СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Краткая характеристика технологического процесса
   • Общие сведения о резервуарах
   • Материалы для резервуарных конструкций
   • Конструкции резервуаров
   • Оборудование резервуаров

2.     Процессы, протекающие в объекте

      2.1. Большие и малые дыхания и методы их предотвращения

   2.2. Сепарация воды

      2.3.  Пути снижения образования парафина

      2.4. Обоснование необходимости автоматизации резервуарного парка

      2.5. Резервуарный парк как объект управления

3. Существующая практика управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции
4. Информационное обеспечение

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная промышленность является очень важной отраслью суверенного Казахстана и от ее состояния зависит развитие всей экономики нашего государства.

Нефть является одним из самых важных видов сырья для многих отраслей народного хозяйства. Она служит исходным материалом для получения горюче-смазочных и синтетических материалов, многочисленных химических продуктов.

Главные требования, предъявляемые к системам нефтеснабжения — надежность и бесперебойность доставки нефти потребителям при безопасной и экономичной работе всех технологических сооружений. Выполнение этих требований в полной мере возможно только при высоком уровне автоматизации.

Автоматизация нефтяной промышленности в целом (и резервуарных парков в частности) не только освобождает человека от большого количества трудного и повторяющегося физического труда, но и обеспечивает работу производства с такой скоростью, точностью, надежностью и экономичностью, которые человек свои непосредственным участием обеспечить не может.

Наиболее высокая эффективность работы резервуарного парка может быть достигнута при автоматическом управлении процессом перегонки нефти через парк в оптимальном режиме.

Под оптимальном автоматическим управлением резервуарным парком понимается функционирование объекта с автоматическим выбором такого технологического режима, при котором обеспечивается наибольшая пропускная способность парка с наилучшим использованием энергетических ресурсов.

Для этого был изучен парк и процессы, протекающие в нем, охарактеризован парк как объект управления, определена степень влияния его параметров на выходные показатели объекта.

В качестве метода исследования процесса перегонки нефти через резервуарный парк, позволяющим реализовать его при помощи современных средств вычислительной техники, отыскать оптимальные режимы ведения и условия управления процессом, был выбран метод математического моделирования, который заключается в установлении зависимостей между входными и выходными параметрами объекта.

Математическая модель, выбранная в данной работе для описания процесса распределения нефтепродуктов, поступающих из нефтепровода, по отдельным резервуарам парка, отражает процесс перегонки нефти через парк, его характерные особенности и призвана решить задачу создания системы оптимального управления парком.

 

 

 

1. Краткая характеристика технологического процесса

Для сбора, хранения и приема нефти строят склады нефти, которые состоят из нескольких резервуаров и связывающих их трубопроводов. Такие склады нефти на магистральных нефтепроводах называются резервуарными парками.

Крупные резервуарные парки, входящие в состав головных, промежуточных и конечных станций магистрального трубопровода, круглосуточно находятся в работе и имеют высокую оборачиваемость. До 10 резервуаров и более заняты на приеме от заводов разных сортов нефтепродуктов, на откачке в трубопровод или налив, на товарных операциях, связанных с внутрибазовой перекачкой и др. Особенностью работы резервуаров на станциях магистральных трубопроводов является повышенная скорость наполнения и опорожнения. Производительность перекачки может достигать 4000-7000 м³/ч.

 

1.1. Общие сведения о резервуарах

Резервуар представляет собой большой вертикально поставленный металлический цилиндр, поверхность которого изготовлена из рулонной стали. В верхней части резервуаров толщина стенок меньше, чем в нижней. Металлические резервуары устанавливают над поверхностью земли. Иногда строят железобетонные резервуары, стенки которого выполняют из железобетона. Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ, так, например, в них медленнее происходит нагревание нефти за счет толстых стенок и уменьшаются потери от испарения. Резервуары этого типа по форме могут быть круглыми и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, в то же время резервуары прямоугольной формы наиболее просты в изготовлении.

В резервуарных парках используют резервуары различной вместимости — от 100 до 120000 м³. Вместимость резервуара определяется минимальным и максимальным уровнями заполнения. Минимальный уровень — это уровень, ниже которого не может осуществляться откачка из резервуара. По условиям размещения резервуара и насосов нижний уровень находится на оси приемно-раздаточных патрубков. Максимальный уровень определяется из условий полного заполнения резервуара без разрушения его конструкции. На случай неисправности системы автоматики и дистанционного управления конструкцией резервуара допускается превышение заполнения до аварийного уровня.

Объем нефти в резервуаре определяется в зависимости от высоты заполнения резервуара по градировочным таблицам, в которых на основании специально проведенных точных измерений указывается объем нефти, соответствующий через каждый сантиметр высоты любому уровню заполнения.

Нефть поступает в резервуар через приемные патрубки и откачивается через раздаточные. В ряде случаев один и тот же патрубок может использоваться и как приемный, и как раздаточный. Через патрубки соединительными трубопроводами резервуары подключаются к сборным трубопроводам (коллекторам) резервуарного парка. На соединительных трубопроводах вблизи резервуаров устанавливаются задвижки, отсекающие резервуар от коллекторов. Кроме того, для дублирования отсекающие задвижки устанавливаются на соединительных трубопроводах в местах подключения к коллекторам. Одни из этих задвижек являются оперативными и используются при технологических операциях, а другие обеспечивают отключение резервуара при неисправности оперативных задвижек.

В приемные коллекторы поступает нефть из нефтепровода и распределяется по резервуарам, а по раздаточным коллекторам нефть из резервуаров подается в подпорную насосную. Выбор коллектора на прием и раздачу производится задвижками на коллекторах. Технологической схемой резервуарного парка предусматривается выделение специальных резервуаров, в которые подается нефть через предохранительные клапаны в случае перекрытия задвижек на коллекторах из-за аварии или неправильных действий персонала.

 

1.2. Материалы для резервуарных конструкций

Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглубленном и подземном исполнении. Для сбора, хранения и замера объема нефти в большинстве случаев используют цилиндрические стальные резервуары и реже бетонные и железобетонные.

Крыша стальных резервуаров изготавливается из листовой стали марки Ст.3 толщиной не менее 2,5 мм. Толщина листов стенки считая снизу вверх—14+6 мм.

Железобетонные резервуары используются реже, чем стальные и предназначены для хранения мазута, масел светлых нефтепродуктов.

Внутренние стенки железобетонных резервуаров покрываются сплошным защитным слоем, предотвращающим фильтрацию хранимого продукта через бетонные стенки резервуара.

 

1.3. Конструкции резервуаров

Нефтяные резервуары могут иметь различную форму и конструкцию и изготавливаются из листовой стали и железобетона. Конструкцию стальных резервуаров выбирают в зависимости от назначения, т. е. от технологических параметров. По расположению резервуары делятся на наземные и подземные, по форме на вертикальные и горизонтальные цилиндрические и сфероидальные. В зависимости от вида соединения листовых конструкций резервуары бывают сварные и клепанные, а от способа монтажа — полистовой и рулонной сборки, при сооружении корпуса вертикального резервуара стальные пояса могут располагаться четырьмя способами (рис. 1.1): ступенчатым (а), телескопическим (б), встык (в) и встык с одинаковым внутренним диаметром по всей высоте резервуара (г).

 

Железобетонные резервуары по форме могут быть круглыми и прямоугольными. Наиболее экономичны резервуары круглой формы, в то время как прямоугольные резервуары более просты в изготовлении. Железобетонные резервуары выгоднее стальных в плане экономии металла, кроме того, в них медленнее происходит нагревание нефти за счет толстых стенок и уменьшаются потери от испарения.

Вертикальные цилиндрические стальные резервуары могут быть вместимостью от 100 до 120 000 м3. Покрытие резервуаров может быть стационарным или в виде плавающей крыши — понтона.

Горизонтальные цилиндрические резервуары имеют вместимость от 3 до 200 м3 и могут располагаться на земле и под землей. Днища горизонтальных стальных резервуаров могут быть плоскими, коническими, сферическими или в форме усеченного конуса.

 

1.4. Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливается следующее оборудование: —  люк-лаз на нижнем поясе резервуара для внутреннего осмотра, ремонта и очистки резервуара;

—  световой люк на крышке резервуара для его проветривания и освещения;

—  замерный люк для контрольного замера уровня жидкости в резервуаре и взятия проб на исследование при выходе из стоя автоматического уровнемера и пробоотборника;

—  уровнемер;

—  пробоотборник;

—  хлопушка;

—  огневой предохранитель, предотвращающий попадание огня или искры в ГП резервуара;

—  пенокамера для тушения возникшего в резервуаре пожара;

—  шарнирная подъемная труба для откачки нефти с различных уровней резервуара;

—  дыхательный и предохранительный клапаны для защиты резервуара от аварий при сливно-наливных операциях и сокращения потерь легких фракций нефти.

Рассмотрим вкратце работу основного оборудования резервуара.

Хлопушка предназначена для предотвращения потерь нефти при разрыве трубопровода или выходе из строя резервуарной задвижки. Она состоит из корпуса с наклонным срезом и плотно прилегающей к нему крышкой, соединенной с корпусом рычажным механизмом.

Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления газовоздушных паров в резервуаре в процессе подачи или отбора нефти, а также при колебании температуры в течение суток. При повышении давления внутри резервуара клапан поднимается и лишний газ выходит наружу, а при понижении давления внутри резервуара открывается клапан и в резервуар поступает воздух. Клапан регулируется на определенное давление, открываясь и закрываясь только когда давление или разряжение внутри резервуара достигнет определенной величины.

Предохранительный гидравлический клапан служит для регулирования давления газовоздушных паров в резервуаре при неисправности дыхательного клапана или если его сечение окажется недостаточным для быстрого пропуска газов или воздуха.

 

2. Процессы, протекающие в объекте

 

2.1. Большие и малые дыхания и методы их предотвращения

При заполнении опорожненного резервуара происходит сжатие паровоздушной смеси, находящейся над поверхностью жидкости, и выпуск ее через дыхательные клапаны. Такой процесс называется большим дыханием и сопровождается потерями нефтяных паров. На крыше резервуаров устанавливают дыхательные клапаны, обеспечивающие выпуск воздуха при заполнении резервуара или его поступление при откачке жидкости из резервуара. Дыхательные клапаны имеют ограниченную пропускную способность, поэтому скорость поступления жидкости в резервуар (или ее откачки) не должна превышать расчетной величины. При превышении скорости налива произойдет повышение давления воздуха в пространстве над жидкостью выше расчетного значения, что может привести к разрушению резервуара. Кроме больших дыханий, в резервуаре имеют место малые дыхания, связанные с колебаниями температуры в дневное и ночное время. Чтобы снизить площадь, с которой может испаряться жидкость, в конструкции резервуара предусматривают плавающее покрытие (понтон), которое погружено в жидкость и перемещается в ней. В южных районах при малых снеговых покровах понтон одновременно является и плавающей крышей.

Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в товарных резервуарах условно можно разделить на три группы:

—  предупреждающие испарения нефти;

—  уменьшающие испарение нефти;

—  сбор продуктов испарения нефти.

Как уже отмечалось, для борьбы с потерями нефти используют плавающие крыши и понтоны, которые изготавливают из металла. Зазор между стенкой резервуара и плавающей крышей допускается до 25 см. Для уплотнения зазора между крышей и корпусом резервуара и предотвращения утечки легких фракций предусматриваются специальные затворы из цветного металла или асбестовой ткани, пропитанной бензостойкой резиной.

Еще одним методом борьбы с потерей нефти от больших дыханий относится использование газоуровнительной системы, работа которой сводится к следующему.

Газовые пространства резервуаров через систему тонкостенных газопроводов соединяются между собой. Работа резервуаров с такой обвязкой весьма эффективна, при этом нефть принимают и отпускают из резервуаров одновременно. Тогда газы из заполняемых резервуаров перетекают в опорожняющиеся, и потери от больших дыханий сводится к нулю. Для осуществления синхронной работы системы резервуаров к ним обычно подключают резервуары-компенсаторы. Из резервуаров, работающих несинхронно, лишний газ поступает по наклонному газопроводу (во избежание образования гидравлических и ледяных пробок) сначала в конденсатосборник, а затем в резервуар-компенсатор с подъемной крышей. В этот резервуар поступает избыток газов из газовых пространств резервуаров, когда подача нефти в них превышает отпуск, и наоборот, из резервуара-компенсатора газ поступает в резервуары, когда отпуск нефти преобладает над поступлением. В резервуарах, где хранится нефть и резервуаре-компенсаторе по сути должно поддерживаться постоянное давление, не превышающее допустимое давление на крыше резервуаров. Если причинам давление в газовом пространстве резервуаров окажется выше допустимого, то тогда должен сработать предохранительный клапан, устанавливаемый на крыше резервуара-компенсатора.

 

2.2. Сепарация воды

Нефть, как правило, с добывающих скважин поступает в нефтепровод в сыром виде. Это означает, что в ее состав, кроме всех прочих примесей, входит и так называемая подтоварная вода. При транспортировке по нефтепроводу нефть идет под давлением, и поэтому не может быть отделена от воды. Однако когда она попадает в резервуары, вследствие разности плотности воды и нефти часть воды можно отделить. При отстое подтоварной воды необходимо следить за тем, чтобы ее уровень в резервуаре не превысил допустимой нормы. Как только этот уровень превышается, вода должна автоматически сливаться в канализацию. Это делается ддя того, чтобы наиболее эффективно использовать объем резервуара.

 

2.3.  Пути снижения образования парафина

По трубопроводу может идти нефть самого различного качества. Иногда встречаются нефтяные месторождения, на которых добывается нефть с высоким содержанием парафина и смол. Транспортировка такой нефти затруднена тем, что при понижении температуры парафин и смолы затвердевают и нефть превращается в густую эмульсию. Движение такой нефти затрудняется, а застывший парафин и смолы образуют на стенках трубопровода наросты. Эти наросты вредны тем, так как они уменьшают рабочий диаметр трубы и тем самым снижают пропускную способность трубопровода. Когда загустевшая нефть попадает из нефтепровода в резервуар, парафин и смолы забивают проходы приемных и раздаточных патрубков, опять-таки снижая пропускную способность всего резервуарного парка. Кроме того, парафин оседает на стенках резервуаров и в значительной степени снижает эффективность использования резервуаров.

Чтобы избежать этого нежелательного явления, нефть подогревают в печах, устанавливаемых на трассе нефтепровода. Пункты подогрева сооружают совмещенными с резервуарными парками или располагают между ними. Расстояние между пунктами подогрева может изменяться в пределах от 60 до 80 000 м. Число печей, установленных на пунктах подогрева зависит от производительности нефтепровода. На горячем нефтепроводе, проходящем через западноказахстанскую область, установлены печи с пропускной способностью 600 м3/ч. Нефть подходит к печам подогрева с температурой до 309К. В печах нефть подогревается до 341K и поступает в магистраль для дальнейшей транспортировки, при этом топливом для печей служит транспортируемая по нефтепроводу нефть. Это позволяет существенно уменьшить нарастание парафина и повысить качество транспортируемой нефти.

 

 

2.4. 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.

 

2.5. 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.

В процессе анализа процесса необходимо учесть, что вследствие налипания парафина на стенки резервуара и приемно-раздаточных патрубков, старения резервуаров, непостоянства содержания воды в нефти и других причин характеристики процесса перекачки нефти через резервуарный парк дрейфуют во времени, т. е. процесс нестационарен.

 

3. Существующая практика управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции

В советские времена, в начале 70-х, вопрос автоматизации резервуарных парков решился радикально: братская республика Венгрия поставила в рамках СЭВ большое количество соответствующих систем KOR-VOL, которые комплексно решали поставленную задачу. Комплексы KOR-VOL прослужили 20 лет и продолжают служить до сих пор в самых разных уголках бывшего СССР. Однако время берет свое. Не говоря уже о естественном  за такой  срок  физическом  износе  (особенно  в  условиях отсутствия запчастей), KOR-VOL давно устарели морально.

Идея модернизации отслужившего свой срок оборудования зрела давно. Однако было ясно, что вот так взять и отключить плохо ли, хорошо ли, но работающее оборудование и поставить новое, которое еще неизвестно как будет работать, на таком объекте, как нефтехранилище, нельзя. Да и средства на комплексную замену оборудования изыскать труднее. В таких условиях и родилась идея поэтапной модернизации без демонтажа существующей системы. В качестве первого этапа модернизации было решено заменить только электронную часть существующего комплекса, на который поступают аварийные сигналы и сигналы с датчиков уровней, расположенных непосредственно на резервуарах.

Проблему сопряжения сигналов, поступающих с селекторов, выполненных на достаточно архаичной элементной базе, с современным оборудованием удалось решить, оставаясь в рамках применения стандартных модулей нормализации и гальванической развязки. В целом система построена на базе промышленной компьютерной техники, что обеспечило легкость компоновки и сопряжения всех составляющих системы. Таким образом, на первом этапе модернизации сохранились следующие элементы:

—  датчики общих и межфазных уровней во всех резервуарах;

—  селекторы выбора датчиков, сигнальные и силовые кабели;

—   шкафы электропитания уровнемеров и аварийных сигнализаций;

—  распределительные коробки.

4. Информационное обеспечение

Чтобы решить поставленные задачи по управлению технологическими переменными процесса, необходимо создание информационного обеспечения, базирующееся на сборе и обработке аналоговой и дискретной информации о технологических переменных процесса, контроля и выдачи управляющих сигналов и проверке заданной точности их выполнения.

В целях управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции необходимо кодировать и передавать микроконтроллерам следующие технологические переменные:

— температуру нефти в резервуары; давление мазута;

— давление нефти, идущей по нефтепроводу в резервуары;

— давление нефти, идущей из резервуаров в подпорную насосную;

— давление паров нефти в газовоздушном пространстве резервуаров;

— расход поступающей в резервуары нефти;

— расход выкачиваемой из резервуаров нефти;

— максимальный уровень взлива нефти в резервуарах;

— уровень раздала фаз нефть/вода;

— плотность нефти в резервуарах.

Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса, поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров, который анализирует их величины и передает соответствующие управляющие сигналы через выходы модулей на исполнительные механизмы, регулирующие подачу топлива, расход газа на печь, подачу воздуха.

Вся необходимая информация о ходе технологического процесса отображается на экране компьютера в графическом виде, удобной для восприятия оператором, наблюдающем за процессом. В случае выхода контролируемых переменных процесса за пределы ограничений, на экране компьютера появляется окно предупреждения с одновременной подачей звукового сигнала.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе были рассмотрены вопросы создания системы, автоматизации резервуарного парка нефтеперекачивающей станции, освещены аспекты общих физико-химических основ и технологии процесса перекачки нефти через резервуарный парк, произведены технологические расчеты.

Необходимо отметить, что автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции позволяет увеличить пропускную способность парка, а также повысить качество управления процессом перекачки нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Байков Н. М., Колесников Б. В., Челканов П. И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. — М: Недра. 1975.
2. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М: Недра. 1983.
3. Автоматизация и телемеханика магистральных нефтепроводов / Под ред. А. И. Владимирского. — М: Недра. 1976.
4. www.ya.ru Поисковая система Internet.