Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 данном проекте 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.

Следует отметить, что новые законодательные акты Республики Казахстан о недрах и охране окружающей среды наряду с экономическими условиями развития нефтяной промышленности республики стимулируют переход предприятий к ресурсоэкономному типу производства, обеспечению внедрения эффективных, малоотходных и безотходных технологий.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 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.

1.2 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.

1.3 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.

1.4 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).

Рисунок 1.1 - Способы расположения стальных поясов

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.

1.5 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.

1.6 Процессы, протекающие в объекте

1.6.1 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.

1.6.2 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.

1.6.3 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.

1.7 Механический расчет резервуаров

1.7.1 Расчет стенки резервуара

Основной нагрузкой при расчете стенки резервуара на прочность является гидростатическое давление жидкости. От этой нагрузки в стенке возникают только кольцевые напряжения.

Расчет толщины стенки резервуара будет производится с учетом избыточного давления:

(1.1)

где - допускаемое напряжение; - плотность нефти; - радиус резервуара; - величина избыточного давления.

Напряжения в стенках резервуара при гидростатической нагрузке определяются с учетом максимального заполнения резервуаров. Следует иметь в виду, что наибольшее напряжение в каждом поясе корпуса будет не снизу, где гидростатическое давление достигает наибольшей величины, а примерно на расстоянии 300 мм выше его нижней кромки. Это объясняется частичной заделкой каждого пояса в лежащий ниже пояс, а самого нижнего пояса -- в днище резервуара.

Кольцевое напряжение определяется из выражения:

(1.2)

Кольцевые растягивающие напряжения вызывают увеличение радиуса резервуара и с учетом формулы избыточного давления, выглядит следующим образом:

(1.3)

Данные для расчета:

Высота резервуара Н 14900

Диаметр резервуара d 20920

Материал стенки Ст.З

Количество поясов 8

Плотность хранимого нефтепродукта 740 кг/м3

Избыточное давление Р _из 2 кПа

Допускаемое напряжение для стали [] 157кН/м2

Сведем рассчитанные данные в таблицу

Таблица 1.1 -

Номер пояса	Расстояние от верха резервуара, м	Расчетная толщина листов корпуса, мм	Принимаемая толщина листов корпуса, мм	Расчетные кольцевые напряжения, МН/м2	Радиальное перемещение, мм
	До низа пояса (х)	До расчетного уровня (х-0,3)
8	1,83	1,56	0,89	4	28,357	2
7	3,73	3,43	1,79	4	62,158	4
6	5,59	5,29	2,69	4	95,96	6
5	7,45	7,15	3,59	5	132,484	6
4	9,31	9,01	4,49	5	132,095	8
3	11,18	10,88	5,39	6	131,577	8
2	13,04	12,74	6,29	7	130,851	8
1	14,9	14,6	7,19	8	103,809	8

Из таблицы видно, что максимальные кольцевые напряжения возникают в 5-м поясе при толщине листов пояса = 5 мм, = 1038.10 Н/м², но они ниже допустимого.

Величины толщины стенки по поясам, расчетного кольцевого напряжения и радиального перемещения дают основание утверждать, что толщины листов приняты правильно.

1.7.2 Расчет на устойчивость от вакуума

Известно, что при эксплуатации резервуаров с понтоном возникающие нагрузки от вакуума незначительны.

По формуле Мизеса определим устойчивость от вакуума, т. е. величину критической нагрузки:

 (1.4)

-- радиус корпуса, м; -- число волн в кольцевом направлении; -- длина оболочки (расстояние от днища до верха цилиндрической части корпуса), м;

-- коэффициент Пуассона;

-- модуль упругости материала, Н/м²;

-- толщина стенки резервуара, мм.

Расчетная нагрузка вычисляется по выражению:

(1.5)

-- коэффициент запаса, = 1,2. Если , то кольца жесткости не требуются.

При = 4 мм, =10,46 м, = 14,9 м, = 0,3, = 2,06•10⁶ и числе волн = 18 получаем:

=427, 68 H/м²

Из данных расчетов следует, что для пустого резервуара вакуум не представляет особой опасности.

1.7.3 Статический расчет

В сварных конструкциях резервуара нижний узел заделан и в связи с этим в нем возникает напряженное состояние, требующее специальных исследований и расчета, способ которого разработан М.К. Сафаряном и М.Н. Ручимским.

Данные для расчета

Емкость резервуара 5000 м³

Диаметр резервуара d 20920 мм

Высота резервуара Н 14900 мм

Толщина стенки первого пояса 8 мм

Толщина окрайков днища 10мм

Модуль упругости стали 2,1•10⁵ МПа

Коэффициент Пуассона для стали 0,3

Нагрузка на единицу длины окружности:

, (1.6)

и -- вес стенок и покрытия резервуара; -- диаметр резервуара.

кН/м.

Равномерно распределенное гидростатическое давление:

МПа. (1.7)

Определим основные характеристики резервуара.

Цилиндрическая жесткость стенки

, (1.8)

-- модуль упругости; -- коэффициент Пуассона для стали.

Н•м.

, (1.9)

Н•м.

Цилиндрическая жесткость днища:

, (1.10)

Н•м.

Коэффициент деформации стенки:

, (1.11)

.

Коэффициент постели основания может принимать значения 3ч20 кг/см³ (принимаем = 5 кг/см³ = 5.104 Н/м³). Тогда коэффициент деформации днища:

,

.

Перемещение стенки:

, (1.13)

, (1.14)

, (1.15)

, -- цилиндрическая жесткость и коэффициент деформации стенки соответственно.

(1.16)

(1.17)

-- коэффициент постели стенки; -- удельный вес продукта. = 9,10^-4.

,

,

,

,

Определим перемещение днища.

Расстояние от наружной стенки до края днища с = 50 мм. Предварительно, при помощи таблиц (А. А. Уманский "Специальный курс строительной механики"), находим значение функций при аргументе

:

;

;

;

.

Перемещение днища:

, (1.18)

1/кг,

, (1.19)

,

, (1.20)

,

где -- коэффициент постели песчаного основания. Решим канонические уравнения:

, (1.21)

, (1.22)

.

Решим систему уравнений

(1.23)

Откуда получим:

кН/м; кН/м.

Максимальные напряжения изгиба в середине стены равны:

, (1.24)

МПа (1.25)

Рассчитанные напряжения оказались ниже предельно допустимых, толщины листов первого пояса являются достаточными.

При этом необходимо учесть, что кроме этих напряжений, действующих в вертикальной плоскости, действуют кольцевые напряжения, которые достигают своего максимума на расстоянии 300-400 мм от узла и затем уменьшаются к узлу до нуля.

Анализ показывает, что и с учетом этих напряжений общее напряженное состояние нижнего узла будет в допустимых пределах, если нет других концентратов напряжений в виде дефектов сварных швов и пр.

1.7.4 Расчет потерь нефти из резервуара от малых дыханий

Исходные данные

Высота налива 7 м

Географическая широта 54°48

Максимальная температура воздуха 305 К

Минимальная температура воздуха -291 К

Продолжительность дня 16,7 ч

Резервуар окрашен алюминиевой краской

Нагрузка дыхательных клапанов

Р_к.в 196,2 Па

Р_к.д 1962 Па

Барометрическое давление 0,10132 Па

Погода солнечная

Температура начала кипения бензина Т_н.к 319 К

Плотность нефтепродукта р 720 кг/м³

Давление насыщенных паров при 311 К p_s 44 кПа

Площадь зеркала нефтепродукта:

, (1.26)

d -- диаметр резервуара.

Средняя высота газового пространства (ГП):

, (1.27)

Н -- высота боковых стенок вертикальной части резервуара; Н_нал -- высота налива нефти в резервуаре; ?V -- объем, ограничиваемый поверхностью крыши и плоскостью, проходящей через верхний срез цилиндрической части резервуара (для вертикальных цилиндрических резервуаров с конической крышей , где Н_К -- высота конуса крыши):

м.

Объем ГП резервуара:

, (1.28)

м

Вычисли молярную массу бензиновых паров при средней температуре кипения фракций, находящихся в парах Т_и = 289 К. Ее можно определить по формуле Воинова в зависимости от Т_и:

, (1.29)

, (1.30)

Т_н.к -- температура начала кипения бензина.

кг/моль.

Определим газовую постоянную паров бензина:

, (1.31)

Дж/(моль•К) -- универсальная газовая постоянная; М --молярная масса паров бензина.

Дж/(кг•К)

Среднюю температуру нефтепродукта принимаем равной средней температуре воздуха, определяемое как среднеарифметическое между максимально Т_в.max и минимальной Т_в.min температурами воздуха:

, (1.32)

К.

Определим теплопроводность и теплоемкость бензина при его средней температуре:

(1.33)

Вт/(м•К)

(1.34)

Дж/(кг•К)

Рассчитаем коэффициент температуропроводности бензина:

, (1.35)

- коэффициент теплопроводности нефтепродукта; - плотность нефтепродукта при температуре Т_н.ср; - теплоемкость нефтепродукта.

м²/ч.

По графику находим расчетное склонение Солнца на 3 мая и вычислим интенсивность солнечной радиации по формуле Кастрова-Савинова:

, (1.36)

-- коэффициент прозрачности атмосферы, зависящий от ее влажности (облачности), запыленности и т. д.

Вт/м²

Найдем площадь проекции поверхности стенок, ограничивающих ГП резервуара на вертикальную и горизонтальную плоскости:

F_B = 22,76•5,09 = 115,85м²,

F_H = 406,64 м².

Определим F₀:

, (1.37)

F_B и F_H -- площади проекций поверхности стенок, ограничивающих ГП резервуара (включаю крышу) на вертикальную и горизонтальную плоскости соответственно; -- географическая широта места установки резервуара; -- расчетное склонение Солнца на данный день (или при усредненных расчетах в среднем для данного периода времени).

м2.

Определим площадь поверхности стенок, ограничивающих ГП резервуара:

м2.

Количество тепла, получаемого 1 м² стенки, ограничивающей ГП стенки, за счет солнечной радиации будет равно:

, (1.38)

-- степень черноты внешней поверхности резервуара; -- площадь проекции стенок ГП резервуара на плоскость, нормальную к направлению солнечных лучей в полдень; -- интенсивность солнечной радиации.

Вт/м².

По графикам находим коэффициенты теплоотдачи в Вт/(м²•К):

; ;

; ;

; ;

;;

;.

Далее вычисляем

; (1.39)

и -- приведенные коэффициенты теплоотдачи в ночное и дневное время соответственно; и -- коэффициенты теплоотдачи от стенки резервуара нефтепродукту через ГП в ночное и дневное время соответственно.

Вт/(м²•К),

Вт/(м²•К).

Найдем приведенные коэффициенты теплоотдачи от стенки нефтепродукту:

, (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/z	0	0,2	0,4	0,6	0,8	1	1,2	1,4	1,6	2	3	5
с	1	0,96	0,8	0,61	0,4	0,34	0,26	0,2	0,16	0,11	0,05	0,02

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

№ слоя	D/z	z	c	pzi	pp1	20% от pp1
1	0	0	1	108165	0	0
2	0,2	2,092	0,96	103838	38993	7799
3	0,4	4,184	0,8	86532	77986	15597
4	0,6	6,276	0,6	64899	116978	23396
5	0,8	8,368	0,4	43266	155671	31194
6	1	10,46	0,3	32450	194964	38993

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.

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.

2.3 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.



Рисунок 2.1 - Общий вид резервуарного парка

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. Фирма "Шатал" совместно с АО ICL КПОВС разработала проект модернизации и осуществила внедрение первого этапа в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) "Заинскнефть" (Республика Татарстан).

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. Соответствующая схема приведена на рис.2.3.2 (здесь ЦИТС - центральная инженерно техническая служба НГДУ).



Рисунок 2.2 - Общая схема автоматизации резервуарного парка

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 производства фирмы Grayhill.

В целом система построена на базе промышленной компьютерной техники производства фирмы Advantech, что обеспечило легкость компоновки и сопряжения всех составляющих системы. Таким образом, на первом этапе модернизации сохранились следующие элементы KOR-VOL:

- датчики общих и межфазных уровней во всех резервуарах;

- селекторы выбора датчиков, сигнальные и силовые кабели;

- шкафы электропитания уровнемеров и аварийных сигнализаций;

- распределительные коробки.

Функциональная схема модернизированной системы показана на рис.2.3



Рисунок - 2.3 Функциональная схема осуществленного этапа модернизации резервуарного парка

Новый информационно-измерительный комплекс реализован как автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора с использованием графической SCADA-системы Трейс Моду российской фирмы AdAstra. АРМ оператора обеспечивает выполнение следующих функций:

- сбор и отображение на экране монитора в табличном и графическом виде информации об общих и межфазных уровнях во всех резервуарах;

- прием аварийных сигналов уровнемеров (min, maxl, max2) и сигналов неисправности кодовых датчиков, их отображение в графическом виде на мнемосхемах;

- звуковую сигнализацию аварии и запись времени возникновения аварийного сигнала в архив;

- расчет массы нефти в каждом резервуаре;

- передачу информации с АРМ операторов товарного и очистного парка на АРМ главного диспетчера;

- ввод с клавиатуры в память компьютера значений параметров, датчики которых на данный момент отсутствуют (плотность нефти, процент содержания воды и т.п.) и которые определяются лабораторно; *

- хранение и просмотр архивных данных в течение суток, месяца, квартала;

- автоматическое возобновление работы системы без вмешательства

оператора в случае временного отключения электропитания. В ходе дальнейшей модернизации намечается выполнение следующих работ:

- на втором этапе планируется замена старых уровнемеров, прокладка новых или привязка к старым силовым/сигнальным линиям, установка новых коммутационных блоков, шкафов электропитания и распределительных коробок, контроль и управление состоянием задвижек и насосов;

- на третьем этапе предполагается модернизировать систему пожарной сигнализации с заменой устаревших датчиков, установкой новых и со сведением всех линий сигнализации на единый пульт пожарной сигнализации.

Система функционирует на объекте с октября 1996 г. Она построена таким образом, что переключением всего одного разъема легко можно вернуться к старой системе KOR-VOL, что обеспечивает большую надежность работы резервуарного парка.

2.4 Синтез оптимального управления резервуарным парком нефтеперекачивающей станции

Резервуарный парк нефтеперекачивающей станции с его последовательно-параллельным включением резервуаров является объектом со сложной структурой. Управление таким объектом -- весьма интересная тема как в теоретическом, так и в практическом плане. Построим математическое описание данного объекта.

На рисунке 2.4 изображен резервуарный парк, для которого строится система управления. Данный объект имеет следующее математическое описание:

;

;

; (2.1)

;

,

где x₁ -- расход нефти, поступающей в резервуарный парк; x₂, х₃, x₄, х₅ -- уровни нефти в резервуарах; b₁, k₂, k₃, k₄, k₅ -- коэффициенты пропорциональности; u -- управляющее воздействие.

На управление и координаты накладываются следующие ограничения: ,

Требуется за минимальное время перевести координаты объекта из любой точки пространства R₃ на множество стационарных состояний, которое имеет следующие уравнения:

;

; (2.2)

;



Рисунок 2.4 - Схема последовательно-параллельного включения нефтяных резервуаров

Исследуем условие общности положения для данного объекта. Запишем систему (61) в векторной форме:

,

где

, .

Определим В₂, B₃,В₄, B₅:

;

; (2.3)

;

.

Составим матрицу :

. (2.4)

Вычислим detD₃ = 0:

(2.5)

Отсюда получаем уравнение трех особых плоскостей :

. (2.6)

Подтверждается мысль о том, что смешанное соединение звеньев обладает свойствами как последовательного, так и параллельного.

Особая плоскость соответствует последовательному звену, которым является исполнительный механизм клапана, регулирующего подачу нефти в резервуар, а две особые плоскости и -- параллельно соединенным звеньям, которыми являются нефтяные резервуары.

Определим оптимальное управление с помощью принципа максимума. Запишем гамильтониан для системы (61):

(2.7)

Максимум функции Н достигается при .

Следовательно, закон управления релейный в тех областях пространства , где выполнены условия общности положения.

Количество интервалов управления определяется нулями функции .

Функция определяется из системы вспомогательных уравнений:

;

;

; (2.8)

;

.

Запишем решения для функций

;

; (2.9)

;

.

Подставляя полученные решения в уравнение для , имеем:

(2.10)

Найти решение уравнения (70) и проанализировать количество его нулей весьма сложно по следующим причинам. Система уравнений (61) не имеет аналитического решения при релейном характере управления u(t). Поэтому решение системы уравнений (61) находится численными методами. Полученное решение необходимо аппроксимировать явными функциями , , , , и подставить в уравнение для . Причем нет гарантии, что решение уравнения для можно получить в аналитическом виде. Поэтому оно решается численными методами. Одновременно с получением решения необходимо подобрать начальные условия для , , , , для большого числа граничных условий, а это является весьма громоздкой задачей.

С учетом вышеперечисленных факторов, необходимо получить качественную картину оптимальных условий и траекторий, так как это позволяет рассчитать конкретные управления и траектории для заданных совокупностей граничных условий.

Далее дадим качественный синтез траекторий и управлений для рассматриваемого объекта.

Учитывая, что нефтяные резервуары парка одинаковые, то есть , ранг матрицы равен двум, за исключением линии . Значит управление будет протекать в пространстве R₂ , которое представляет собой плоскость, проходящую через ось .

В этой плоскости располагается множество стационарных состояний с уравнением

(2.11)

и особая линия , которая получается в результате пересечения плоскостей, описываемых уравнениями , .

Уравнение для функции в данном случае имеет вид:

. (2.12)

Оптимальное управление в таком случае релейное, следовательно, учитывая, что граничные условия заданы в пространстве R₂, оптимальное управление может иметь последовательности:

,

где -- особое уравнение.

В случае, когда начальные условия заданы в R₃, а конечные в R₂, оптимального управления не существует. Если граничные условия заданы в R₃, то оптимальное управление существует, содержит не более трех интервалов и особое управление .

Найдем особые управления, для чего вычислим В₄:

(2.13)

Составим матрицу :

. (2.14)

Из уравнения det D₃ = 0 найдем особое управление:

(2.15)

Проанализируем характер особых траекторий при b=1, k₂=k₃=k₄=k₅=1. Уравнение особого управления буде выглядеть следующим образом:

(2.16)

Уравнение для особых траекторий:

(2.17)

Качественное исследование траекторий представляет значительные трудности. Решив приближенно систему уравнений (2.14), получим, что все траектории асимптотически стремятся к особой плоскости , так как при , , , , .

Кроме этого, особые траектории становятся параллельными особой плоскости. Составим матрицу D"₃ = (B₁,В₂,В₃,В₄,В₅):

(2.18)

Из уравнения det D"₃ = 0 найдем особое управление:

(2.19)

Исследование особых траекторий обнаруживает следующие их свойства. Все траектории не пересекают плоскость , так как при , , , , .

Детерминант матрицы D"₃ = (B₁,В₂,В₃,В₄,В₅) равен нулю.

Рассмотрим теперь управление цилиндрическим резервуаром с управляемыми подачей и сливом нефти.

Запишем систему уравнений для объекта:

;

; (2.20)

,

где -- расход жидкости в подающем трубопроводе;

-- положение клапана на сливном трубопроводе;

-- высота уровня;

b₁, b₂, k₃ -- коэффициенты пропорциональности.

Примем .

На координаты x₁, x₂, x₃ накладываются естественные следуюшие ограничения следующего вида: .

Множество стационарных состояний задается поверхностью . Требуется исследовать оптимальное управление, переводящее координаты из любой точки пространства состояний на множество стационарных состояний.

Исследуем условия общности положения для данного объекта. Так как управления u₁ и u₂ независимы, то проверку условия общности положения можно провести отдельно по каждому.

Запишем систему (2.20) в векторной форме:

где

;

;

.

Исследуем условия общности положения для когда

;

.

Составляем матрицу D"₃ = (B`<sub>1</sub>,В`₂,В`₃):

. (2.21)

Объект не управляем в R₃, но управляем в R₂{х₂,х₃}, так как ранг матрицы D"₃ равен двум. Имеется и особая линия -- ось х₃, которая является пересечением особых плоскостей x₁ = 0 их x₂ = 0. На оси x₃ стационарная поверхность имеет минимум. Но особые плоскости имеют одновременно и ограничениями, поэтому исследование особых управлений и особых траекторий можно не проводить.

Исследуем условия общности положения одновременно для двух управлений u₁ и u₂. Матрица D"₃ = (B₁,B₂,B₃) будет иметь следующий вид:

. (2.22)

Ранг матрицы D"₃ равен трем и объект управляем в R₃ = (х₁ , х₂ , х₃} . В пространстве R₃ также имеются особые плоскости х₁= 0, х₂= 0 и особая линия -- ось х₂, которые совпадают с ограничениями.

Для нахождения оптимальных управлений применим принцип максимума. Составим функцию Н и систему уравнений для функций :

;

(2.23)

Максимум функции Н достигается при следующем условии:

; (2.24)

Закон управления -- релейный. Количество интервалов управления определяется нулями функций, и . Найдем решения для и .