Автоматизация резервуарного парка нефтеперекачивающей станции

Введение
1 Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...5
1.1 Краткая характеристика технологического процесса ... ... ... ... ... ... ...5
1.2 Общие сведения о резервуарах ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5
1.3 Материалы для резервуарных конструкций ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..6
1.4 Конструкции резервуаров ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .7
1.5 Оборудование резервуаров ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8
1.6 Процессы, протекающие в объекте ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.6.1 Большие и малые дыхания и методы их предотвращения ... ... ... ... ..10
1.6.2 Сепарация воды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .12
1.6.3 Пути снижения образования парафина ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .12
2 Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...14
2.2 Резервуарный парк как объект управления ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
2.5 Описание функциональной схемы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
2.6 Информационное обеспечение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..18
2.7 Выбор и обоснование комплекса технических средств ... ... ... ... ... ... 19
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..22
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .23

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 ддя 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

1. Автоматизация и телемеханика магистральных нефтепроводов / Под ред. А. И. Владимирского. - М: Недра. 1976.
2. Болтянский В. Г. Математические методы оптимального управления. -М: Наука, 1969.
3. Байков Н. М., Колесников Б. В., Челканов П. И. Сбор, транспорт к подготовка нефти. - М: Недра. 1975.
4. Злобинский Б. М. Охрана труда в металлургии. - М: Металлургия. 1968.
5. Исакович Р. Я., Логинов В. И. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газово промышленности. - М: Недра. 1983
6. Ицкович Э. Л. Контроль производства с помощью вычислительных машин. - М: Недра. 1975.
7. Каспарьянц К. С, Кузин В. И. Григорян Л. Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа. - М: Недра. 1977.
8. Комягин А. Ф. Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов. - М: Недра, 1979.
9. Лернер А. Я Оптимальное управление. - М: Энергия. 1976.
10. Ли Э. Б., Маркус П. Основы теории оптимального управления. -М: Наука, 1972.
11. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М: Недра. 1983.
12. Меркулова В. П., Нуркеев С. С., Сейсембиев М. Ж. Охрана труда и окружающей среды в дипломном проекте. - Апматы: КазНТУ. 1997
13. Олейников В. А. Оптимальное управление технологическими процессами в нефтяной и газовой промышленности. - М: Недра. 1982.
14. Ппискин Л. Г. Оптимизация непрерывного производства. - М: Энергия. 1975.
15. Сапожников П. С., Крашенинников С. Н., Филановский В. Ю. Экономико-математическое моделирование капитальных вложений в нефтяной промышленности. - М: Недра. 1978.

Дисциплина: Автоматизация, Техника
Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 51 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Технологическая часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...5
1.1 Краткая характеристика технологического процесса ... ... ... ... ... ... ...5
1.2 Общие сведения о резервуарах ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..5
1.3 Материалы для резервуарных конструкций ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..6
1.4 Конструкции резервуаров ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .7
1.5 Оборудование резервуаров ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 8
1.6 Процессы, протекающие в объекте ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 10
1.6.1 Большие и малые дыхания и методы их предотвращения ... ... ... ... ..10
1.6.2 Сепарация воды ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .12
1.6.3 Пути снижения образования парафина ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .12
2 Специальная часть ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...14
2.2 Резервуарный парк как объект управления ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..14
2.5 Описание функциональной схемы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .17
2.6 Информационное обеспечение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..18
2.7 Выбор и обоснование комплекса технических средств ... ... ... ... ... ... 19
Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...22
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..23

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 ддя 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

1.1Краткая характеристика технологического процесса
Для сбора, хранения и приёма стоят склады нефти, которые состоят из
нескольких резервуаров и связывающих их трубопровод. 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
приёме от заводов разных сортов нефтепродуктов, на откачке в трубопровод
или налив, на товарных операциях, связанных с внутрибазовой перекачкой и
тд. Особенностью работы резервуаров на станциях магистральных трубопроводах
является повышенная скорость наполнения и опорожнения. Производительность
перекачки может достигать до 4000-7000 м3ч.

1.2Общие сведения о резервуарах
Резервуар представляет собой большой вертикально поставленный
металлический цилиндр, поверхность которого изготовлена из рулонной сталь.
В верхней части резервуаров толщина стенок меньше, чем в нижней.
Металлические резервуары устанавливают над поверхности земли. Иногда стоят
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 уменьшают потери от испарения.
Наиболее экономичны резервуары круглой формы, в то же время резервуары
прямоугольной формы наиболее просты в изготовлении.
В резервуарных парках используются резервуары различной вместимости -
от100 до 120 000 м3. Вместимость резервуара определяется минимальным и
максимальным уровнем заполнения. Минимальный - уровень это уровень, ниже
которого не может осуществляться откачка из резервуара. По условиям
размещения резервуара и насосов нижний уровень находится на оси примерно-
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
трубопроводов в близи 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 отключения резервуаров 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 случаи перекрытие
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. 1.4.1): ступенчатым (а),
телескопическим (б), встык (в) и встык с одинаковым внутренним диаметром по
всей высоте резервуара (г).

Рис. 1.4.1

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 для 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 м3ч. 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 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.

Рис. 2.3.1 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).

Рис. 2.3.2 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.2.3.3.

Рис. 2.3.3 Функциональная схема осуществленного этапа
модернюации 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 силовымсигнальным 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 рис. 2.4.1 изображен резервуарный парк, ддя 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 2.4.1 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`1,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
.
(2.25)
Функции и могут не более одного раза менять знак, поэтому
управления и и содержат не более двух интервалов. Для заданных
граничных условий первые интервалы должны быть противоположного знака.
Утверждение о количестве перемен знака бесспорно для функции .
Функция содержит координату х3, от поведения которой может
зависеть число перемены знака. В данном конкретном примере в процессе
управления координата х3 знака не меняет в силу безусловных ограничений. В
нуль она обращается только в единственной стационарной линии х1 = х3 = 0,
то есть на оси х2. Поэтому в процессе управления х3 не может менять знака.
Тогда функция не более одного раза меняет знак.
Анализ оптимальных управлений дает следующие решения задачи:
и . Управление — релейное, имеет не более двух
интервалов, осуществляется подачей нефти в резервуар.
и . Управление — релейное, имеет не более двух
интервалов, реализуется путем слива нефти из резервуара.
и . Управления и — релейные, имеют не более двух
интервалов, реализуется как подачей нефти в резервуар, так и сливом ее из
резервуара.
Следовательно, решение оптимальной задачи не единственное. Известны три
варианта оптимальных управлений, каждый из них удовлетворяет принципу
максимума. Из этих управлений следует выбрать такое, которое даст при
данных граничных условиях минимальное время.
Рассмотрим управление для граничных условий, когда начальные условия
заданы в нуле х1=х2=х3=0, а конечные условия находятся на множестве
стационарных состояний. Необходимо, следовательно, объект из нуля перевести
на множество стационарных состояний.
Представим граничные условия в следующем виде:
х10=х20=х30=0; (клапаны закрыты и резервуар пуст)
х1n, х2n, х3n, (причем должно выполняться соотношение).
Последовательность управлений должна иметь вид:

Но координата х2 не может принимать отрицательных значений в силу
безусловного ограничения (сливной клапан закрыт).
Поэтому интервал заменяется интервалом .
Последовательность управлений с учетом безусловного ограничения на х2
имеет вид:

Записываем системы уравнений и их решения на отдельных
интервалах.
Первый интервал равен:
,
, (2.26)
,
так как х2=0.
Решения для х1 и х3 следующие:
(2.27)
Второй интервал равен:
(2.28)
Решения для х1(t) и х2(t) имеют вид:
(2.29)
Подставляем полученные решения для х1(t) и х2(t) в третье уравнение,
получим:
(2.30)
Третий интервал будет равен:
(2.31)
Решения для х1(t) и х2(t) будут иметь следующий вид:
(2.32)
Подставляем полученные решения х1(t) и х2(t) в третье уравнение:
(2.33)
Из решений данного управления следует определить время оптимального
процесса Т, момент t2 включения и момент t1 переключения .
Аналитически найти t1, t2 и Т не представляется возможным, поэтому они
определяются приближенно из условия прохождения оптимальной траектории
через конечные точки х1n, х2n, х3n.
С физической точки зрения объяснение оптимального управления весьма
просто, так как при закрытом сливном клапане уровень в нефтяном резервуаре
поднимается с наибольшей скоростью.

2.5 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 слива нефти в резервуарах;
— уровень раздала фаз нефтьвода;
— плотность нефти в резервуарах.
Сигналы от датчиков, несущие информацию о переменных процесса,
поступают на входы аналоговых модулей микроконтроллеров ADAM 5010, 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 ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.