Приборы контроля и сигнализации

Для сигнализации и контроля за работой резервуаров применяются: местные и дистационные измерители уровня нефтепродукта;

Сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефтепродукта;

Дистанционные измерители средней температуры нефтепродукта в резервуаре;

Местные и дистанционные измерители температуры жидкости в приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров подогрева);

Сниженный пробоотборник и др.

Измерители уровня и температуры углеводородной жидкости, а также пробоотборники применяются для целей учета и контроля. Зная уровень взлива жидкости в резервуаре, по калибровочным находят ее объем. Умножая объем на среднюю плотность нефтепродукта, находят массу продукта в резервуаре. Средняя плотность на основе отбора средних проб и с учетом средней температуры жидкости по высоте резервуара. Для измерения массы, уровня и отбора проб нефтепродуктов в резервуарах применяются системы дистанционного уровня: «Уровень», «Утро - 3», «Кор-Вол» и др.,

Измерительно-вычислительная система «Кор-Вол» обеспечивает среднюю температуру, сигнализацию оперативных, вычисление количества нефтепродуктов в резервуарах. Система действует по принципу следящего регулирования за перемещением поплавка поверхности нефтепродукта. Для измерения средней температуры используется комплект термометров сопротивления, смонтированных на трубе, следящей за изменением уровня жидкости при помощи поплавка.

Для местного контроля за уровнем взлива нефтепродуктов в резервуарах стационной крышей применяются указатели уровня типа УДУ принцип работы которых основан на определении положения поплавка, плавающего на поверхности жидкости и перемещающегося вместе с уровнем. Указатель уровня состоит из трех узлов:

- показывающего прибора с отчетным механизмом 4 и пружинным нагнетателем постоянного момента, обеспечивающим постоянное натяжение ленты;

- гидрозатвора 5 с угловыми рамками и защитными трубами;

- поплавка 10 с мерной лентой 9 и направляющим струнами 8, между грузом 11 и крышей резервуара.

Гидрозатвор в данном случае предотвращает прямой контакт газового пространства резервуаров с атмосферной и тем самым предотвращает возможные потери нефтепродуктов от испарения.

Для отбора средних проб из резервуаров применяются стационарные пробоотборники типа ПСР (ПСР-3, ПСР-4). Принцип действия пробоотборника основан на выделении в резервуаре столбика жидкости по всей высоте налива.

Пробоотборник типа ПСР состоит из трех основных узлов: пробоотборной колонны, панели управления отбором и сливом пробы 1, для установки пробоотборника 3. Пробоотборная колонна представляет две вертикально расположенные трубы: пробоотборная 2 – для наполнения нефтепродуктом и пневматическая 3 – для создания давления воздухом, соединенные системой клапанов, расположенных через каждые 1 – м по высоте труб. Для отбора средней пробы ручным насосом, положенным на панели управления, в пневматической трубе создают давление 0,3 МПа. Под действием этого давления открываются клапаны, и пробоотборная труба заполняется нефтепродуктом того состава, который имеет на уровне расположения каждого из клапанов. После заполнения пробоотборной трубы жидкостью давление в пневматической трубе всасывается, клапаны закрываются, и столб пробы отсекается от жидкости в резервуаре. Далее нажатием на рукоятку слива пробы, расположенную на панели управления, нефтепродукт сливается в пробоотборную посуду.

Опыт эксплуатации пробоотборников типа ПСР показал остаточную надежность (засорение клапанов, коррозия сильфонов и др.) За последние годы все шире применяются пробоотборники. Они представляют собой вертикальную трубу с отверстиями. Диаметры и плотность их по высоте трубы неодинаковы и определяются расчетом из условия, что независимо от взлива нефтепродукта в резервуаре ее отбор с уровней позволит получить представительную пробу.

В типовых проектах вертикальных резервуаров предусмотрена установка сигнализаторов уровня ультразвукового типа (СУУЗ), предназначенных для контроля за верхним аварийным и нижнем уровнями в резервуарах. Сигнализатор верхнего аварийного уровня передает сигнал на прекращение закачки при предельном уровне взлива.

Измерение температуры нефтепродукта в районе приемо-раздаточных выполняется с целью определения момента начала ее откачки насосами (потери напора во всасывающей линии не должны превышать некоторой допустимой величины).

Схемы размещения оборудования на резервуарах для маловязких и высоковязких нефтепродуктов показаны на рис. 3.16-3.20

Располагаются резервуары на территории нефтебаз группами: отдельные для маловязких нефтепродуктов, отдельно для высоковязких. Вместимость группы наземных резервуаров со стационарной крышей должна составлять не более 120 000 м³ – для нефтепродуктов с температурой вспыхивания выше 45 ⁰С и не более 80 000 м³ – в противном случае. При применении резервуаров с понтонами допустимая общая номинальная вместимость группы зависит от единичного номинального объема резервуаров, составляющих. Если последний равен 50 000 м³ , то вместимость группы может составлять 200 000 м³, а если меньше 50 000 м³, то не более 120 000 м³.

Расстояния между резервуарами в группе нормированы СНиП 2.11.03 По периметру каждой группы наземных резервуаров предусматривается замкнутое земляное обвалование шириной поверху не менее 0,5 м и ограждающая стена из негорючих материалов, рассчитанные на гидростатическое давление вылившейся жидкости. Объем обвалования территории должен быть равен номинальному объему наибольшего резервуара в группе или отдельно стоящего резервуара.

Обвалование подземных резервуаров предусматривается только хранении мазутов.