образом, что искры образующиеся при
214
нормальной работе аппаратуры, при ее внутренних повреждениях
или повреждениях соединительных линий не смогут воспламенить
окружающую среду. Поэтому при эксплуатации искробезопасных
систем следует помнить, что под такой системой понимается весь
комплекс приборов, находящихся в разных помещениях. Перено-
сить отдельные приборы в какое-либо другое помещение кроме
того, на которое оно рассчитано, строго запрещается. На искробез-
опасность системы влияют все параметры отдельных элементов
системы, в том числе и параметры соединительного кабеля: рас-
поеделенная емкость, индуктивность и сопротивление. Поэтому
типы и длины кабелей должны обязательно соответствовать инст-
рукции на систему или проекту. При использовании электрифици-
рованного инструмента и переносного освещения должны выпол-
няться следующие требования. Напряжение питания электрифи-
цированного элемента должно быть не выше 36В в помещениях
с повышенной опасностью, особо опасных помещениях, в наружных
установках и при проведении работ в шкафных щитах. Эти кате-
гории помещений охватывают все производственные помещения,
включая операторные. В этих помещениях допускается примене-
ние электроинструмента на 220 В, но с обязательным использо-
ванием защитных средств (диэлектрических перчаток, бот) и на-
дежным заземлением корпуса электроинструмента. В этих случаях
рекомендуется для питания электрифицированного инструмента
применять разделяющие трансформаторы.
Напряжение питания переносных ламп в помещениях с повы-
шенной опасностью, особо опасных и в шкафных щитах без внут-
реннего прохода должно быть не выше 36 В, а при наличии особо
неблагоприятных условий (теснота, неудобное положение работаю-
щего, соприкосновение с большими хорошо заземленными поверх-
ностями) или при проведении работ вне помещений и в шкафных
щитах с внутренним проходом — не выше 12 В.
Питание местного стационарного освещения фасадов щитов,
переносного освещения и электрифицированного инструмента на-
пряжением до 36 В должно осуществляться от понижающих транс-
форматоров, у которых заземляются корпус и один из выводов
вторичной обмотки (у однофазных трансформаторов), общая точка
вторичной обмотки (соединение в звезду) или фаза вторичной
обмотки (соединение в треугольник). Электрифицированный инст-
румент и переносное освещение должны присоединяться при помо-
щи шлангового многожильного провода с заземляющей жилой.
Применение для этих целей автотрансформаторов не допускается.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ ВЗРЫВА И ПОЖАРА
Для насосных помещений обеспечение безопасной работы осу-
ществляется наличием контроля и защит по давлению. Защиты по
давлению предохраняют от повышения давления выше допусти-
мого по условиям прочности сосуда. Все оборудование и схемы
защиты должны при работе находиться в исправном состоянии и
215
быть включенными. Настройка реле давления и предохранитель-
ных клапанов должна соответствовать технологическим картам и
проектной документации.
Возможность возникновения взрыва и пожара во взрывоопас-
ных помещениях появляется только при наличии в окружающей
среде взрывоопасной концентрации газовоздушной смеси и элек-
трической искры или наличия концентрации взрывоопасных паров
и нагретых поверхностей приборов и оборудования. Безопасная
работа оборудования во взрывоопасных помещениях может осу-
ществляться при контроле уровня загазованности и обеспечении
его снижения, наличии контроля возникновения пожара и автома-
тического пожаротушения, а также выполнении мероприятий по
электробезопасности и защитному заземлению. Для предотвраще-
ния повышения загазованности во взрывоопасных помещениях
предусматривается постоянная и аварийная вентиляции, а также
контроль уровня загазованности измерительными или сигнальными
приборами.
Отбор пробы газа должен предусматриваться у каждого агре-
гата в местах возможных утечек взрывоопасных паров. Пробо-
отборные устройства должны устанавливаться на высоте 0,5—0,7 м
над полом. Системы приточной и аварийной вентиляции
полностью автоматизируются. Автоматизация систем приточной,
вытяжной л подпорной вентиляций в перекачивающих насосных
при работе без постоянного наблюдения обслуживающего персо-
нала должна обеспечивать:
автоматическое включение агрегата вытяжной вентиляции при
повышении концентрации паров нефти в помещении до 20% ниж-
него предела взрываемости и автоматическое отключение венти-
лятора при снижении концентрации;
автоматическое включение резервных вентиляционных агрега-
тов в системах приточной, вытяжной и подпорной вентиляций при
выходе из строя рабочих агрегатов;
сигнализацию снижения давления в воздушных камерах бес-
промвальной установки, или прекращения работы подпорной вен-
тиляции.
Во время пребывания людей вентиляция в помещениях насос-
ной должна работать постоянно.
Во взрыво- и пожароопасных помещениях устанавливают дат-
чики сигнализации пожара, которые подключают к системам авто-
матического пожаротушения. Для извещения персонала о возник-
новении пожара или повышенной загазованности в каждом поме-
щении на видном месте следует установить лампу сигнализации,
а также подавать звуковой сигнал с помощью сирены.
ЗАЩИТНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ
При замыкании на внешнюю поверхность (корпус) проводов
внутри прибора или аппарата повышенное напряжение внутри
него попадает на поверхность этого прибора или аппарата и ста-
216
новится опасным при случайном прикосновении к корпусу человека
или возможным источником создания дуги. Для предотвращения
высокого напряжения корпуса всего оборудования соединяют с
землей и заземляют путем присоединения к контуру заземления.
Все металлические части электроустановок, нормально не находя-
щиеся под напряжением, но на которых может появиться опасное
для жизни напряжение или повреждения электрической изоля-
ции токоведущих частей или проводов, должны быть заземлены.
Заземлению подлежат:
металлические корпуса контрольно-измерительных приборов,
регулирующих устройств, аппаратов управления, защиты, сигнали-
зации, корпуса электродвигателей, исполнительных механизмов и
электроприводов задвижек или вентилей и т. п.;
металлические щиты и пульты всех назначений, на которых
устанавливаются приборы, аппараты и другие средства автомати-
зации, а также металлические конструкции для установки элек-
трических приборов и кнопок управления;
металлические оболочки, броня и муфты контрольных и силовых
кабелей, металлические рукава, металлические оболочки проводов,
стальные трубы электропроводов, металлические короба, лотки, от-
ветвительные и соединительные коробки, кабельные конструкции,
кронштейны и другие металлические элементы крепления электро-
проводок;
металлические корпуса трансформаторов и выпрямительных
устройств.
Не требуется заземлять корпуса соединительных и протяжных
коробок, вводы в которые выполнены стальными проводами. Так-
же не заземляются приборы, аппараты, устанавливаемые на зазем-
ленных щитах или металлических конструкциях в обычных поме-
щениях.
Если заземленные металлические конструкции устанавливаются
во взрывоопасных помещениях или на наружных установках, то
смонтированные на них приборы, аппараты и другие средства авто-
матизации должны быть заземлены отдельными проводниками
независимо от заземления конструкции, на которой они установле-
ны (это требование не относится к аппаратам и приборам, уста-
новленным на заземленных щитах и пультах).
Во взрывоопасных установках к устройству заземления предъ-
являются повышенные требования. Это связано с тем, что наличие
на корпусах электрооборудования электрического потенциала по
отношению к земле может вызвать искру и связанные с ней пожар
и взрыв. Поэтому заземление во взрывоопасных помещениях и ус-
тановках не только защищает людей от поражения электрическим
током, но и предотвращает появление искр. Так как искра может
возникнуть при небольших напряжениях (даже при 6 В), заземле-
ние должно выполняться для проводок любых напряжений. Поэто-
му во взрывоопасных помещениях и установках должны быть
заземлены все проводки и электрооборудование, независимо от
напряжения переменного и постоянного тока*
217
Рис. 103. Заземление брони кабеля
(а) и экранирующей оплетки (б):
J — заземляющий проводник; 2 — бан-
даж из медной проволоки диаметром
1 мм; 3—медная луженая полоска;
4 — пайка припоем ПОС -61
Для заземления отдельно стоящих датчиков, приборов и щитов
во взрывоопасных помещениях и наружных установках в качестве
заземляющих проводников должны использоваться отдельные жилы
проводов и кабелей. Стальные трубы электропроводок и металли-
ческие оболочки кабелей во взрывоопасных помещениях могут при-
меняться лишь как дополнительные заземлители. Заземляющие
провода должны быть присоединены непосредственно к узлу за-
земления при помощи болта или винта. Каждая часть электроуста-
новки, подлежащая заземлению,
должна быть присоединена к сети
заземления при помощи отдельного
ответвления. Последовательное
включение в заземляющий провод-
ник заземляющих частей электро-
установки запрещается.
Нулевые или отдельные прово-
да, используемые для заземления,
должны соединяться между собой
так же, как и фазные проводники,
с использованием зажимов с пру-
жинными шайбами, пайки, сварки.
Присоединение проводов к зазем-
ляемым элементам выполняется по-
средством надежных болтовых сое-
динений, имеющих приспособления
против самоотвинчивания (контр-
гайки, пружинящие шайбы). Во всех
случаях, когда у заземляемого обо-
рудования, отсутствуют заземляю-
щие болты, необходимо осуществ-
лять приварку флажка с заземляю-
щим болтом для присоединения
проводника из цветных металлов.
Заземляющие медные или алюми-
ниевые проводники должны прокладываться вместе с другими
проводами, подключаемыми к заземляемому элементу в одной
трубе, кабеле.
Бронь и экран кабелей у концевых заделок заземляют с по-
мощью проводника, один конец которого припаивают к броне, а
другой подключают к заземлителю (рис. 103).
ПРИЕМ И СДАЧА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ СИСТЕМ АВТОМАТИКИ
Для нормальной и безопасной работы важное значение имеют
правильная организация приема систем автоматики и регулирова-
ния, обеспечение контроля правильности и надежности работы сис-
тем. После установки аппаратуру проверяют (особенно установ-
ленную во взрывоопасных помещениях). В аппаратуре во взрыво-
218
непроницаемом исполнении проверяют соответствие взрывонепро-
ницаемых зазоров, наличие всех крепежных деталей и их элемен-
тов, заземление, работоспособность исполнительных устройств.
В аппаратуре в искробезопасном исполнении контролируют соот-
ветствие схем подключения искробезопасных и искроопасных цепей
Перед включением систем автоматизации или отдельных при-
боров в работу проводятся их наладка и опробование. При опробо-
вании контрольно-измерительных приборов проверяются фазировка
датчика (при необходимости) и работоспобность контактных групп
в схемах сигнализации и защит. При опробовании регуляторов
проверяется действие задатчика и воздействие его на регулирую-
щий орган. Опробование защит должно проводиться в два этапа.
На первом этапе проводится опробование работоспособности схем
защит на напряжении питания, равном 80% номинального. При
этом проверяется правильность взаимодействия элементов схемы
путем имитации совместной работы контактов реле, вторичных при-
боров и датчиков в возможных при технологическом процессе ком-
бинациях.
Особое внимание должно быть обращено на проверку надеж-
ности срабатывания и замыкания (или размыкания) контактов
реле. На втором этапе по специальной программе производится
комплексное опробование с воздействием выходных реле на испол-
нительные устройства.
При опробовании управления запорной и регулирующей арма-
туры проверяют соответствие направлений вращения привода
поданной команде, действие концевых выключателей, цепей защит
и блокировок, правильность сигнализации положения привода.
При испытаниях трубных проводок необходимо уточнить места
размещения всей арматуры. Следует обратить внимание всех уча-
ствующих в испытаниях на недопустимость выполнения каких-либо
исправлений в системе, находящейся под давлением, или повышения
давления сверх установленного по схеме испытаний.
Перед началом испытаний трубных проводок следует провести
гидравлическое испытание линий, подводящих воздух к испытыва-
емым трубопроводам, а также проверить исправность и плотность
закрытия всей запорной арматуры и исправность применяемых
манометров. При проведении пневматических испытаний компрес-
сор должен находиться не ближе 10 м от места расположения
испытываемого трубопровода.
При продувке импульсных трубопроводов необходимо остере-
гаться поражения мелкими механическими частицами из продува-
емого трубопровода. Осматривать трубные проводки во время по-
дачи воздуха запрещается. Это можно осуществлять после создания
и установления рабочего давления. Категорически запрещается
простукивать трубопровод в процессе пневматических испытаний.
Присоединение и разъединение проводок для подвода воздуха
разрешается лишь после снятия давления воздуха. Ни в коем слу-
чае не разрешается устранять выявленные при испытаниях дефекты
при наличии в трубах давления.
219
При индивидуальном опробовании приборов необходимо отклю-
чить импульсные линии от технологических аппаратов и трубопро-
водов. Заполнение импульсных линий рабочей средой и пробное
включение пневматических и гидравлических приборов и регулято-
ров разрешается проводить только после проверки правильности
сборки схемы, а также соответствия сортамента труб и запорной
арматуры действующим рабочим параметрам (давление, темпера-
тура, рабочая среда).
При опробовании приборов и аппаратуры необходимо произво-
дить пробное включение (подачу напряжения) только после тща-
тельной проверки надежности кон-
тактов на приборах и зажимах, а
также убедиться в отсутствии лю-
дей вблизи токоведущих частей.
Приемка в эксплуатацию щитов
и пультов выполняется одновремен-
но со сдачей систем контроля и ав-
томатики после установки на них
всех предусмотренных проектом
приборов и средств автоматизации,
ввода и подключения электрических
и трубных проводок, завершения
монтажа и индивидуального опро-
бования всех цепей.
При сдаче щитов и пультов мон-
тажная организация передает ис-
полнительную документацию с вне-
сением всех отклонений от проекта.
Значительные отклонения должны
быть согласованы с проектной ор-
ганизацией и заказчиком. Одновре-
менно монтажники представляют
акты на опрессовку, прозвонку
электрических цепей, проверку и
опробование. При внешнем осмотре
проверить соответствие их требо-
ваниям проекта, качество монтажных работ. При осмотре особое
внимание уделяется креплению проводов и трубных проводок,
приборов и средств автоматизации, качество закрепления кабелей
и труб, наличие бирок и надписей на них. Тщательно следует ос-
мотреть приборы и средства автоматизации, которые могли быть
поломаны при транспортировке щитов, а также реле, кнопки, клю-
чи управления и т. п. При сдаче электрических проводок измеря-
ют омическое сопротивление изоляции электрических цепей всех
проводок. Сопротивление изоляции измеряют между всеми жила-
ми кабеля или между всеми жилами проводов в одной защитной
трубе, а также между каждой жилой и металлической защитной
оболочкой кабеля (рис. 104). Сопротивление изоляции должно
быть не менее 1 МОм, При измерении сопротивления изоляции
220
Рис. 104. Схемы измерения сопро-
тивления изоляции электрических
проводок:
а — между жилами кабеля; б — между
жилой и металлической оболочкой ка-
беля; в — между жилой кабеля и за-
щитной стальной трубкой
щитов и пультов необходимо
всю электрическую аппаратуру отключают от кабелей. Сопротив-
ление измеряют мегомметром на напряжение 1000 В для всех
цепей во взрывоопасных помещениях и силовых цепей в остальных
помещениях; для измерительных цепей в обычных помещениях
можно использовать мегомметр на 500 В.
Испытание кабеля повышенным напряжением должны прово-
дить не менее двух рабочих, один из которых должен иметь высо-
кую квалификацию. Один из проверяющих должен иметь опыт в
выполнении работ такого рода. Перед началом испытаний необхо-
димо удостовериться, что на кабеле закончены все работы, жилы
замаркированы, а концы разделаны и отсоединены от приборов.
На конце кабеля необходимо вывесить плакат «Под напряжением».
При проверке и прозвонке жил контрольного кабеля с помощью
индуктора нельзя касаться жил кабеля. При применении индуктора
на напряжение 1000 В необходимо предварительно заземлить жилы
кабеля.
При проверке, наладке и работе с электрическими схемами весь
применяемый инструмент (отвертки, плоскогубцы, пассатижи,
паяльники) изолируют так, чтобы его рабочая (голая) часть не
могла перекрыть двух рядом расположенных зажимов.
Вместе с системами автоматизации монтажная организация пе-
редает необходимую техническую документацию, состав которой
определяется СНиП Ш-ЗЗ—74. В состав документации входит ис-
полнительная документация на систему, составленная по рабочим
чертежам, с внесением всех изменений, произведенных во время
строительства и монтажа. Существенные изменения должны быть
согласованы с проектной организацией и заказчиком. Наряду с
чертежами при сдаче объекта в эксплуатацию должны быть пере-
даны акты испытаний трубных проводок, прогрева кабеля перед
прокладкой в зимних условиях, измерения сопротивления изоля-
ции проводов и кабелей. Вместе с оборудованием представляются
паспорта, инструкции и чертежи заводов-изготовителей приборов
и средств автоматизации. Наряду с этими материалами на НПС
должна иметься следующая документация:
инструкция по эксплуатации всех средств автоматики, телеме-
ханики и контрольно-измерительных приборов, используемых на
НПС;
должностные инструкции оператора, работников служб эксплу-
атации и КИП;
ежемесячные планы работ и отчеты по установленной форме;
протоколы ежеквартальных проверок средств автоматики, теле-
механики и КИП;
журнал дефектов и отказов используемого оборудования;
журнал производства работ;
журнал уставок технологических защит;
протокол периодических испытаний технологических защит;
журнал проверки знаний по технике безопасности;
оперативный журнал дежурного оператора;
паспорта на средства измерения;
221 .
акты расследовании аварии и остановок основного и вспомога'
тельного оборудования;
журнал предписаний;
графики планово-предупредительных ремонтов;
график государственных и ведомственных поверок.
Контрольные вопросы к гл. 10
1.	Каково назначение мероприятий по технике безопасности?
2.	Назовите нормы, определяющие мероприятия по технике безопасности.
3.	Какие инструкций по технике безопасности на своем предприятии вы знаете?
4.	Как классифицируются смеси по группам?
5.	По какому параметру смеси разделяют на категории?
6.	К какой группе и категории относятся смеси паров нефтепродуктов?
7.	Что такое помещения класса В-1а?
8.	Какие помещения на насосной станции относятся к классу В-1а?
9.	Назовите установки класса В-1г.
10.	Какие приборы могут применяться в помещениях класса В-1а?
11.	Какие кабели можно использовать в помещениях класса В-1а?
12.	Кабели какого сечення допускается использовать во взрывоопасных по-
мещениях?
13.	В каких случаях можно использовать кабели с алюминиевыми жилами?
14.	Как должны осуществляться вводы проводов во взрывоопасные поме-
щения?
15.	На что надо обращать внимание при осмотре электрооборудования?
16.	Что необходимо учитывать при эксплуатации искробезопасных цепей?
17.	Как обеспечивается безопасная эксплуатация трубопроводов и оборудова-
ния под давлением?
18.	В каких случаях может возникнуть взрыв или пожар?
19.	Какие мероприятия предусматриваются для предотвращения загазован-
ности в помещениях?
20.	Кгк контролируется возникновение пожара?
21.	Какое оборудование подлежит заземлению?
22.	Почему к заземлению во взрывоопасных помещениях предъявляют допол-
нительные требования?
23.	Как осуществляется заземление во взрывоопасных помещениях?
24.	Расскажите об опробовании приборов перед включением.
25.	Каким образом осуществляют проверку систем управления и регулиро-
вания?
26.	Как проводят испытания трубных проводок?
27.	Расскажите об испытании изоляции кабелей.
28.	Какая техническая документация должна использоваться при эксплуа-
тации?
Глава 11
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕГУЛИРОВАНИЯ
РЕЖИМОВ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ
Регулирование и поддержание оптимальных режимов на маги-
стральных нефтепроводах имеют большое государственное значе-
ние. Прежде всего от выполнения планов поставки нефти на нефте-
заводы зависит ритмичность их работы, а следовательно, и снабже-
ние всего народного хозяйства горючим для транспорта, а также
обеспечение нужд химической промышленности. Прекращение пода-
чи нефти на заводы немедленно отражается на снабжении ряда
отраслей народного хозяйства. Возможные убытки от невыполне-
ния плановых заданий не могут быть непосредственно рассчитаны, но
они исчисляются миллионами рублей. Поэтому основная цель регу-
лирования режимов работы направлена на выполнение плана, на
своевременное обеспечение потребителей нефтью в соответствии с
установленными заданиями.
Определяющим в выполнении плановых заданий является по-
вышение надежности работы нефтепроводов, т. е. его возможность
обеспечить перекачку в заданном объеме в данный промежуток
времени. Повышение надежности достигается за счет как исполь-
зования резервного оборудования, так и предупреждения и сокра-
щения аварий.
Безаварийная работа возможна только при правильном выборе
рабочих, давлений, точном соблюдении заданных режимов, выпол-
нении всех переключений в определенной последовательности, свое-
временном сборе и обработке информации о состоянии оборудова-
ния и параметрах его работы, правильном функционировании всех
имеющихся средств автоматического управления и регулирования
и систем автоматики и телемеханики. Наряду с выполнением пла-
новых заданий большие резервы в повышении эффективности ра-
боты магистральных трубопроводов связаны с экономией расходов
на транспортировку нефти, со снижением затрат транспортных
предприятий. Если проанализировать затраты нефтепроводного
управления, то они складываются из следующих составляющих (по
материалам нефтепровода «Дружба»): амортизационные отчисле-
ния за установленное оборудование и сооружения — 30%; оплата
электроэнергии — 50 %; заработная плата — 6 %; ремонты — 4 %;
остальные расходы— 10%. Эти расходы покрываются за счет рас-
четов с потребителем за сдаваемую после транспортировки нефть.
Естественно, эффективность работы зависит от грузооборота и объ-
ема перекачки, а также от качества сдаваемой нефти.
Рассмотрим возможности влияния автоматизированных систем
управления на составляющие экономической эффективности рабо-
ты управления магистральных нефтепроводов. Прежде всего, как
223
Таблица 24
Стоимость электроэнергии,
расходуемой на преодоление сопротив-
ления жидкости
г Диаметр, мм	Подача, м8/ч	Стоимость электроэнер- гии, руб.
500	1 250	300
700	2500	560
800	3 600	820
1000	7 000	1500
1200	12 500	2800
уже отмечалось, внедрение задач автоматического управления,
средств телемеханики позволяет сократить простои трубопровода
или период работы на режимах пониженной пропускной способнос-
ти. При использовании средств телемеханики переход с одного
режима на другой на трубопроводе с шестью промежуточными
станциями происходит в течение 40 мин, а без средств телемехани-
ки такой переход осуществляется за 3,5 ч. Внедрение непосредст-
венного автоматического управления режимом трубопровода по
командам УВК позволяет сократить это время еще больше. Точное
поддержание рабочих режимов, предупреждение отключений агре-
гатов защитами по давлению, правильный учет действительных
характеристик жидкости, трубопроводов и оборудования — все это
дает возможность обеспечить максимальную загрузку нефтепрово-
да, повысить грузооборот.
На основании имеющегося опыта внедрения отдельных задач и
предварительных оценок возможностей повышения загрузки при
внедрении АСУ ТП на магистральном нефтепроводе можно достичь
увеличения объема перекачки в пределах 0,5—2,5% годового объе-
ма по сравнению с проектными расчетами.
При функционировании автоматизированной системы управле-
ния можно достичь некоторого снижения эксплуатационных затрат,
связанных с транспортом нефти. Основную роль в эксплуатацион-
ных затратах играет оплата электроэнергии на перекачку нефти.
Как мы раньше отмечали, в некоторых режимах на нефтепроводе
из-за несоответствия характеристик насосов и трубопроводов при-
ходится осуществлять дросселирование потока. Потери на дроссе-
лирование необходимо по возможности сокращать. Расходы на
дросселирование весьма значительны. Ведь оплата электроэнергии,
затрачиваемой на преодоление
потерь в трубопроводе, за год со-
ставляет значительные суммы.
Стоимость годового расхода
электроэнергии при потере давле-
ния 10 кПа приведена в табл. 24.
Если же при дросселировании
или из-за снижения к.п.д. потери
составляют 0,1 МПа, то эти циф-
ры для одной только насосной
станции увеличиваются в 10—12
раз. При расчете оптимальных
режимов возможны сведение ве-
личины дросселирования к минимуму и сокращение затрат энергии
на дросселирование. Другими источниками экономии электро-
энергии являются работа магистральных агрегатов в зоне макси-
мальных к.п.д. и своевременная очистка нефтепровода. Ясно, что
работа при повышенных кп.д. обеспечивает снижение потерь в
агрегате, а при своевременной очистке снижаются потери на тре-
ние при перекачке нефти. Решение задач по идентификации ха-
рактеристик насосов и трубопровода позволяет точно оценить со-
224
стояние оборудования и своевременно принять меры по снижение
потерь. О возможной экономии можно судить по следующим циф-
рам: грузооборот нефтепроводов за год превышает триллион тон-
но-километров. Это означает, что потребление электроэнергии на
перекачку составляет 15—20 млрд. кВт*ч. Даже 1% экономии
электроэнергии при перекачке составляет несколько сотен мил-
лионов киловатт-часов. Как установлено из анализа работы дей-
ствующих нефтепроводов, в ряде случаев за счет сокращения дросл
селирования и работы при лучших значениях к. п. д. можно
получить снижение расхода электроэнергии до 3—5% обще-
годового потребления. Таким образом, в масштабах всего народ-
ного хозяйства экономия электроэнергии может составить около
0.5 млрд. кВт • ч.
Дополнительным источником эффективности АСУ является сни-
жение потерь нефти и ущерба при аварийных ситуациях. Внедре-
ние систем автоматического контроля, непрерывная оценка ситуа-
ции, незамедлительное принятие решений дают возможность
сократить число возможных аварий на нефтепроводах, быстрее лока-
лизовать место аварии. В этом случае уменьшаются размер аварии
и количество потерянной нефти. При снижении размера аварии
уменьшается ущерб окружающей среде, который мог быть нанесен
при аварии. Кроме того, из-за меньшего масштаба аварий снижа-
ются затраты на ремонт и восстановление оборудования после
аварии. Сокращению числа аварий в первую очередь служат сле-
дующие задачи: централизованный контроль за режимом трубо-
провода, контроль состояния коррозионной защиты, перевод
нефтепровода с одного режима на другой.
Наряду с отмеченными основными источниками повышения
эффективности работы нефтепроводов определенная экономия мо-
жет быть достигнута за счет своевременного контроля качества
нефти и непрерывного поддержания качества в пределах установ-
ленных кондиций. Достигаемая при внедрении АСУ ТП ритмичность
в выполнении плановых заданий дает возможность снизить штра
фы от несвоевременной поставки нефти.
Таким образом, создание автоматизированных систем управле-
ния на магистральных нефтепроводах позволяет обеспечить качест-
венное регулирование режимов работы нефтепроводов, связать
воедино все расположенные в отдалении один от другого техноло-
гические объекты и повысить эффективность работы за счет уве-
личения грузооборота и снижения эксплуатационных затрат.
Контрольные вопросы к гл. 11
1.	Почему важна бесперебойная подача по нефтепроводам?
2.	Назовите основные возможности повышения загрузки нефтепровода.
3.	Каким образом можно достичь снижения расхода электроэнергии на транс-
портирование нефти?
4.	Расскажите об эффективности осуществления регулирования режимов на
магистральных нефтепроводах.
ПРИЛОЖЕНИЯ. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ НА ЧЕРТЕЖАХ И СХЕМАХ
Унификация выполнения схем различных технологических объектов, элек-
трических систем и систем автоматизации осуществляется с использованием еди-
ных условных обозначений оборудования, приборов, различных функций и т п
Вид условных обозначений определяется государственными стандартами, рег-
ламентирующими форму знаков, необходимые подписи и пояснения Элементы
технологических схем выполняются в соответствии с «Обозначениями условными
IlSiS Последовательность буквенных
~вп7рг\	обозначении
\ Место для нанесения пози-
ционного обозначения
Рис. 105. Пример порядка построения ус-
ловного обозначения прибора
графическими», входящими в следу-
ющие государственные стандарты.
I ОСТ 2.780—68 «Элементы гидравли-
ческих и пневматических сетей»,
ГОСТ 2.782—68 «Насосы и двигатели
гидравлические и пневматические»,
ГОСТ 2.784—70 «Элементы трубопро-
водов», ГОСТ 2.785—70 «Арматура
трубопроводная». Основные элемен-
ты технологических схем из этих го-
сударственных стандартов приведены
в приложении 1.
Объемы автоматизации насосных
станций и резервуарных парков ука-
зываются на принципиальных схе-
мах автоматизации. В этих схемах,
а также при выполнении других чер-
тежей проектов автоматизации при-
меняются условные обозначения при-
боров и средств автоматизации. Обо-
значение измеряемых величин и функ-
ций, выполняемых приборами, уста-
новлены ОСТ 36-27—77 «Обозначе-
ния условные в схемах автоматиза-
ции технологических процессов». Гра-
фические условные обозначения при-
боров и средств автоматизации при-
ведены в приложении 2. Параметр,
измеряемый прибором, и выполняемые прибором функции обозначаются латин-
скими буквами, вписываемыми в обозначение прибора или рядом с прибором
(приложение 3). Порядок размещения букв в обозначении прибора изображен
на рис. 105. В нижней части обозначения прибора может быть указан номер
прибора по спецификации проекта. Примеры условных обозначений приведены
в приложении 4.
Условные обозначения коммутационных устройств и реле в принципиальных
электрических схемах сигнализации и управления выполняются на основе ГОСТ
2.755—74 «Обозначения условные графические в схемах. Устройства коммутаци-
онные и контактные соединения» и ГОСТ 2.755—74 «Обозначения условные гра-
фические в схемах. Воспринимающая часть электромеханических устройств». Ос-
новные обозначения по этим стандартам приведены в приложении 5,
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Основные элементы технологических схем
Трубопровод основной
Трубопровод вспомогательный
Соединение трубопроводов
Перекрещивание трубопроводов
Задвижка с электроприводом
Задвижка с ручным проводом
Клапан обратный (направление потока
от светлого к темному)
Клапан предохранительный
Заслонка регулирующая с пневмоприводом
Фильтр
Счетчик нефти
Подвод жидкости
227
Отвод жидкости
Подвод воздуха
Отвод воздуха
Насос с электродвигателем
о
Аккумулятор пневматический (рессивер)
Аккумулятор гидравлический
Аккумулятор пневмогидравлический
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Условные обозначения приборов и средств автоматизации
Первичный измерительный преобразователь (датчик); прибор, уста-
навливаемый по месту: на технологическом трубопроводе, аппарате,
стене, полу, колонне, металлоконструкции
Прибор, устанавливаемый на щите, пульте
Отборное устройство без постоянно подключенного прибора (служит
для эпизодического подключения приборов во время наладки, сня-
тия характеристик и т. п.)
228
Исполнительный механизм
Общее обозначение Положение регулирующего органа 'ри прекра-
ще hi. т подачи энергии или управляющего сигнала не регламенти-
руется
9
Схз
Регулирующий орган
Пересечение линий связи без соединения
Пересечение линий связи с соединением между собой
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Значения букв в обозначениях приборов (см. рис. 105)
Обозначе-1 ниё		Измеряемая величина (первая буква)	Дополнение, уточняющее значение измеряемой величины (вторая буква)	Дополнительная функция, выполняемая прибором
D Е F 6 Н J К L Р Q R S Т	Плотность Любая электрическая величина Расход Размер, положение, пе- ремещение Ручное воздействие Время, временная про- грамма Уровень Давление, вакуум Величина, характеризую- щая качество: состав, кон- центрацию и т. и. Радиоактивность Скорость, частота Температура	Разность, перепад Соотношение,	доля, дробь Автоматическое	пере- ключение, обегание Интегрирование, сумми- рование по времени	Дискретный сигнал Электрический сигнал. Чувствительный элемент Гидравлический сигнал Верхний предел измеря- емой величины Станция управления Нижний предел измеря- емой величины Пневматический сигнал Дистанционная передача
Примечание. Для обозначения измеряемых величин испольауются также буквы!
М — влажность, U — несколько разнородных величин, V — вязкость, W — масса. Основные
функции, выполняемые прибором обозначаются следующими буквами: А — сигнализация, 1—
показание, R— регистрация, С — регулирующий или управляющий выходной сигнал, S —
включение, отключение, переключение.
Буква Y иа месте выполняемой прибором дополнительной функции означает преобра-
еованне, вычислительные функции.
229
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Примеры построения условных обозначений
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный эле-
мент) для измерения температуры, установленный по месту.
Например: термометр термоэлектрический (термопара), термометр
сопротивления, термобаллон манометрического термометра, датчик
пирометра и т. п.
Прибор для измерения температуры показывающий, установлен-
ный по месту.
Например: термометр ртутный, термометр манометрический и т. п.
Прибор для измерения давления (разрежения) показывающий, ус-
тановленный по месту.
Например: любой показывающий манометр, дифманометр, тягомер,
напоромер, вакуумметр и т. п.
Прибор для измерения перепада давления показывающий, уста-
новленный по месту.
Например: дифманометр показывающий
Прибор для измерения давления (разрежения) бесшкальный, с
дистанционной передачей показаний, установленный по месту.
Например: манометр (дифманометр) бесшкальный с пневмо- или
электропередачей
Прибор для измерения давления (разрежения) регистрирующий,
установленный на щите.
Например: самопишущий манометр или любой вторичный прибор
для регистрации давления
Прибор для измерения давления с контактным устройством, уста-
новленный по месту, используемый для сигнализации и управле-
ния.
Например: реле давления
Прибор для измерения давления (разрежения) показывающий,
с контактным устройством, установленный по месту
Например: электроконтактный манометр, вакууметр и т. п.
Прибор для измерения давления, показывающий, регистрирующий
с контактным устройством для сигнализации максимального и
минимального значений, установленный на щите.
Регулятор давления, работающий без использования посторонне-
го источника энергии (регулятор давления прямого действия) «до
себя>
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный
элемент) для измерения расхода, установленный по месту
Например: диафрагма, сопло, труба Вентури, датчик индукцион-
ного расходомера и т. п.
Прибор для измерения расхода бесшкальный, с дистанционной
передачей показаний, установленный по месту
Например: дифманометр (ротаметр) бесшкальный, с пневмо- или
электропередачей
230
Прибор для измерения расхода интегрирующий, с устройством
для выдачи сигнала после прохождения заданного количества ве-
щества, установленный по месту.
Например: счетчик-дозатор
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный эле-
мент) для измерения уровня, установленный по месту
Например: датчик электрического или емкостного уровнемера
Прибор для измерения уровня с контактным устройством, установ-
ленный по месту
Например: реле уровня
Прибор для измерения уровня бесшкальный, с дистанционной пе-
редачей показаний, установленный по месту.
Например: уровнемер бесшкальный с пневмо- или электропере-
дачей
Прибор для измерения уровня бесшкальный, регулирующий, с кон-
тактным устройством, установленный по месту
Например: электрический регулятор-сигнализатор уровня.
Буква Н в данном примере означает блокировку по верхнему
уровню
Прибор для измерения уровня показывающий, с контактным
устройством, установленный на щите.
Н=пример: вторичный показывающий прибор с сигнальным уст-
ройством.
Буквы И и L означают сигнализацию верхнего и нижнего уровней
Прибор для измерения плотности раствора бесшкальный, с дистан-
ционной передачей показаний, установленный по месту
Например: датчик плотномера с пневмо- или электропередачей
Преобразователь сигнала, установленный по месту. Входной сиг-
нал пневматический, выходной — электрический
Пусковая аппаратура для управления электродвигателем (вклю-
чение, выключение насоса; открытие, закрытие задвижки и т. д.).
. [япример: магнитный пускатель, контактор и т. п.
Применение резервной буквы А должно быть оговорено на поле
схемы
Аппаратура, предназначенная для ручного дистанционного управ-
ления (включение, выключение двигателя, открытие, закрытие за-
порного органа, изменение задания регулятору), установленная на
щите.
Например: кнопка, ключ управления, задатчик
Аппаратура, предназначенная для ручного дистанционного управ-
ления, снабженная устройством для сигнализации, установленная
на щите.
Например: кнопка со встроенной лампочкой, ключ управления
с подсветкой и т. п.
231
Ключ управления, предназначенный для выбора управления, устй-1
новленный на щите.
Прибор измерения величин задания
ПРИЛОЖЕНИЕ б
Условные обозначения коммутационных устройств
и контактных соединений
Контакт коммутационного устройства. Общее
обозначение;
замыкающий
размыкающий
переключающий
переключающий без размыкания
цепи
6

Контакт импульсный замыкающий:
при срабатывании
при возврате
.232
ври срабатывании и возврате
Контакт импульсный размыкающий!
при срабатывании
при возврате

при срабатывании и возврате
Контакт замыкающий с замедлителем
(замедление происходит при движении
в направлении от дуги к ее центру),
действующим!
при срабатывании
при возврате
при срабатывании и возврате
I
Л
Контакт размыкающий с замедлителем,
действующим:
при срабатывании
233
при возврате
при срабатывании и возврате
Контакт электротеплового реле
при разнесенном способе изображения реле
Выключатель:
однополюсный
многополюсный, например,
трехполюсный:
однолинейное изображение
многолинейное изображение
Выключатель путевой:
однополюсный
многополюсный, например,
трехполюсный
Переключатель однополюсный
Переключатель многополюсный,
например, трехполюсный
Выключатель кнопочный
нажимной:
с замыкающим контактом
с размыкающим контактом
Выключатель кнопочный вытяжной:
с замыкающим контактом
с размыкающим контактом
Выключатель кнопочный без
самовозврата:
нажимной с возвратом
посредством вытягивания
кнопки
I
У
нажимной с возвратом
посредством вторичного
нажатия кнопки
Соединение контактное разъемное
2.JS
Катушка электромеханического
устройства
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов.,
А. И. Владимирский, Ю. М. Дронговский, Л. А. Зайцев, Ю. В. Ливанов. М.,
Недра, 1976.
2.	Агапкин В. М., Кривошеин Б. Л. Методы защиты нефтепроводов от
разрывов при неустановившихся режимах. Обзор зарубежной литературы. Серия
«Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М., изд. ВНИИОЭНГ, 1976.
3.	Ахметов Р. М., Ливанов К). В., Матвиенко А. В. Диспетчеризация и
учет на нефтепроводах. М., Недра, 1976.
4.	Вязунов Е. В. Методика расчета перегрузок трубопровода по давлениям
в переходных процессах. — Нефтяное хозяйство, 1973, Ms 9, с. 45—47.
5.	Глебов В. С., Тазеев Г. С. Пожарная безопасность нефтебаз и объектов
магистральных трубопроводов. М., Недра, 1972.
6.	Голодное Ю. М„ Хоренян А. X. Самозапуск электродвигателей. М.,
Энергия, 1974.
7.	Голосовкер В. И. Выбор режимов работы нефтепровода в изменяющих-
ся условиях эксплуатации. Тематический научно-технический обзор. Серия «Тран-
спорт и хранение нефти и нефтепродуктов». Москва, изд. ВНИИОЭНГ, 1976.
8.	Зайцев Л А. Количественный учет перекачиваемой нефти. Обзор зару-
бежной литературы. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов».
М., изд. ВНИИОЭНГ, 1973.
9.	Исакович Р. Я. Технологические измерения и приборы. М., Недра, 1970.
10.	Каминский М. Л. Монтаж приборов контроля и аппаратуры автомати-
ческого регулирования и управления. М., «Высшая школа», 1978.
11.	Кравченко В. Ф., Ливанов Ю. В., Мишин Н. К- Эксплуатация систем
телемеханики на нефтепроводах. Тематический научно-технический обзор. Серия
«Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М., изд. ВНИИОЭНГ, 1975.
12.	Кублановский Л. Б. Определение мест повреждений напорных трубо-
проводов. М., Недра, 1971.
13.	Медведовский А. И., Митюшов В. С. Современные методы для контроля
объемного расхода нефти и нефтепродуктов. Обзор зарубежной литературы.
Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов*. М., изд. ВНИИОЭНГ,
1974.
14.	Методы и средства контроля малых утечек на магистральных нефте- и
продуктопроводах. / Т. М. Алиев, Р. И. Карташева, А. А. Тер-Хачатуров и др.
Тематический научно-технический обзор. Серия «Автоматизация и телемехани-
зация нефтяной промышленности». М., изд. ВНИИОЭНГ, 1977.
15.	Митюшов В. С. Эксплуатация взрывозащищенных приборов и датчиков
системы автоматики в нефтеснабжении. Обзор по основным направлениям раз-
вития отрасли. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М-,
изд. ВНИИОЭНГ, 1978.
16.	Певзнер В. Б. Основы автоматизации нефтегазопроводов и нефтебаз.
М., Недра, 1975.
17.	Петров В. Е., Ливанов Ю. В. Эксплуатация систем автоматики па ма-
гистральных нефтепроводах. М., Недра, 1975.
18.	П реображенский В. П. Теплотехнические измерения и приборы. М.,
Энергия, 1978.
19.	Применение высокооборотных насосно-силовых установок на нефтепро-
водах/Л. Г. Колпаков, В. X. Галюк, И. 3. Айтова и др. Тематический научно-
технический обзор. Серия «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов».
М„ изд. ВНИИОЭНГ, 1977.
20.	Сабо А. Современные методы контроля объемного и массового расхода
нефти и нефтепродуктов и углеводородного сырья. — Транспорт и хранение
нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1977, № 7.
21.	Слободкин М. С., Смирнов П. Ф., Казинер Ю. И. Исполнительные уст-
ройства регуляторов. Справочное руководство. М., Недра, 1972.
22.	Состояние разработки нефтяных расходомеров и приборов, применяемых
в автоматизированных систе.мах перекачки нефти. Тематический научно-техни-
ческий обзор. Серия «Машины и оборудование нефтегазовой промышленности»,
М., изд. ВНИИОЭНГ, 1973.
23.	Справочник по наладке контрольно-измерительных приборов и систем
возбуждения на электростанциях и подстанциях. Под редакцией Э. С. Мусаэля-
на. М., Энергия, 1974.
24.	Харламенко В. И., Голуб М. В. Эксплуатация насосов магистральных
нефтепродуктопроводов. М., Недра, 1978.
25.	Эксплуатация, магистральных нефтепродуктопроводов / В. Б. Галеев,
В. И. Харламенко, Е. М. Сощенко и др. М., Недра, 1973.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.......................................................... 3
Глава 1. Магистральный нефтепровод....................................4
Сооружения магистрального нефтепровода. Магистральные на-
сосные агрегаты . ........................................ 4
Подпорные насосные агрегаты................................8
Характеристики магистрального трубопровода.................Ю
Схемы работы магистрального нефтепровода.................13-
Методы изменения параметров насосов и трубопровода ... 17
Изменения параметров станции при различных режимах . . 20
Регулирование давлений .................................. 26
Контрольные вопросы к гл. 1..............................31
Глава 2. Приборы для контроля режима работы нефтепровода .... 33
Основные понятия.........................................33
Приборы контроля давления ............................... 37
Эксплуатация приборов контроля давления ................. 41
Устройства измерения расхода и количества ............... 47
Эксплуатация и поверка счетчиков .........................59
Расчет количества и контроль качества нефти...............66
Контрольные вопросы к гл. 2..............................71
Глава 3. Контроль и автоматическая защита по давлениям...............72
Схема контроля давления ................................. 72
Настройка приборов защиты.................................79
Контрольные вопросы к гл. 3...............................89
Глава 4. Автоматическое регулирование давлений в магистральном нефте-
проводе ......................................................... 90
Схема системы регулирования..............................  90
Приборы автоматического регулирования.....................92
Типы исполнительных устройств............................100
Основные параметры исполнительных устройств..............104
Приводы исполнительных устройств.........................109
Контрольные вопросы к гл. 4............................. 115
Глава
Глава
Глава
5.
6.
7.
Переходные процессы в магистральных нефтепроводах ...	116
Расчет переходного процесса ............................. 116
Волна изменения давления.................................118
Технические средства защиты от волн давления ....
Мероприятия по снижению перегрузок по давлениям . .
Контрольные вопросы к гл. 5...........................
Автоматическое включение резервных насосных агрегатов
Контрольные вопросы к гл. 6...........................
126
. .135
138
139
.’|11
Контроль утечек на магистральных нефтепроводах . , , . 1 'о
Причины возникновения утечек ...	..............1 1
Контроль состояния трубопровода.......................  146
Изменение параметров трубопровода при утечках	. .147
Способы обнаружения ут|чкн ............................151
Контрольные вопросы к гл. 7.............................154
Глава 8 Технические средства диспетчерского управления...............155
Организация диспетчерской	службы......................155
Устройства телемеханики...................................157
Комплекс ТМ-120...........................................159
Средства вычислительной техники.........................169
Вычислительные комплексы................................Г, 5
Средства отображения....................................ЦН
Связь на нефтепроводе................. ............. . IH7
Контрольные вопросы к гл.	8..........................lull
Глава 9. Автоматизированные системы управления . ,..................191
Оптимальные режимы работы нефтепровода..................191
Состав задач для участка нефтепровода...................194
Информационная база.....................................194
Основные задачи АСУ ТП..................................195
Контрольные вопросы к гл. 9.............................206
Глава 10. Техника безопасности при эксплуатации систем автоматики и
регулирования .................................................... 207
Общие положения.........................................207
Классификация помещений на магистральных нефтепроводах . 208
Мероприятия по предотвращению взрыва и пожара .... 215
Защитное заземление......................................216
Прием и сдача в эксплуатацию систем автоматики . . . . 218
Контрольные вопросы к гл. 10............................222
Глава 11. Экономическая эффективность регулирования режимов на ма-
гистральных нефтепроводах ........................................ 223
Контрольные вопросы к гл. 11............................225
Прил о ж е н и я. Условные обозначения на чертежах и схемах .... 226
Список литературы .............................................     237
Леонид Абрамович Зайцев
РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Редактор издательства Н. В. Сергеева
Переплет художника Г. А. Петрова
Художественный редактор В. В. Шутько
Технический редактор Н. С. Гришанова
Корректор М. П. Курылева.
ИБ № 3436
Сдано в набор 21.01.82. Подписано в печать 07.07.82. Формат 60Х9О/И. Бумага типограф-
ская № 2 Гарнитура «Литературная*. Печать высокая. Усл.-печ. л. 15,0. Усл. кр.-отт 15.25.
Уч.-изд. л. 16,60. Тираж 4900 экз. Заказ 2-24/7938-8. Цена 50 коп.
Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, Москва, К-12, Третьяковский про-
езд, 1/19. Харьковская книжная фабрика «Коммунист», 310012, Харьков-12ж Энгельса. II.