ПРОБООТБОРНИК ДЛЯ РЕЗЕРВУАРА С НЕФТЕПРОДУКТАМИ

Предлагаемая полезная модель относится к оборудованию резервуаров с нефтепродуктами и предназначена для отбора проб нефти с различных уровней по высоте резервуара.
Известно, что в процессе хранения нефти и нефтепродуктов в резервуаре происходит расслоение продукта на фракции по высоте резервуара, в результате чего при определении качества (в конечном итоге, цены) продукта возникают соответствующие трудности. Для их преодоления применяются пробоотборники различных конструкций, получившие широкое распространение (см., например, Саратовское акционерное производственно-коммерческое открытое общество «Нефтемаш» «Оборудование к резервуарам нефтебаз, АЗС, НПЗ, НГДУ». Номенклатурный каталог, с.31-33). В общем случае, любой из известных пробоотборников содержит пробоотборную трубу, разделенную на секции трехходовыми кранами, позволяющими забирать из каждого слоя нужный объем жидкости с последующим смешиванием этих объемов для получения усредненной пробы, а конструктивные различия между ними обусловлены различными специфическими требованиями к их эксплуатации.
По совокупности сходных существенных признаков наиболее близким к предложенному устройству может являться пробоотборник по патенту на полезную модель №43332, МПК F 16 Т 1/00, 2004 г.
Известный пробоотборник характеризуется тем, что он содержит размещенные на разной высоте внутри резервуара пробоотборные патрубки, каждый из которых связан с запорной арматурой, в данном конкретном случае выполненной в виде многоходового гидрораспределителя, а выход распределителя снабжен трехходовым краном, альтернативно связывающим его со сливным патрубком и прокачивающим насосом, подключенным к полости резервуара. При подключении очередного пробоотборного патрубка к сливному выход (нефтеотборный канал) гидрораспределителя предварительно прокачивается той фракцией нефтепродукта, которая подлежит отбору.
Недостаток известного пробоотборника связан с дополнительными трудозатратами, сопутствующими основным работам по определению фракционного состава нефтепродукта, приводящими к излишним потерям времени и снижающими оперативность получения конечных показателей. Так, при проведении работ требуется каждый раз отбирать пробу с каждого уровня в отдельную посуду, отправлять эту пробу в лабораторию, ожидать получения результатов анализа как по каждой пробе в отдельности, так и по всему объему резервуара в целом и т.д.
В то же время известен плотномер «ПЛОТ-3М», выпускаемый ЗАО «Импульс-АВИА», г.Арзамас Нижегородской обл., предназначенный для определения свойств продукта, например, для измерения плотности и температуры жидкости на потоке, а также передачи измеряемых значений по запросу извне в измерительную систему или персональный компьютер (см. Руководство по эксплуатации АУТП.414122.006РЭ). Поскольку одна из областей применения известного плотномера - автоматизированные
системы учета и хранения нефтепродуктов на нефтебазах и АЗС, то его использование в соответствующем пробоотборнике при некоторой доработке конструкции последнего способно устранить указанные выше недостатки.
Перед заявленной полезной моделью была поставлена задача уменьшить трудозатраты обслуживающего персонала при определении фракционного состава нефтепродукта в резервуаре как отдельно на каждом уровне по его высоте, так и усредненного состава по всему резервуару.
Поставленная задача решается тем, что предложен пробоотборник для резервуара с нефтепродуктами, содержащий размещенные на разной высоте внутри резервуара пробоотборные патрубки, соединенные через запорную арматуру с нефтеотборным каналом, подключенным к полости резервуара через прокачивающий насос.
Новым в предложенном пробоотборнике является то, что в нефтеотборный канал между запорной арматурой и прокачивающим насосом последовательно включен прибор для определения свойств нефтепродукта, например, плотномер.
Технический результат предложенного устройства заключается в значительном сокращении времени на послойное определение состава нефтепродукта в резервуаре.
На Фиг.1 показан фрагмент Общего вида заявленного устройства, Вид сбоку в разрезе; на Фиг.2 - вариант конструктивного выполнения запорной арматуры; на Фиг.3 - гидравлическая схема устройства по Фиг.2.
Пробоотборник (Фиг.1, 2) содержит размещенные на разной высоте внутри резервуара 1 пробоотборные патрубки 2, связанные каждый отдельным трубопроводом с запорной арматурой, которая может быть размещена как внутри резервуара 1, так и снаружи (в последнем случае к ней облегчается доступ для обслуживания и ремонта).
Запорная арматура может быть выполнена в виде нормально закрытого электромагнитного клапана 3, установленного на каждом из пробоотборных патрубков 2, как показано на Фиг.1, или в виде многоходового гидрораспределителя 4 с вращательно-подвижным запорным элементом, как показано на Фиг.2 (конструктивное выполнение несущественно).
Выходной прооботборный канал 5 соединен со сливным патрубком 6 через трехходовой кран 7, который также соединен с полостью резервуара 1 через обратный клапан 8 и прокачивающий насос 9 (Фиг.1, 3). Последовательно перед трехходовым краном 7 в пробоотборном канале 5 установлен прибор 10, регистрирующий параметры нефтепродукта, электрически связанный каналом 11 с дистанционно смонтированной измерительной системой (на чертеже не показана). В конкретном варианте конструктивного исполнения таким прибором служит плотномер «ПЛОТ-3М», широко применяемый в отечественной промышленности.
В варианте по Фиг.3 для повышения удобства пользования заявленным пробоотборником в качестве привода гидрораспределителя 3 использован шаговый электродвигатель 12 с дистанционным управлением по каналу 13.
В конструктивном исполнении по Фиг.1 также дистанционно по аналогичному каналу 13 управляются и электромагнитные клапаны 3 (аналоги гидрораспределителя 3, определяемые общим понятием «запорная арматура»).
Очевидно, что управлять работой насоса 9 также целесообразно дистанционно по каналу 14 (привод насоса 9 ввиду очевидности не показан).
Устройство работает следующим образом.
Для отбора из резервуара дифференцированной пробы по каналу 13 с центрального пульта управления включают соответствующий электромагнитный клапан 3 (Фиг.1) или поворачивают шаговым двигателем 12 гидрораспределитель 4 в соответствующее
положение (Фиг.3), в результате чего пробоотборный канал 5 через плотномер 10 (в общем случае - любой другой прибор для определения свойств нефтепродукта), трехходовой кран 7 и обратный клапан 8 будет соединен с полостью резервуара 1. Далее, насосом 9 прокачивают через канал 5 нефтепродукт, удаляя из канала 5 и плотномера 10 пробу предыдущего замера, а затем (по заполнении плотномера из соответствующего уровня) регистрируют свойства нефтепродукта нового уровня.
Из описанного видно, что для работы заявленного устройства необходимость в трехходовом кране 7 отсутствует, сам кран имеет вспомогательное значение.
Поступающие по каналу 11 на центральный пульт электрические сигналы, во-первых, позволяют дифференцированно оценить послойное качество нефтепродукта в резервуаре и, во-вторых, при элементарной обработке дают усредненный показатель в целом по резервуару.