Дипломная работа: Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

, (1.40)

, (1.41)

Вт/(м²•К).

Определим избыточные температуры:

, (1.42)

K,

, (1.43)

K,

, (1.44)

K,

, (1.45)

К.

F_H -- площадь зеркала нефтепродукта; F -- площадь поверхности, ограничивающей ГП резервуара (часть боковой стенки и крыша); и -- коэффициент теплоотдачи от паровоздушной смеси, находящейся в ГП резервуара, к поверхности жидкости для ночного и дневного времени суток соответственно; и -- коэффициент теплоотдачи от стенки резервуара к паровоздушной смеси, находящейся в ГП резервуара для ночного и дневного времени суток соответственно.

Тогда:

К,

К.

По графику определим p_s при

p_s = 26,62 кПа.

Далее вычислим:

(1.46)

и -- объемная часть ГП (в долях от полного объема резервуара) и нефтепродукта; p_s -- давление насыщенных паров нефтепродуктов при , К,

кПа.

Так как степень заполнения резервуара в данном случае менее 6,6, то расчет потерь ведется с учетом поправки , т. е. по p_min .

Из резервуара бензин откачивается двое суток назад от уровня налива 11 до 7 м. Следовательно

Значение определим по графику. Так как резервуар простоял 48 часов и погода была солнечной, принимаем . Значение находим по графику. Если м/с и , при выкачке 650 м³/ч и ее продолжительности 2,5 ч отношение будет выглядеть следующим образом:

(1.47)

и -- высоты ГП в резервуаре до и после выкачки нефтепродукта соответственно; -- прирост средней относительной концентрации в ГП резервуара за время нефтепродукта; -- то же за время простоя.

Тогда

По графику при находим температурный напор К.

Далее определяем почасовой рост концентрации в ГП резервуара (ГПР).

, (1.48)

Теперь необходимо определить продолжительность выдоха:

, (1.49)

где -- продолжительность дня.

ч.

Найдем минимальную и максимальную концентрации:

, (1.50)

, (1.51)

,

.

Максимальное парциальное давление:

, (1.52)

кПа

Найдем средне массовое содержание паров бензина в паровоздушной смеси:

, (1.53)

кг/м³.

Объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара:

, (1.54)

-- объем ГП резервуара; р_а -- атмосферное давление; и -- вакуум и давление клапана соответственно; и -- минимальное и максимальное парциальные давления бензина в ГПР в течение суток; и -- минимальная и максимальная температуры ГПР в течение суток.

м³

Потери бензина при малом дыхании:

, (1.55)

кг.

Потери нефти из резервуара с учетом установленного понтона составят:

кг.

1.7.5 Расчет осадки резервуара

Расчет предполагаемой полной осадки резервуара производится на основе следующих положений.

Принимается, что осадка происходит только после дополнительной нагрузки от веса резервуара сверх расчетного сопротивления от собственного веса лежащих свыше слоев.

Считается, что осадка происходит только за счет деформации грунта в пределах некоторой толщи ограниченной мощности (активная зона), начинающейся от начальной плоскости приложения нагрузки. Нижняя граница сжимаемой толщи принимается на той глубине от подошвы фундамента, на которой дополнительное давление составляет 20% от расчетного сопротивления на глубине грунта.

Распределение давлений в грунте от веса резервуара принимается по формуле, полученной на основе рассмотрения грунта как упругого тела.

нефть резервуар парафин осадок

, (1.56)

с -- коэффициент распределения давления в грунте, зависящий от отношения D/z. Значения с даны в таблице 1.7.5.1.

Таблица 1.7.5.1

D -- диаметр резервуара; z -- глубина, на которой определяется p_z ; р -- нагрузка от веса резервуара.

, (1.57)

Н -- высота резервуара;

-- плотность бензина.

Если испытание не прочность резервуара производится заполнением его водой, то кг/м³.

Поскольку дополнительное давление в грунте от веса резервуара в пределах сжимаемой толщи постоянно уменьшается с возрастанием глубины, то для определения осадки сжимаемая толща разбивается на отдельные слои толщиной не более 0,4D.

Расчетное сопротивление на глубине заложения грунта р_р, возникающее под действием вышележащих пластов, определяется по гидростатическому закону:

;

; (1.58)

.

p_pn -- расчетное сопротивление в подошве n-го пласта; h_n -- мощность n-го пласта; р_грn -- плотность грунта n-го пласта.

Принимается, что деформация сжатия каждого слоя h происходит при отсутствии бокового расширения и величина ее может быть определена на основании обобщенного закона Гука, из которого следует, что относительная деформация грунта в вертикальной плоскости (у) равна:

(1.59)

В пределах всей сжимаемости толщи полная осадка резервуара складывается из осадки отдельных слоев грунта:

(1.60)

-- коэффициент Пуассона для грунтов (для суглинков = 0,37); Е -- модуль общей деформации слоя; р -- среднее давление в пределах слоя (принимается постоянным и равным полусумме давлений на верхней и нижней границах рассматриваемого слоя). Данные для расчета:

Высота резервуара Н 14000 мм

Диаметр резервуара d 20920 мм

Плотность хранимого нефтепродукта р 740 кг/м

Грунт суглинок

Сведем рассчитанные данные в таблицу 1.7.5.2.

Таблица 1.7.5.2

Тогда полная осадка резервуара в соответствии с (60) составит:

см.

2. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Обоснование необходимости автоматизации резервуарного парка

В настоящее время, когда техника и технологии достигли такого высокого уровня, а темп жизни и потребности людей так невероятно возросли, не актуально обсуждать необходимость автоматизации, компьютеризации и информатизации промышленности, тем более такой крупной и важной, как нефтяная.

Уже с давних времен люди пытались облегчить себе труд, придумывая и разрабатывая всевозможные приспособления и машины, которые бы снизили количество ручной работы, высвободили человеческие ресурсы и повысили производительность труда. Невероятно, но ведь со времени появления человека на Земле люди постоянно совершенствуют технологии во всевозможных областях, будь то сельское хозяйство, пищевая промышленность, медицина или даже искусство.

Основой совершенствования технологического процесса и повышения производительности труда является освобождение человека от выполняемых функций по контролю и управлению агрегатами и машинами и выполнение этих функций техническими средствами, т. е. автоматизация производства с помощью специальных устройств, осуществляющих без участия человека контроль и управление технологическими установками, называемыми устройствами и средствами автоматики.

Внедрение автоматизации позволяет решить целый ряд вопросов:

- сокращение затрат человеческого труда за счет передачи функций по контролю и управлению техническим средствам;

- улучшение технико-экономических показателей процесса за счет более точного поддержания параметров (в ряде случаев с недоступной оператору точностью), своевременной реакции на изменение параметров;

- возможность обеспечения управления в опасных для человека условиях при повышенной концентрации взрывоопасных газов и пожаре;

- учет материальных ценностей (нефть, электроэнергия, вода и др.);

- обнаружение неисправностей и аварий.

2.2 Резервуарный парк как объект управления

Рассматривая резервуарный парк как объект управления, следует уделить внимание нескольким важным особенностям, влияющим на создание автоматических систем:

- повторяемость объектов и технологических схем и в связи с этим необходимость использования типовой аппаратуры;

- зависимость параметров объекта от состояния всех объектов резервуарного парка;

- пожаро- и взрывоопасность объекта вынуждает использовать специальное оборудование, осуществлять автоматический контроль температурного режима и загазованности, автоматизировать систему пожаротушения, а также проводить дополнительные мероприятия по предупреждению взрывов и пожаров;

- объект удален от населенных пунктов, и поэтому при построении системы необходимо учесть возможные колебания напряжения, предусмотреть резервирование вспомогательных систем, централизованный ремонт автоматики, использование средств телемеханики;

- поскольку объект имеет большой вес в народном хозяйстве и в экономике в целом, необходимо по возможности максимально снизить потери путем создания автоматизированной системы управления, применения систем регулирования, резервирования технологического оборудования, построения системы технологической защиты. В задачу автоматизации резервуарных парков входит:

- дистанционный контроль за наполнением и опорожнением резервуаров;

- дистанционное управление задвижками на приемных и нагнетательных трубопроводах резервуаров;

- контроль параметров, обеспечивающих учет нефти и нефтепродуктов, накапливаемых и хранимых в резервуарах;

- дистанционное управление насосами.

При больших скоростях наполнения и опорожнения резервуаров требуется также автоматическое подключение резервуаров к нагнетательным или откачивающим трубопроводам. Последнее требование особенно важно для резервуарных парков головных насосных станций магистральных нефтепроводов, где скорость наполнения и опорожнения резервуаров определяется производительностью магистральных насосов.

В резервуарных парках преимущественно используются электрические схемы контроля и управления.

Автоматизация резервуарных парков обеспечивает:

- управление резервуарным парком из местного диспетчерского пункта, т. е. автоматический централизованный контроль;

- высокую точность измерения уровня: уровень жидкости в резервуаре может измеряться с точностью до ±1 мм;

- цифровую передачу данных, что позволяет практически безошибочно передавать информацию;

- электронную обработку полученных данных, обеспечивающую обработку результатов измерения и выдачу информации о количестве продукта, хранимого в резервуаре непосредственно в кубометрах или в тоннах;

- высокую надежность;

- экономичность, получаемую за счет повышения точности при товароучетных операциях и увеличения эффективности использования емкости резервуарного парка;

- повышение организации труда, т. к. не требуется постоянного обслуживающего персонала, работающего под открытым небом;

- гибкость: системы автоматизации могут расширяться, а данные накапливаться и использоваться по необходимости.

Для представления рассматриваемого технологического процесса как объекта управления переменные процесса разбиваются на группы.

К входным переменным относятся:

X₁ -- количество поступившей из нефтепровода нефти;

Х₂ -- температура поступившей нефти;

Х₃ -- качественный состав поступившей нефти;

Х₄-- давление, под которым нефть подается из нефтепровода в резервуар;

Управляющие переменные:

U₁ -- давление приходящей нефти;

U₂ -- давление расходуемой нефти;

Переменные, характеризующие условие протекания технологического процесса:

Z₁ -- температура нефти в резервуаре;

Z₂ -- температура стенок резервуара;

Z₃ -- уровень подтоварной воды в резервуаре;

Z₄ -- вязкость нефти;

Z₅ -- давление воздуха или паров нефти в газовом пространстве резервуара;

Выходные переменные:

Y₁ -- верхний уровень нефти в резервуаре;

Y₂ -- нижний уровень нефти в резервуаре;

Y₃ -- потеря нефти с “дыханиями”.

Возмущающими воздействиями в данном процессе являются:

- состав нефти;

- состояние насосов;

- колебания температуры окружающей среды;

- состояние резервуаров;

- и т. д.

Отметим, что некоторые переменные процесса не могут быть определены с достаточной степенью точности, ввиду отсутствия соответствующих контрольно-измерительных приборов. К примеру, очень сложно поддерживать непрерывный контроль за состоянием резервуаров или измерять потери нефти с “дыханиями”. Эти переменные затрудняют оценку состояния процесса и ухудшают оперативное управление им. Таким образом, данный объект можно отнести к классу объектов с неполной информацией.