Сургут, Ханты-Мансийский автономный округ, Россия
сотрудник
Сургут, Ханты-Мансийский автономный округ, Россия
ВАК 05.17.00 Химическая технология
ВАК 05.23.00 Строительство и архитектура
УДК 62 Инженерное дело. Техника в целом. Транспорт
В статье показана разница между требованиями правил безопасности, применяемыми ранее и применяемыми сейчас в области контроля уровня в шаровых резервуарах для хранения сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей. Приведено описание двух из самых применяемых в настоящее время методов контроля уровня, показаны их достоинства и недостатки. Описываются конструктивные особенности строения шаровых резервуаров, методы присоединения к ним датчиков контроля уровня. Показана зависимость изменения плотности жидкого продукта от изменения температуры этого продукта. Описываются изменения температуры окружающей среды, связанные с резко континентальными климатическими условиями географического расположения Западно-Сургутского месторождения. Приводится описание сложности контроля за температурой и плотностью рабочей жидкости при теплообмене между жидкостью и окружающей средой в связи с разницами начальных температур между ними. Приводится оценка качества измерения уровня и расчета изменения плотности продукта в шаровых резервуарах при использовании двух методов измерения уровня. А также говорится о методе перерасчета показаний двух принципов измерения уровня, с помощью которого появляется возможность высчитывать значения плотности жидкости, следить за изменениями плотности, без информации о текущих значениях температуры жидкости.
автоматизированная система управления технологическим процессом, датчики перепада давления, Западно-Сургутское месторождение, легковоспламеняющиеся жидкости, сжиженные углеводородные газы, пропан-бутан технический, радарные уровнемеры, уровень, шаровые резервуары
Актуальность темы. Основной пик развития нефтегазодобывающей отрасли на Западно-Сургутском месторождении пришелся на 60-е – 80-е годы двадцатого века. За это временя была сильно развита инфраструктура отрасли, построено большое количество производственных мощностей, эксплуатируемых до сих пор. Но промышленность не останавливается на месте, а продолжает развиваться. Совершенствуются методы добычи, хранения и переработки, совершенствуются методы контроля и измерения. А также ужесточаются требования безопасности к эксплуатации оборудования. Современные требования безопасности обязаны выполняться и для оборудования, которое эксплуатируется с 60-х – 80-х годов прошлого века, т.е. на данном оборудовании должны проводиться работы для приведения оборудования к соответствию с новыми требованиями.
Постановка проблемы и анализ литературы. В 2003 году были разработаны правила безопасности ПБ 09-566-03 «Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением» [15], в которые, по отношению к применяемым ранее правилам, был внесен ряд изменений и дополнений, в том числе и к принципу контроля уровня. Согласно п. 8.11 новых правил: «Резервуары должны оснащаться не менее чем тремя приборами для измерения уровня. Предупредительная и предаварийная сигнализация предельного верхнего и нижнего уровней должна осуществляться от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора параметров технологической среды. Значение уставок предупредительной сигнализации предельных верхнего и нижнего уровней указывается в проекте с учетом времени, необходимого на проведение операций по прекращению подачи СУГ и ЛВЖ в резервуар и откачке среды из резервуара».
Но согласно более ранним редакциям данных правил количество приборов измерения уровня равнялось двум, на основании чего на резервуарах прошлого века устанавливалось всего два уровнемера. Т.е. возникла необходимость монтажа третьего уровнемера (требования к сигнализации предельных верхнего и нижнего уровней не изменились, поэтому в статье на них внимание не акцентируется).
Для рассмотрения проблемы, возьмем для примера один из активно применяемых в 60-е – 80-е годы шаровых резервуаров [2, 4, 8] объемом V = 600м3 (рисунки 1, 2, 3).
Измерение уровня на данных резервуарах производится с помощью датчиков перепада давления.
Рис. 1. Шаровый резервуар V = 600м3
1. Поворотная лестница; 2. корпус; 3. люк обслуживания резервуара; 4. опора; 5. фланцы; 6. трубопровод факельного коллектора; 7. трубопровод подачи-откачки продукта.
Как видно из рисунка 2, в верхней части резервуара расположены два фланца для импульсных линий двух датчиков перепада давления. Аналогично существует два фланца для двух датчиков перепада давления и внизу резервуара (рисунок 3). Импульсная линия, это металлическая трубка (обычно диаметром 10-15 мм).
Рис. 2. Верх резервуара V = 600м3
1. Люк обслуживания резервуара; 2. фланец трубопровода факельного коллектора; 3. резервный фланец; 4. фланец для подключения импульсной линии датчика перепада давления 1; 5. фланец для подключения импульсной линии датчика перепада давления 2; 6. фланец для сигнализатора верхнего уровня; 7. резервный фланец; 8. фланец для подачи газа подпора (сухого газа).
Рис. 3. Низ резервуара V = 600м3
9. Фланец для трубопровода подачи-откачки продукта; 10. фланец для подключения импульсной линии датчика перепада давления 1; 11. фланец для подключения импульсной линии датчика перепада давления 2; 12. фланец для сигнализатора нижнего уровня; 13. резервный фланец.
Подключение импульсной линии к резервуару происходит следующим образом (рисунок 4). К фланцу (1) резервуара приваривается штуцер (3), к которому с помощью резьбового штуцерного соединителя (4) прикручивается отсечной кран. К импульсной линии (6) так же прикрепляется резьбовой штуцерный соединитель и так же происходит резьбовое соединение с краном [11].
Рис. 4. Подсоединение импульсной линии датчика перепада давления к шаровому резервуару
1. Поверхность фланца резервуара; 2. сварной шов; 3. штуцер; 4. соединитель штуцерный; 5. кран отсечной; 6. импульсная линия (труба).
Приведем описание и принцип действия датчиков перепада давления для измерения уровня в шаровых резервуарах [7, 9, 10, 12].
Датчики давления (перепада давления) используют наиболее распространенную технологию измерения уровня жидкости. Датчики имеют несложную конструкцию, отличаются простотой монтажа и эксплуатации. Одной из важнейших эксплуатационных характеристик датчика является то, что его можно вывести из эксплуатации без нарушения герметичности резервуара, т.к. они присоединяются к резервуару импульсными линиями (трубками), которые отсекаются от резервуара запорной арматурой (отсечными кранами).
Для резервуаров, находящихся под давлением парогазового пространства, применяются датчики перепада давления. Одна из импульсных линий присоединяется к верху резервуара (верхний отбор), другая к низу (нижний отбор).
На нижнем отборе вблизи дна резервуара, измеряется сумма гидростатического давления (давления столба жидкости, обусловленное весом жидкости) и давления в парогазовом пространстве (газ подпора, см. рисунок 2, позиция 8). На верхнем отборе измеряется только давление в парогазовом пространстве. Разность давлений на отборах (дифференциальное давление) используется для определения уровня.
Уровень = Дифференциальное давление / Удельный вес
Единицы измерения давления не соответствуют единицам измерения длин, поэтому приходится производить перерасчет единиц измерения (1 м вд.ст. = 0,1 кг/см2 = 9,81 кПа).
Достоинства: датчики экономичны, просты в обслуживании. Применимы для многих емкостей с разными жидкостями, работают в широком диапазоне температур и давлений, при наличии пены и неспокойной поверхности.
Недостатки: Изменение плотности жидкости способно влиять на погрешность показаний датчика. Требует защиты импульсных линий от образования в них конденсата и обледенения в зимнее время года.
Методика решения проблемы. Самым простым методом решения проблемы видится монтаж третьего датчика перепада давления с присоединением импульсных линий к резервным фланцам верха и низа резервуара (см. рисунки 2, 3). Но Западно-Сургутское месторождение расположено на территории с ярко выраженными резко климатическими изменениями температуры окружающей среды от 55˚С в летний период времени до минус 55˚С в зимний (без учета самых экстремальных значений температур). При изменении температуры меняется плотность вещества [1, 5], а значит при падении температуры происходит увеличение плотности жидкости, хранящейся в резервуаре, уменьшение объема жидкости при той же ее массе и, соответственно, уменьшается уровень жидкости в резервуаре. Как говорилось выше, изменение плотности жидкости влияет на погрешность показания датчика перепада давления.
Рассмотрим альтернативу третьему датчику перепала давления.
Последние десятилетия промышленностью стали активно разрабатываться и выпускаться датчики измерения уровня, лишенные недостатков датчиков перепада давления – радарные уровнемеры [7, 9, 10, 12].
Работа радарных (радиолокационных) уровнемеров основывается на явлении отражения электромагнитных волн от границы раздела сред, различающихся электрическими и магнитными свойствами.
Скорость v распространения электромагнитной волны в среде определяется значениями ее диэлектрической ε и магнитной μ проницаемостей:
,
где с — скорость света в вакууме.
Радарный уровнемер состоит из излучателя электромагнитной энергии, приемника и преобразователя измерения интервала времени.
Волны, достигая границы раздела сред (газ-жидкость), отражаются от второй среды и возвращаются к приемнику. Затем высчитывается интервал времени движения волн, который преобразуется в путь - т.е. при делении на два, в расстояние от уровнемера до уровня жидкости.
Достоинства: локация ведется через газовую среду, без непосредственного контакта датчика с жидкостью. Магнитные и диэлектрические проницаемости газов невелики и практически не зависят от изменения параметров и свойств газа, что не влияет на погрешность уровнемеров.
Недостатки: трудность точного измерения малых интервалов времени, чувствительность к нахождению в зоне излучения посторонних предметов, сложная электроника, требующая бережного обращения, высокая стоимость.
Посмотрим теперь на чертеж резервуара, с установленными на нем датчиками измерения уровня (рисунок 5).
Рис.5. Шаровый резервуар с установленными на нем датчиками уровня
1. Датчик перепада давления 1 (LT1); 2. датчик перепада давления 2 (LT2); 3. радарный уровнемер (LT3); 4. зона излучения радарного уровнемера; 5. жидкость; 6. газ подпора (сухой газ); 7. отсечные краны; 8. импульсные линии.
На рисунке кроме датчиков давления LT1 и LT2 (LT - Level Transmitter) изображен радарный уровнемер LT3 [7, 9, 12]. Как видно из рисунка, в зоне излучения (4) радарного уровнемере отсутствуют посторонние предметы, что подтверждает возможность применения радарного уровнемера для шарового резервуара. Уровнемер врезается непосредственно в резервный фланец 7 верха резервуара согласно рисунку 2.
Перейдем к теперь к рассмотрению эффектов, которые можно получить при применении двух методов измерения уровня.
Как говорилось выше, плотность вещества зависит от температуры. Рассмотрим изменение плотности на примере пропан-бутана технического (ПБТ) – одного из продуктов нефтегазодобывающей отрасли Западно-Сургутского месторождения.
На рисунке 6 представлена зависимость изменения плотности от температуры для ПБТ с 60% содержанием в смеси пропана и 40% содержанием бутана (60/40) [14].
Рис. 6. Зависимость изменения плотности от температуры для ПБТ с процентным содержанием 60/40.
Как видно из рисунка, при изменении температуры от -25˚С до 25˚С плотность изменилась на 62 кг/м3.
Произведем расчет давления ПБТ при температуре 20˚С (ρ = 529 кг/м3).
Применим для расчетов формулу гидростатического давления столба жидкости:
P = ρgh,
где g – ускорение свободного падения, м/с2, h – высота жидкости, м.
При 20˚С, при высоте жидкости ПБТ равной 4 м, давление будет составлять:
529 кг/м3*9,8 м/с2*4 м = 20,7368 кПа.
Если температура окружающей среды уменьшится до -25˚С, то плотность ПБТ увеличится до 583 кг/м3. Т.е., при сохранении той же массы жидкости (давления), высота столба жидкости станет равной:
h = P/(ρg);
20,7368 кПа/(583 кг/м3*9,8 м/с2) = 3,630 м.
Т.е. при изменении температуры от 20˚С до -25˚С высота ПБТ уменьшится на 0,37 м.
Показания от датчиков перепада давления (в кПа) передаются в автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП), где и производится перерасчет давления в высоту уровня жидкости [3, 6, 13].
В АСУ ТП можно автоматически изменять значения плотности по табличным данным с учетом температуры окружающей среды. Но готовый продукт подается в шаровые резервуары (по трубопроводу 7, согласно рисунка 1) с температурой, отличной от температуры окружающего воздуха – к примеру, при температуре воздуха -45˚С температура подаваемой жидкости может составлять 10˚С. В результате теплообмена температура жидкости начнет постепенное изменение в сторону уменьшения. В приведенном графике (рисунок 6) указано изменение плотности ПБТ в процентном содержании пропан/бутан 60/40, но реально подаваемое значение процентного содержания так же может отличаться от табличных данных – к примеру 67/33 или 52/48. На основании сказанного можно прийти к выводу, что в реальных условиях ввести в АСУ ТП реальное значение плотности невозможно.
Теперь рассмотрим совместное применение на резервуаре двух методов измерения уровня – радарный метод и метод контроля перепада давления.
Рис.7. Изменение уровня жидкости в шаровом резервуаре при изменении температуры.
На рисунке 7 схематически изображено изменение уровня жидкости в резервуаре при изменении температуры. LT1 – датчик перепада давления, LT3 – радарный уровнемер.
Допустим, при температуре 20˚С плотность жидкости нам известна. Высота жидкости – h1. Высота свободного от жидкости пространства – h2. Радарный уровнемер предает в АСУ ТП (реализованную на базе микропроцессорной техники) значение h2, которое преобразовывается в АСУ ТП в значение h1 (диаметр резервуара – h. h – h2 = h1).
Показания от датчика перепада давления так же передаются в АСУ ТП, где с учетом известного значения ρ1 происходит перерасчет давления в значение h1.
При понижении температуры жидкости до -25˚С, плотность увеличивается до значения ρ2, уровень падает на Δh и понижается до значения h1–Δh=h3.
Показания радарного уровнемера LT3 фиксируют это изменение: h2 + Δh=h4.
В АСУ ТП после перерасчета значений от радарного уровнемера выдает измененное значение уровня: h-h4=h3.
Так как давление жидкости в резервуаре не изменилось, то и показания от датчика перепада давления LT1 так же не изменились.
Согласно формуле, значение давления при температуре 20˚С будет:
P = ρ1gh1,
При температуре -25˚С:
P = ρ2gh3 = ρ2g(h1- Δh).
Сравнивая формулы для двух значений температур, получаем:
ρ1gh1= ρ2g(h1- Δh),
ρ2 = ρ1h1/(h1- Δh).
Отсюда приходим к выводу, что совместное использование радарного и гидростатического методов измерений позволяет вычислять значение плотности жидкости.
Заключение. Установка радарного уровнемера для шаровых резервуаров, эксплуатируемых на Западно-Сургутском месторождении с 60-х – 80-х годов и использующих для измерения уровня по два датчика перепада давления, является одним из самых оптимальных методов реализации требований п. 8.11 правил ПБ 09-566-03 «Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением». Радарный уровнемер не только доводит количество устанавливаемых на резервуаре датчиков контроля уровня до трех, но и позволяет проводить дополнительные перерасчеты плотности жидкости с учетом значений давления от датчиков перепада давления.
Совместное применение приведенных в статье двух методов измерения уровня позволяет вносить поправки в расчет значений уровня от датчиков перепада давления, а также контролировать изменение плотности продукта, неизбежно возникающее при изменении температуры жидкости.
1. Архаров А.М., Исаев С.И. Теплотехника: учеб. для ВУЗов. М.: Машиностроение, 1986. 432 с.
2. Дикун В.Н., Шейнблид Я.А. Сооружение шаровых резервуаров. М.: Недра, 1987. 192 с.
3. Карпович Д.С., Барашко О.Г. Автоматика, автоматизация и автоматизированные системы управления технологическими процессами. Минск: БГТУ, 2009. 70 с.
4. Короев Ю.И. Черчение для строителей: учеб. для проф. учеб. заведений. 7-е изд., стереотип. М.: Высшая школа, Изд. Центр «Академия», 2001. 256 с.
5. Кудинов В.А., Карташов Э.М. Техническая термодинамика: учеб. пособие для ВУЗов. М.: Высшая школа, Изд. Центр «Академия», 2003. 261 с.
6. Лаврищев И.Б., Кириков А.Ю. Разработка функциональных схем автоматизации при проектировании автоматизированных систем управления процессами пищевых производств. С.-Пб: СПбГУНиПТ, 2012. 52 с.
7. Медведева Р.В., Мельников В. П. Средства измерений. М.: КноРус, 2011. 240 c.
8. Николаев Н.В., Иванов В.А., Новоселов В.В. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов. Тюмень, 2001. 767 с.
9. Раннев Г.Г. Интеллектуальные средства измерений. М.: Академия, 2011. 272 c.
10. Раннев Г.Г., Тарасенко А.П. Методы и средства измерений. М.: Академия, 2008. 336 c.
11. Филиппов В.В. Технологические трубопроводы и трубопроводная арматура: учеб. пособие. Самара: СамГТУ, 2012. 66 с.
12. Шишмарев В.Ю. Средства измерений. М.: Академия, 2012. 320 c.
13. ГОСТ 21.208-2013. Система проектной документации для строительства (СПДС). Автоматизация технологических процессов. Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах. Введ. 2014-11-01. М.: Стандартинформ, 2015. 31 с.
14. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия. Введ.2004-07-01. М.: Госстандарт России, 2003. 11 с.
15. ПБ 09-566-03. Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением. М.: Деан, 2004. 80 с.
