Последовательная перекачка нефтепродуктов по нефтепродуктопроводу "Черкассы-Камбарка"

курсовая работа

2.3 Контроль последовательной перекачки

Успех последовательной перекачки достигается при условии тщательного контроля за технологическим процессом. Правильно организованный контроль позволяет диспетчеру достаточно точно знать местонахождение партий нефтепродуктов и зоны смеси, организовывать сбросы на попутные нефтебазы и наливные пункты, подготовиться к четкому приему и распределению смеси на конечном пункте трубопровода.

Для контроля за последовательной перекачкой разработан ряд методов и средств, основанных на фиксации изменения одного из физических параметров последовательно перекачиваемых жидкостей (плотности, диэлектрической проницаемости, скорости прохождения ультразвука и др.), а также на контроле за каким-либо индикатором (радиоактивные изотопы, флуоресцентные красители и т.д.). Рассмотрим их подробнее.

1) Контроль смеси по изменению плотности

Контроль за прохождением смеси по изменению плотности производят в том случае, когда разность плотностей контактирующих жидкостей достаточно велика.

В основу определения концентраций положены следующие рассуждения. Плотность смеси жидкостей А и Б определяется по правилу аддитивности

, (1)

где - плотности чистых жидкостей А и Б;

КА, КБ - их концентрации в смеси.

Концентрации жидкостей А и Б в любом сечении связаны формулой КА + КБ = 1.

Если непрерывно измерять см, то при заданных величинах , и с учетом, что КБ = 1 - КА, нетрудно найти мгновенные концентрации чистых жидкостей в рассматриваемом сечении

, (2)

, (3)

Для непрерывного (автоматического) измерения плотности перекачивающей жидкости создан ряд приборов.

На рисунке 6 приведена принципиальная схема поплавкового плотномера конструкции НИИТранснефть. Он состоит из корпуса 1, поплавка 2, узла стабилизации положения поплавка (петля 3, эбонитовый стержень 4, сосуд с ртутью 5) и узла фиксации его перемещений (плунжер 6, трубка из немагнитного материала 7, катушка индуктивности 8, вторичный прибор 9).

Плотномер рекомендуется устанавливать на байпасе перед перекачивающей станцией или конечным пунктом. Перед прибором размещается фильтр, из которого очищенная жидкость по двум патрубкам 10 поступает в плотномер.

С изменением плотности жидкости, проходящей через плотномер, изменяется величина архимедовой подъемной силы, действующей на поплавок. В результате поплавок 2 вместе с петлей 3 и плунжером 6 получает вертикальное перемещение. Для того чтобы это перемещение находилось в определенных пределах, служит узел стабилизации положения поплавка, действие которого также основано на использовании архимедовой силы. Предположим, что плотность смеси стала меньше и поплавок опускается. При этом стержень 4, жестко связанный с петлей 3 опускается в сосуд с ртутью.

За счет разности плотностей ртути и эбонита возникает выталкивающая сила, препятствующая дальнейшему опусканию стержня, а, следовательно, и поплавка. При повышении плотности жидкости картина обратная.

1 - корпус; 2 - поплавок; 3 - петля; 4 - эбонитовый стержень; 5- сосуд со ртутью; 6- плунжер; 7- трубка из немагнитного материала; 8- катушка индуктивности; 9 - вторичный прибор

Рисунок 6 - Поплавковый плотномер конструкции НИИ Транснефть

Каждому значению плотности жидкости соответствует определенное положение плунжера 6, жестко связанного с поплавком 2. Перемещение плунжера относительно индуктивной катушки 8 приводит к изменению показаний вторичного прибора 9, которые оттарированы в единицах плотности. Обмотка катушки 8 имеет несколько выводов, благодаря которым можно менять чувствительность плотномера посредством переключения катушки на различное число витков. Вторичный прибор может находиться на расстоянии до 250 м от плотномера.

Кроме приборов поплавкового типа для измерения плотности применяются также приборы, основанные на принципе взвешивания исследуемого продукта и сравнения с эталонной жидкостью, а также приборы, в которых измеряется частота колебаний специальных вибраторов в зависимости от плотности перекачиваемой жидкости. Эти приборы применяются для измерения плотности от 685 до 904 кг/м3 с погрешностью не более 2,2 кг/м3.

Еще один метод контроля плотности перекачиваемой среды - это применение гамма-плотномеров (ПЖР). В основу метода измерения плотности положено свойство поглощения перекачиваемой жидкостью гамма-квантов радиоактивного излучения. Источник гамма-излучения и его приемник помещаются на диаметрально противоположных сторонах снаружи трубопровода. Ослабление интенсивности гамма-излучения при прохождении через жидкость находится в прямой зависимости от ее плотности. Зная действительную активность источника излучения и замерив активность излучения после поглощения части гамма-лучей, можно перевести результаты измерений в единицы плотности.

В гамма-плотномерах промышленного назначения наибольшее распространение в качестве источников радиоактивного излучения получили радиоизотопы кобальта-60 и цезия-137. В качестве приемников излучения применяются сцинтилляционные и газоразрядные счетчики.

Возникающие в счетчике электрические импульсы суммируются, усиливаются и подаются на вторичный прибор телеметрической системы.

Плотномер измеряет плотности в диапазоне 700...900 кг/м3 и достаточно точно контролирует движение смеси по трубопроводу.

Метод контроля последовательной перекачки с помощью гамма-плотномеров позволяет следить за прохождением смеси продуктов без непосредственного контакта с потоком жидкости, находящейся в трубопроводе.

В вибрационном АИП (рисунок 7) контролируемый продукт поступает на вход вибрационного преобразователя 1 и с помощью распределителя 4 разветвляется на два потока, проходящих по трубкам 9 чувствительного элемента.

Частота собственных колебаний камертона зависит от массы, т.е. от плотности протекающей по трубкам жидкости. Частота колебаний прибора составляет около 1250 Гц при порожней проточной системе, а при ее заполнении жидкостью плотностью 1000 кг/м3 частота колебаний уменьшается до 1000 Гц.

Для возбуждения и стабилизации амплитуды механических колебаний используют специальный полупроводниковый усилитель 3, соединенный с воспринимающими и возбуждающими колебания электромагнитами 10, расположенными между трубками 9.

Конструкция вибратора дает возможность проводить в нужных пределах настройку частоты собственных колебаний вибратора: грубо - путем регулировки положения центральных перемычек 8; точно - периферийными перемычками 7, Вибрационный преобразователь соединяется со вторичной аппаратурой 12 через блок питания 11. Расстояние передачи сигнала от преобразователя до вторичного прибора не более 1000 м.

1 - преобразователь; 2 - сильфон; 3 - усилитель; 4 - распределитель; 5 - термопары сопротивления; 6 - влагопоглотитель; 7, 8 - упругие перемычки; 9 - трубка чувствительного элемента; 10 - электромагнит;13 - блок питания; 12 - вторичная аппаратура

Рисунок 7 - Схема плотномера АИП

Контроль смеси по изменению плотности не всегда приемлем, т.к. нередко производится последовательная перекачка нефтепродуктов близкой плотности.

2) Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной

Диэлектрические постоянные нефтепродуктов различаются. У бензинов она составляет от 1,829 до 1,942, у керосина - от 1,989 до 2,088, у дизтоплива - от 2,054 до 2,097.

Грозненским филиалом ВНИИКА нефтегаза разработан прибор СК-2, позволяющий контролировать прохождение смеси, используя принцип регистрации изменения диэлектрической проницаемости перекачиваемой жидкости (рисунок 8). Для этого в трубопровод вмонтированы датчики 1 и 2 емкостного типа коаксиальной конструкции.

1 - непроточный датчик; 2- проточный датчик; 3- сопоставитель емкостей

Рисунок 8 - Контроль смеси по величине диэлектрической постоянной

Датчик 1 - “проточный”: он имеет перфорированный кожух и регистрирует изменение диэлектрической проницаемости жидкости, находящейся в данном сечении трубопровода, преобразуя ее изменения в изменения электрической емкости. Датчик 2 - “компенсационный”. Он имеет герметичный корпус, заполненный очищенным трансформаторным маслом. Температура масла в этом датчике принимает то же значение, что и температура перекачиваемой жидкости в проточном датчике. Его электрическая емкость меняется лишь с изменением температуры жидкости в трубопроводе, что используется для компенсации температурной погрешности измерения датчиком 1. Вторая пара аналогичных датчиков монтируется на трубопроводе на расстоянии от первой пары, превышающем максимальную длину зоны смеси (~ 5 км). Каждая пара датчиков соединяется с сопоставителем емкостей 3.

Сопоставитель емкостей осуществляет непрерывное сравнение (сопоставление) электрических емкостей обоих датчиков, вырабатывая на выходе сигнал, частота которого зависит от разности электрических емкостей проточного и компенсационного датчиков. Сигнал с сопоставителей 3 идет на вторичные приборы (усилители, преобразователи и др.), в которых он преобразуется в напряжение, фиксируемое потенциометрами. Установку нулевой и 100 % концентрации одной из жидкостей (например, жидкости А) оператор производит в тот момент, когда каждая пара датчиков заполнена чистой, но разной жидкостью, например, через одну проходит бензин, а через другую - дизтопливо. Таким образом, при дальнейшем прохождении смеси через вторую пару датчиков потенциометр будет показывать (и писать) концентрацию в смеси одной из чистых жидкостей.

3) Контроль смеси по скорости распространения ультразвука

Скорость распространения ультразвука в различных нефтях и нефтепродуктах существенно различна (в дизтопливе - от 1375 до 1390 м/с, в керосине - от 1320 до 1335 м/c, в бензине - от 1175 до 1190 м/с), что и позволило создать соответствующие приборы контроля за последовательной перекачкой (например, УКП-2).

Принципиальная схема комплекта приборов УКП-2 показана на рисунке 10. Она включает катушку соответствующего диаметра 1, акустический излучатель 2, приемник 3, передающий преобразователь 4, вторичную аппаратуру 5. Комплекты приборов размещаются на выносном (ВКП) и местном (МКП) контрольных пунктах.

УКП-2 работает следующим образом. Ультразвук определенной частоты подается на излучатели 2. При прохождении через нефтепродукт, движущийся по трубе, изменяется частота повторения импульсов самосинхронизирующегося генератора, что фиксируется приемниками 3. Далее результаты измерений поступают на преобразователи 4, откуда они передаются на вторичную аппаратуру 5. Здесь результаты измерений сравниваются и преобразуются в напряжение постоянного тока, которое регистрируется на диаграммной ленте.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1- катушка; 2- акустический излучатель; 3- приемник; 4-передающий преобразователь; 5- вторичная аппаратура

Рисунок 9 - Комплект приборов для контроля смеси по скорости распространения ультразвука

На рисунке 9 приведена структурно-функциональная схема информационно-измерительной системы «Компаунд», в которую входят: два ультрафиолетовых абсорбционных фотометра 3 типа ФА-1, разнесенных по нефтепродуктопроводу на расстояние 10 - 15 км, т.е. превышающее длину потока смеси нефтепродуктов, и устройство контроля, управления и обработки информации 7 типа УКУ.

На выносном (ВКП) и местном (МКП) контрольных пунктах устанавливаются фотометры ФА-1, элементы отбора и подготовки пробы 1, 2, 4, а в операторной - устройство контроля, управления и обработки информации. Управление и получение информации с ВКП осуществляется по каналам телемеханики 5, 6 типа ТМ - 800 В.

Определение концентрации СА и СВ нефтепродуктов производится следующим образом: при прохождении смеси нефтепродуктов через кюветы фотометра ФА - 1 (ВКП) на диаграмме регистрирующего прибора типа КСП - 4 записывается график, показывающий качественный характер изменения концентрации смеси. Значения оптической плотности снимаются оператором с графика смеси на ВКП и вводятся в блок обработки информации 7, что приводит к установлению в устройстве 7 диапазона изменения на массовой концентрации 0 - 100 %. При прохождении этой смеси через кювет фотометра ФА - 1, установленного на МКП, происходит автоматическое измерение плотности смеси и вычисление СА и СВ с записью значений на диаграмме прибора.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1,2, 4-элементы отбора и подготовки пробы; 3-ультрафиолетовый абсорбционный фотомер; 5,6- каналы телемеханики; 7 - устройство контроля, управления и обработки информации

Рисунок 10- Структурно-функциональная схема ИИС "Компаунд"

4) Контроль смеси с помощью индикаторов

Сущность индикаторного метода заключается в том, что в зону контакта двух последовательно перекачиваемых жидкостей помещается вещество-индикатор, которое распределяется по длине зоны смеси в соответствии с законами распределения примеси (рисунок 11).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 11 - Распределение примеси по длине смеси

По мере продвижения по трубопроводу зона распространения индикатора увеличивается в обе стороны, совпадая по размерам с зоной смеси перекачиваемых жидкостей.

Между законами продольного распространения индикаторов и образования смеси существует достаточно строгая связь, позволяющая по концентрации вещества-индикатора находить концентрации последовательно перекачиваемых жидкостей.

В качестве веществ-индикаторов могут применяться радиоактивные изотопы, красители, галлоидированные углеводороды и др.

Еще в 1956 г. в нашей стране были проведены промышленные испытания по контролю смеси тракторного керосина и дизтоплива с помощью радиоактивных изотопов сурьмы-124. Радиоактивность смеси измеряли при помощи счетчиков, установленных снаружи нефтепродуктопровода. Впоследствии у нас в стране и за рубежом для этих целей применяли радиоактивные изотопы кобальта-60, йода-126, бария-140 и др.

К радиоактивному индикатору предъявляются следующие требования: 1) он должен обеспечивать необходимую мощность излучения, 2) период его полураспада не должен быть очень большим (иначе нефтепродукт длительное время будет радиоактивным) и очень малым (в противном случае это вызовет осложнения с контролем).

В 1965 г. в США были опубликованы результаты испытаний флуоресцентных веществ для контроля смеси. В качестве люминофора использовалась органическая краска Oil Color-131, хорошо растворимая в бензине и керосине.

В 1968 г. на YII симпозиуме по газовой хроматографии в Копенгагене были сообщены результаты испытаний контроля смеси с помощью галлоидопроизводных индикаторов (CСl4, SF и др.). Проба смеси нефтепродуктов в пункте контроля поступала в хроматограф для определения в ней концентрации индикатора.

В 1973 г. в МИНХ и ГП им. Губкина была проведена экспериментальная проверка возможности применения красителей в качестве индикаторов для контроля последовательной перекачки автомобильных неэтилированных бензинов. Установлено, что наиболее целесообразно использовать в качестве красителя жировой фиолетовый атрахиновый краситель. Он выпускается в нашей сиране, экономичен в применении и не ухудшает свойств перекачиваемых бензинов. Оптическую плотность смеси нефтепродуктов с красителем можно измерять при помощи автоматических калориметров непрерывного действия, например, АКН-57.

Применение различных веществ в качестве индикаторов позволяет осуществлять контроль последовательной перекачки жидкостей независимо от различия их физических свойств.

К индикаторам предъявляется ряд общих требований: они не должны вступать в химическую реакцию с нефтепродуктами, выпадать в осадок, оседать на внутренней стенке трубопровода, вредно воздействовать на эксплуатационный персонал; должны быть дешевыми, применение их для контроля не должно вызвать усложнения и значительного удорожания перекачки.

Имеются также приборы контроля смеси, основанные на различии вязкости, температуры вспышки и иных параметров последовательно перекачиваемых нефтепродуктов.

В таблице 5 приведена сравнительная характеристика методов контроля смеси.

Таблица 5 - Характеристика известных методов контроля смеси

Параметр

Метод контроля

по оптической плотности

по

плотности

по вязкости

по скорости распростра-нения ультразвука

По диэлектри-ческой проницае-мости

Максимальный диапазон изменения показателей нефтепродуктов для смеси, ед. измерения показателя:

бензин - дизтопливо

бензин - бензин

дизтопливо-дизтопливо

0,925-1,155

0,025-0,430

0,755-1,155

705 - 860

705 - 750

825 - 860

0,55 - 8,00

0,55 - 0,67

2,20 - 8,00

1130 - 1390

1130 - 1190

1375 - 1390

1,82 - 2,10

1,82 - 1,94

2,05 - 2,10

Относительная погрешность , % по объему:

бензин - дизтопливо

бензин - бензин

дизтопливо- дизтопливо

1,1

1,1

3,0

1,4

4,2

6,1

2,6

18,9

3,4

13,3

49,0

50,0

18,7

40,0

50,0

Как видно из таблицы 5, наибольшей точностью обладает спектрофотометрический метод, несколько уступает ему метод контроля смеси по плотности, наименее точны определение концентрации нефтепродуктов друг в друге по скорости распространения ультразвука и по диэлектрической проницаемости[2].

Делись добром ;)