Система измерения массы нефти, отбора проб и дренирования подтоварной воды в резервуарах вертикальных стальных

2
ФГБОУ ВО «Самарский государственный технический университет»
Цель работы
Цель данной магистерской диссертации – повышение безопасности эксплуатации резервуарных парков и точности измерения массы брутто за счет автоматизации отбора проб, измерения массы брутто нефти и дренирования подтоварной воды в РВС
Основные задачи:
анализ существующих устройств для вычисления массы брутто нефтепродукта, отбора проб и дренирования подтоварной воды в резервуарах.
сравнение методик вычисления массы брутто нефти в резервуарах, с целью определения повышения точности измерений.
расчет погрешности объемно массового и гидростатического метода путём вычисления массы брутто нефти на резервуаре.
разработка и экспериментальное исследование конструкции для автоматизированного вычисления массы брутто нефтепродукта, отбора проб и дренирования подтоварной воды в резервуаре

Актуальность и новизна
Новизна науч ных результ атов: Автоматизизация про цессов опре деления масс ы продукта и отбор а проб в е мкостях вмест имости, а также процесс а дрениров ания.

Схема АСУ ТП
Подсистемы АСУ ТП
Система размыва донных отложений
Система измерений плотности и массы брутто нефти
Система
дренирования подтоварной воды
Система отбора проб
Система управления задвижками
Система предупреждения аварий и повреждений
Система пожаротушения
Система измерений уровня и объема

Алгоритм определения массы брутто косвенным методом статических измерений

Схема автоматизации определения массы брутто в резервуаре
Внешний вид плотномера
Устройство пробоотборника ПСР

Алгоритм определения массы брутто комбинированным устройством

Мнемосхема резервуара, содержащая показания датчиков
Сенсорный модуль
Система MTG

Гидростатический метод измерения плотности, уровня и массы брутто
Р=0
P1=ρ1× g× H
P2=ρ1× g× h
ρ 1=P2 /g× h
H=P1/P2 × h
L=h0+∑hi+H
L- уровень взлива в резервуаре

Погрешность определения массы
По ГОСТ Р 8.595-2004
δm= ±0,65% (m до 120 т)
δm= ±0,5% (m =120 т и более)
Косвенный метод статических измерений
0,43%
Косвенный метод, основанный на гидростатическом принципе

Аппроксимация полученных измерений

1 - резервуар; 2 – кольцевой фундамент; 3 - основание; 4 –смесь пескаигравия; 5 –непроницаемая пленка; 6 –основание протяженных анодов; 7 –днище резервуара; 8 –гидрофобный слой; 9 –колодец обнаружения утечек; 10 –промышленная канализация; 11 –сифонный кран; 12 –направляющая понтона (понтон не показан); 13 –система измерения уровня; 14 - молниезащита; 15 –место для прохода кабелей СКЗ через фундамент;16 –технологические трубопроводы; 17 –трубопроводная арматура.
Схема резервуара

Устройство дренирования №1
1-резервуар; 2-днище; 3-датчик положения межфазного уровня «нефть-вода»; 4-трубопровод отвода; 5-анализатор; 6-насосная установка откачки; 7-задвижка; 8-блок управления;

Зумпф на днище резервуара

Конструкция системы
Сигнализатор СН-1Т

Выводы
повышение производительности и эффективности управления и контроля ТП РП;
перевод показателей к другим условиям производится один раз, что существенно увеличивает точность полученного результата измерений;
расположение клапанов и преобразователей температуры на жесткой трубной конструкции, которая не подвержена влиянию деформации резервуара, позволяет практически исключить погрешность от внешних условий;
возможность определения послойного распределения плотности по высоте резервуара значительно увеличивает точность определения средней плотности;
полностью исключается появление субъективных систематических погрешностей связанных с «человеческим фактором».
снижение рисков причинения вреда здоровью персонала, что существенно повышает безопасность эксплуатации РП.;