Нефть - главное богатство
России

Автоматизация процесса хранения нефтепродуктов


Автоматизация процесса хранения нефти и нефтепродуктов заключается в оснащении резервуаров необходимыми приборами и аппаратами, имеющими целью предотвратить переливы резервуаров, обеспечить необходимый подогрев вязких нефтепродуктов и свести к минимуму объем трудоемких операций, выполняемых вручную.

Приборы автоматизации процесса хранения нефти и нефтепродуктов

Объем оснащения резервуаров приборами предусматривает возможность выполнения всех наиболее часто встречающихся операций, связанных с приемом, хранением и отпуском нефти и нефтепродуктов.

Аппаратура автоматизации, дистанционного управления и контроля обеспечивает для каждого резервуара:

  1. дистанционную передачу показаний уровня жидкости в резервуаре с возможностью местного отсчета показаний уровня по шкале прибора;
  2. сигнализацию максимального и минимального рабочих уровней нефти или нефтепродукта;
  3. сигнализацию аварийного максимального уровня;
  4. дистанционное управление задвижкой на приемно-раздаточном патрубке резервуара;
  5. дистанционное управление погружным насосом откачки нефти из заглубленного резервуара;
  6. автоматическое выключение погружного насоса при минимальном уровне в резервуаре;
  7. сигнализацию максимального и минимального уровней подтоварной воды в резервуаре; 
  8. дистанционное управление зачистным погружным насосом в заглубленном резервуаре;
  9. автоматическую остановку зачистного погружного насоса при минимальном уровне подтоварной воды в резервуаре;
  10. дистанционную передачу измерения средней температуры нефти в резервуаре;
  11. контроль давления в газовом пространстве резервуара;
  12. отбор средних проб из резервуара.

Схема оснащения резервуара приборами телемеханики и автоматизации изображена далее.

Схема оснащения заглубленного резервуара средствами телемеханики и автоматизации. 1 - прибор (показывающий) для измерения давления; 2 - уровнемер (показывающий) с электрической передачей показаний и электроконтактным устройством; 3 - сигнализатор максимального уровня; 4 - сигнализатор уровня подтоварной воды; 5 - прибор (показывающий) для измерения уровня, устанавливаемый в операторной; 6 - то же, для измерения температуры; 7 - лампа сигнальная; 8 - кнопка управления; 9 - приемное устройство сигнализатора уровня; 10 - приемное устройство поплавкового уровнемера; 11 - термометр сопротивления многозонный; 12 - отбор давления; 13 - манометрические линии; 14 - электрические линии.

Уровнемеры устанавливаются на резервуарах, линиями связи соединяются с пультом диспетчера, на котором имеется клавишный переключатель, позволяющий осуществлять ручной и автоматический опросы, а также сброс показаний. Телеметрическая система снабжена аварийной сигнализацией, обеспечивающей подачу сигнала при достижении верхнего или нижнего уровня в резервуаре.

Замер и регулировка температуры нефтепродутов в резервуарах

Для дистанционного замера температуры нефтепродуктов применяются термометры сопротивления, устанавливаемые на стенках резервуаров или трубопроводов. Чувствительная часть термометров входит в измеряемую среду. Принцип работы термометра основан на изменении сопротивления электрического проводника в зависимости от температуры среды, в которой он находится.

Для измерения в трубопроводах и резервуарах температуры нефти или нефтепродукта в пределах от -50 до 100° С применяют электрические термометры сопротивления с чувствительным элементом, состоящим из медной изолированной проволоки диаметром 0,1 мм, намотанной на каркас из пластмассы. Для измерения температур выше 100° С необходимо применять термометры с платиновым чувствительным элементом. Изменение сопротивления чувствительного элемента измеряется логометром или уравновешенным мостом, отградуированным по стоградусной, температурной шкале, с показывающим или записывающим устройством.

Термометры сопротивления принимаются по числу резервуаров, а количество электронных мостов - в зависимости от выбранного типа моста; последние могут быть установлены по одному на 1,3 или 6 резервуаров.

В целях поддержания заданной температуры нефтепродукта в резервуарах, а также сокращения расхода пара и обслуживающего персонала применяется автоматическое дистанционное регулирование температуры. Изменение температуры нефтепродукта в резервуарах воспринимается логометром или электронным мостом и посредством пневматического управления командный импульс передается регулирующему клапану на паропроводе. Термометр сопротивления соединяется с электронным мостом кабелем.

Регуляторы температуры прямого действия (для поддержания заданной величины температуры) разделяются на:

  • показывающий самопишущий пневматический;
  • самопишущий пневматический;
  • программный пневматический;
  • пневматический с дополнительной записью давления.

На изображении «а» приведена принципиальная схема регулирования температуры нефтепродукта в одном резервуаре, а на изображении «б» - в группе резервуаров.

Схемы автоматического регулирования температуры нефтепродуктов в резервуарах: а - для одного резервуара; б - на группу резервуаров. 1 - подогреватель; 2 - термопара; 3 - пневматический регулятор; 4 - мембранный клапан; 5 - резервуары; 6 - кабель; 7 - теплоноситель; 8 - воздуховод; 9 - щит в диспетчерской; 10 - электронный мост (показывающий самопишущий регулятор); 11 - фильтр; 12 - редуктор.

Регулирующие пневматические мембранные клапаны используются в качестве исполнительных органов при регулировании параметров (температуры, расхода, давления, уровня); и технологических процессов. Мембранный клапан работает от давления сжатого воздуха, подаваемого на мембрану (давление воздуха от 1 кГ/см2 и выше).