CC BY
87
| УПРАВЛЕНИЕ В СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
УДК 629.1.04
СОКРАЩЕНИЕ ВРЕМЕНИ ПРОИзВОДСТВЕННОГО ЦИКЛА
морской транспортировки нефти
НА ОСНОВЕ ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДОВ МЕНЕДЖМЕНТА
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИННОВАЦИЙ
Г. И. Коршунов,
доктор техн. наук, профессор
Ли Шунь Минь,
аспирант Санкт-Петербургский государственный университет аэрокосмического приборостроения
Предложены технические средства, модели и методы для уменьшения времени погрузки/выгрузки нефти и сокращения производственного цикла транспортировки нефти морскими танкерами. Рассмотрены особенности грузовых систем, предложено использование быстроразъемного соединения с «плавающим шаром». Представлены математические модели процессов загрузки нефти на базе аппроксимации характеристик насоса, а также модель баланса расходов и напоров на основе гидравлических аналогов уравнений Кирхгофа с учетом местных гидравлических сопротивлений. Разработаны система моделирования и алгоритм погрузки нефти, обеспечивающие близкое к оптимальному изменение скорости потока нефти и сокращение времени по критерию Lead Time.
Ключевые слова — время производственного цикла, быстроразъемное устройство, баланс расходов в сети, баланс напоров в сети, метод узловых напоров, моделирование процесса погрузки танкера.
Введение
Незначительные запасы нефти на суше существенно ограничивают возможности развития экономики, в связи с чем интенсивно осваиваются нефтяные месторождения на шельфе. Вопросы погрузки нефти в открытом море имеют свою специфику, в том числе на их решение определенное влияние оказывают природно-климатические условия и, прежде всего, волны и ветер, которые повышают риск проведения операций погрузки нефти в море. Поэтому актуальны вопросы повышения эффективности использования технологического и транспортного оборудования, сокращения времени погрузки, минимизации вмешательства человека в технологические процессы, что требует специальных проектных и конструктивных решений, приносящих экономический эффект.
Прием груза на борт и подача его в трюмы осуществляются насосными станциями закрытым способом с помощью гибких шлангов, которые крепят к приемным патрубкам посредством бы-
строразъемных соединений. Уменьшение времени погрузки/выгрузки нефти на основе новых методов и средств является актуальным для сокращения времени производственного цикла морской транспортировки нефти.
В статье рассмотрены анализ особенностей схемы грузовой системы, разработка математической модели погрузки нефти в танкер в условиях открытого моря и программного обеспечения системы моделирования, технико-экономический анализ системы «отгрузочные устройства — танкер» при обязательном рассмотрении альтернативных решений, обеспечивающих регулярную и безопасную отгрузку нефти с платформы.
Целью работы является сокращение времени производственного цикла морской транспортировки нефти на основе моделирования процессов погрузки/выгрузки нефти в танкер в условиях открытого моря (с морских нефтедобывающих платформ и морских отгрузочных терминалов), исследования и выбора вариантов систем.
Требования к проектированию грузовых систем танкеров
Выбор схем грузовой системы зависит от количества одновременно перевозимых сортов груза, расположения грузовых насосных отделений, танков и конструкции корпуса судна [1]. Выбор схем и состава зачистной системы производится на основании технико-экономического анализа с учетом принятой схемы грузовой системы. Кольцевая схема грузовой системы применяется обычно на танкерах при расположении грузового насосного отделения в районе грузовых танков, а также при необходимости обеспечить большую живучесть и производительность системы [2].
Грузовые баки имеют конические днища с патрубками в центральной части для присоединения отростков труб, идущих от магистралей. При таком конструктивном оформлении узла «грузовой бак — приемная труба» грузовые насосы выкачивают груз полностью, и надобность в зачист-ной системе отпадает [3].
Модель и метод расчета потерь напора в быстроразъемном устройстве (БРУ) (рис. 1), обусловленных его гидравлическим сопротивлением, позволяют определить сумму сопротивлений следующих его элементов: прямоугольного колена поворотного участка БРУ; радиального колена на участке сопряжения патрубка БРУ с приемным патрубком грузовой системы; запорного устройства. В БРУ использован «плавающий шар», программное управление которым обеспечивает близкое к оптимальному изменение скорости потока загружаемой нефти.
Определение потерь напора на запорном устройстве требует выполнения натурных экспериментов или соответствующих расчетов.
Менеджмент процессов загрузки/выгрузки нефтепродуктов может включать интегральный критерий — время производственного цикла и частные показатели производительности. В качестве таких критерия и показателей в статье используется критерий Lead Time и частные показатели, характеризующие методы DBR (Drum-Buffer-Rope) [4] и CIMS (Computer Integrated Manufacturing Systems).
Для моделирования процесса налива нефти в танки и выбора диаметров трубопроводов, как и других гидравлических сетей, используются системы уравнений, описывающие балансы расходов в узлах или напоров в контурах (по аналогии с законами Кирхгофа для электрических цепей).
Для отображения балансов расходов была использована аналогия гидравлических цепей с электрическими и, в частности, 1-й закон Кирхгофа [5], положенный в основу разработанного метода (узловых напоров).
■ Рис. 1. Общая схема БРУ в рабочем положении
ё:ри приеме нефти): 1 — кран шаровый; — диаметр трубы; R — радиус на повороте
При существующих методах гидравлических расчетов водопроводных систем участки трубопроводов одинакового сечения рассматриваются как звенья с сосредоточенными параметрами.
Общая схема трубопровода с параллельными ветвями включает питатель; трубу, подводящую жидкость к разветвленному участку; параллельные трубы на разветвленном участке; трубу, отводящую жидкость от разветвленного участка; приемник.
Потеря напора в каждой из параллельных труб одинакова и практически равна разности Н уровней в узлах:
Нп1 = ••• _ Нт = ••• _ Нпп = Н;
сумма гидравлических проводимостей труб, примыкающих к узлу Ц:
Pi,j =
hi,j
Поэтому баланс расходов и напоров в сети (по методу узловых напоров) в общем виде описывается следующей системой уравнений:
Pl,lHi -P12H2 ... -Pi,n-jHn-1 =X Hi,jPi,j
- P2,1H1 + P2,2H2... + P2,n- jHn-1 =X Hi,jPi,j
j
.................................................., (1)
-P„-;iHi - Pn-i 2 H2 ... - Pn
Pn-i,1H1~ Pn-i,2 = Hn-i, jPn-i, j
j
n-i, n- jHn-1
jHn-1 =
где і, ] — номера узлов ветвления: і — номер начала участка; ] — номер конца участка; Ні — напо-
а)
Н, м
1,20 1,00 0,80 0,60 0,40
0,20-1--‘----------------------------------Ч;-0 15-- 3/
0,00! , , , " ^ -1Q, м3/ч
0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00
■ Рис. 2. Кубический (а) и квадратичный (б) полином
б)
Н, м 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00
y=-E-4X2+E-3X+1
0,00
20,00 40,00 60,00 80,00
Q, м3/ч
ры в узлах i; Ht j — статические и (или) действующие напоры насосов в участке ij; hi j — потери напора на участке ij.
Приведем описание решения системы уравнений.
1. Пассивный участок:
dPi,j=Pi - Pj+(Z - Zj)p;
Qij = Cij<J \Щ |sign (APij);
|S %\ <z ’
где Q — расход на участке ij; C — коэффициент шероховатости; d — относительная плотность.
2. Активный участок — вход в насос:
Afe(1...4) — коэффициент кубической параболы
(рис. 2, а), аппроксимирующей характеристику насоса H(Q);
X(1...4) — переменная полинома, служащего для нахождения расхода на участках.
Для аппроксимации по трем точкам график имеет вид, представленный на рис. 2, б.
Характеристика насоса задается обычно в виде графиков. Для машинного представления график разбивается на участки по точкам, и данные в компьютер вводятся в виде таблицы. Как правило, достаточно трех точек (см. рис. 2, б), но если требуется большая точность, выбирают четыре точки (см. рис. 2, а). Затем полученный полином используется для дальнейших расчетов режимов работы грузовой системы. Полиномиальные тренды можно построить в Excel и получить соответствующие уравнения. Для получения уравнения надо найти коэффициенты Kt при неизвестных и значение свободного члена К0.
Система уравнений примет вид
Hi = KiQi3 + K20\2 + KsQi + K0 H2 = K1Q23 + K2Q22 + K3Q2 + K0 H3 = KiQ33 + K2Q32 + K3Q3 + K0 H4 = KiQ43 + K2Q42 + K3Q4 + K0
Здесь нижние индексы соответствуют выбранным точкам.
Решение системы производится одним из способов, например, заменой переменных. В этом случае мы можем сразу найти значение свободного члена (точка 1 при Qi = 0). В результате получим те же коэффициенты, что и в Excel.
Для построения полной математической модели требуется рассчитать нижеследующие параметры:
— объем жидкости в цистерне i: d^ / d£ Ф Qj, где ij — участок системы, примыкающий к цистерне;
— уровень жидкости в цистерне: H■ ■=f (V);
i,j i
— давление в узле, примыкающем к цистерне:
Pi = P вi + PH
Рассчитать давление воздуха в цистерне Рв (идеальный газ) можно по формуле
dP„ 1 dGB „ dVB
в- = —\ RT—в - Рв в
d^ Vв ^ d^ d^
где Ув — объем воздуха в цистерне; Gв — масса ^в
воздуха в цистерне; - — расход воздуха из/в
цистерну через систему вентиляции цистерны.
Наличие местных сопротивлений изменяет эту структуру на незначительной части участка. Коэффициент местных сопротивлений существенно превосходит коэффициент трения жидкости о стенки трубы. Поэтому по аналогии с законом Ома для электрической цепи потеря напора на участке может быть представлена в виде h=QS, где Q — расход на участке за единицу времени; S — приведенное (к данному расходу) гидравлическое сопротивление участка.
С учетом формулы Дарси — Вейсбаха [6] потеря напора на участке вычисляется по формуле
*-Н+&ХА (2)
Здесь I — длина участка, м; d — внутренний диаметр, м; ^ — суммарный коэффициент местных сопротивлений на участке; V — скорость те-
чения, м/с; g = 9,81 м/с2; р — плотность нефти, кг/м3; X = /(Ие, е) — коэффициент сопротивления трения нефти о стенки трубы, где Ие — критерий
„ _ vd
Рейнольдса, Ке = —, V — кинематическая вяз-V
кость нефти, м2/с; е=------относительная шеро-
d
ховатость стенки трубы, & — абсолютная шероховатость стенки трубы, м.
Суммарный коэффициент местных сопротив-
п
лений на участке ^ = Т,Х£.
£=1
Приведем формулу (2) к виду
,_(XI п,.1V2 . ,
Ъ = ~Г + ТХ1 ~2~; + (ХК - Хн ),
^ 1=1 ;2ё
где 1н, 1к — соответственно высота начала и конца участка относительно принятого уровня.
Скорость потока может быть выражена через расход Q, поэтому формулу (2) можно привести к виду
h =
п Л ке .
т+
і=1
8Я (1К + 1н )
п2Т4 і
Я
Я.
Рассматривая выражение в квадратных скобках как приведенное гидравлическое сопротивление участка S, можно найти и обратную ему величину — гидравлическую проводимость участка Р = 1/S = Q/h, откуда
Я=Ph.
(3)
В соответствии с условием неразрывности потока алгебраическая сумма расходов в любом узле системы равна нулю. Поэтому уравнение баланса расходов для узла 1 (рис. 3) будет иметь вид
^,2 + ^,3 — ^,4 = °.
Подставив в него соответствующие выражения из (3), получим потери напора на соответствующих участках:
Р1,2 ^,2+Р1,2 h1,3 - Р1,4 h1,4 = °. (4)
■ Рис. 3. Схема гидравлического узла
При установившемся режиме течения для каждого участка выполняется условие
Чц=Н - Н
где Н, Нц — приведенные напоры в соответствующих узлах.
При наличии на участке нагнетателя с напором Нь ■ потеря напора будет
\гН1 - Н - d Нц (5)
+1, если нагнетание происходит в сторону узла £ .
-I, если в противоположную сторону
Преобразовав уравнение (4) с учетом выражения (5), получим
Р1,2 (ЩЩ - dH 1,2 ) + Р1,3 (Н1Н3 - dHз)-
-Р1,4(Н1Н4 - dHl,4 ) = 0. (6)
После преобразований уравнение (6) представим в виде
(Р1,2 + р1,3 + Р1,4 )Н1 - Р1,2Н2 - Р1,3Н3 - Р1,4Н4 =
= Р1,2<^Н12 + Р1,3Ш1,3 + Р1,4<^Н1,4.
Выражение (Р1 2+Р1 з + Р1 4) условно назовем гидравлической проводимостью узла I — Р1;, а выражение в правой части будем рассматривать как приведенную производительность (подачу) нагнетателей, действующих на участках, прилегающих к узлу I, которую обозначим Gi.
При п + 1 узлах в гидравлической сети система уравнений балансов расходов и напоров с учетом принятых обозначений (1) имеет вид
Р1,1Н1 - Р1,2Н2... - Р1,пНп - Р1,п+1Нп+1 = ^1 - Р2,1Н1 - Р2,2Н2... - Р2,пНп - Р2,п+1Нп+1 = &2
-Рп,1Н1 - Рп,2 Н2... - Рп,пНп - Рп,п+1Нп+1 = &п
-Рп+1,1Н1 - Рп+1,2Н2... - Р
п+1,п п+1
В случае замкнутой гидравлической сети эта система имеет бесконечное число решений относительно узлов. Поэтому при расчетах напор в одном из узлов должен быть задан (например, равным нулю). Для незамкнутых систем таким узлом может считаться внешняя среда, на которую замыкаются все начальные и конечные узлы. При программной реализации этого метода была предусмотрена возможность задания такого узла под номером «0», в противном случае выбор узла производится программой.
3
4
С учетом сказанного система уравнений баланса расходов и напоров в гидравлической сети в матричной форме будет иметь вид
Р1,1, -Р1,2, -Р1,3, ... -Р2,1, - Р2,2, - Р2,3, ..
-Р1,п ЛГН1Л
2,п
V Рп,1,
Рп,2, Р
- Р ТГ
п,3’ ••• ±п,п у V п у
Н2
Г ^ ^2
(7)
Поскольку при отсутствии непосредственной связи между узлами сети Рц=0, матрица Р, по существу, определяет топологию этой сети и интенсивность связей между узлами. Особенностью матрицы проводимости является также и то, что она является симметричной относительно главной диагонали; элементы главной диагонали, в отличие от других элементов, положительны и по модулю больше любого другого элемента столбца или строки. Эти особенности имеют принципиальное значение для обеспечения сходимости при решении системы уравнений (6). Получение расходов на участках системы производится многократным решением линейной системы уравнений (6) до достижения необходимой точности по расходам на участках. Существуют различные реализации метода узловых давлений.
Для БРУ с диаметром 600 мм потери на запорном устройстве определены путем пересчета при принятых следующих исходных данных [7]: фактический диаметр D = 485 мм; усредненная скорость потока нефти V = 9,60 м/с; потеря напора h = 0,78 бар = 78 000 кг/м2; плотность нефти р = 920 кг/м3.
Для расчета ^ преобразуем формулу (2) к виду
2£
к = h
и2р
Подставив вышеприведенные данные, получим
Сз = 7800 • 2 29,81 = 1,81.
9,62 • 920
Сумма коэффициентов местных сопротивлений БРУ составит
Сс = С1 + С 2+С 3 = 2 + 0,38 + 1,81 = 4,19,
а общие потери напора на БРУ с физическим диаметром 585 мм (условный — 600 мм) при расходе 12 000 м3/ч при скорости потока в
V = -
12 000 • 4
3600 • р • 0,5852 или, после подстановки,
БРУ
и2
= 12,4 м/с составят h = ^с— р
■ Рис. 4. Укрупненная блок-схема программно-информационного обеспечения системы моделирования процесса погрузки танкера
2
hБPУ = 4,19 • 12,4 910 = 29 881 кг/м2 * 3 бар. (8)
2 • 9,81
С учетом номинального расхода нефти Я = 12 000 м3/ч и соответствующего значения hБРУ = 29 881 кг/м2 (8) получим выражение для расчета стабилизирующей величины напора на БРУ:
Нбру = 29 881 (1 - Ябру2 /12 0002) =
= 29 881(1 -ЯБРУ2 /144 -106) [кг/м2 ],
где QБpy — изменение потерь объема в БРУ.
Суммарный действующий напор на приемном патрубке грузовой системы
Н = Нв + НБРУ =(21840 - 0,11466 •£ V) +
+29 881 (1 -ЯБРУ2 /144-106) [кг/м2],
где Нв — действующий напор: Нв = hр = 21 840 -
- 0,11466 • 'і£уі [кг/м2].
В общем случае задача выбора диаметров труб относится к задачам оптимизационного класса, связанным с выбором стратегии управления, в данном случае — с последовательностью открытия и закрытия задвижек на сливных патрубках в танках [8]. Приняв стратегию одновременного заполнения всех танков нефтью, выбор диаметров труб на участках можно осуществить путем многовариантных расчетов, используя соответствующую расчетную модель. Такая стратегия обеспечивает минимальное время погрузки танкера при ограничениях на скорость движения нефти в трубах и минимизацию затрат на трубопровод. Укрупненная структура системы моделирования процесса погрузки танкера показана на рис. 4.
Разработанная форма экрана обеспечивает ввод исходных данных для расчета, отображение
принципиальной схемы системы, отображение процесса заполнения отдельных танков, отображение относительной величины расхода в системе во времени, доступ к файлам исходных данных и результатов, управление процессом расчета.
Обобщенная блок-схема алгоритма моделирования процесса приема нефти представлена на рис. 5. Соответствующая программа предназначена для моделирования процесса погрузки нефти из хранилищ платформы на нефтеналивное судно с целью определить длительность опера-
Начало
Ввод исходных данных
і
Формирование списка узлов и участков
Задание начальных значений расходов Q0
Расчет проводимости участков Ри
т
Формирование и решение системы уравнений балансов расходов в узлах
Пересчет заполненных объемов танков и действующих напоров
Запоминание промежуточных результатов
Нет
Отключение танка и корректировка схемы системы
(^Конец расчета^)
■ Рис. 5. Обобщенная блок-схема алгоритма расчета погрузки нефти
ций погрузки и основные параметры течения нефти; уточнить диаметры труб грузовой системы танкера по результатам расчетов вариантов грузовой системы.
Программа разработана на ПЭВМ типа IBM PC в среде MS Visual Basic 6.0. Программа работает в среде операционных систем Windows ХР. Предназначена для вывода на экран результатов моделирования с заданным шагом вывода расхода в системе, текущих объемов жидкости в цистернах. Все содержимое файла результатов или его фрагмент могут быть скопированы в буфер обмена Windows для последующего вывода на печать или вставки в другой документ.
Результаты расчетов показывают, что выбранные диаметры для участков грузовой системы обеспечивают почти одновременное заполнение танков за время, равное 6 ч [9].
Оценка снижения затрат на транспортировку нефти при внедрении технологических инноваций
Для оценки рыночной стоимости танкера дедвейтом 60 тыс. т на 2012 г. воспользуемся данными, приведенными на сайте [9] для танкеров дедвейтом 300, 250, 110 тыс. т.
Экстраполируя эти данные для танкера дедвейтом 60 тыс. т, получим в графическом виде зависимость цены танкеров от дедвейта (рис. 6).
Аппроксимируя эту зависимость для танкера дедвейтом 6О тыс. т по линейному закону, получим уравнение Y = 3,65х - 7387, где х — год, для которого производится расчет, и получим Y = 6О,864 млн дол.
Необходимое количество танкеров для транспортировки всего объема добываемой нефти (порядка 1ОО тыс. т/сут) на морских месторождениях в море определяется в соответствии со следующей методикой.
Цена, млн дол. 140
120
100
80
60
40
20
0
300
150
110
60
2001 2002 2003 2004 2005 Год
■ Рис. 6. Графики изменения цены танкеров в зависимости от дедвейта
1. Время, затрачиваемое традиционно на перевозку нефти одним танкером за 1 круговой рейс:
Т = (#1 + #2 + #3 + #4 + #всп ) =
= (20 +12 + 25 +12 +10)-1,3 =
= 102,7 ч и 4,3 сут,
где *1, #2, *3, і4 — время порожнего рейса, погрузки, рейса с грузом, разгрузки соответственно; *всп — вспомогательное время; 1,3 — коэффициент, учитывающий ремонтные работы, форсмажорные обстоятельства и т. д.
2. Время, затрачиваемое на перевозку нефти одним танкером за 1 круговой рейс при сокращенном времени погрузки и разгрузки:
Т = (#1 + #2 + #3 + #4 + #всп ) =
= (20 + 6 + 25 + 6 +10) 1,3 = 87,1 и 3,6 сут.
3. Принимаем, что годовой дебит нефти на месторождениях
Dн = 100 • 365 = 36,5 млн т.
4. Требуемое количество перевозок нефти танкерами грузовместимостью 60 тыс. т:
Nн = Dн : Dт = 36 500:60 = 608 танкеров ■ рейс.
5. Количество рейсов, совершаемых одним традиционным танкером в течение года:
^.т = 365:4,3 = 84,9и85 рейсов.
6. Количество рейсов, совершаемых одним танкером с сокращенным временем погрузки в течение года:
N год = 365:3,6 = 101,38«101 рейс.
7. Количество традиционных танкеров, требуемых для транспортировки нефти:
Кт=N^.N^ = 608:85 = 7,15.
8. Количество модернизированных танкеров, требуемых для транспортировки нефти:
Ку=^:^ год = 608:101 = 6,02.
9. Округляя полученное количество танкеров до целого числа, получим, соответственно, Кт = 8 и Ку = 7 танкеров.
Таким образом, в течение одного года для перевозки 36,5 млн т нефти количество требуемых танкеров может быть сокращено на единицу. В денежном выражении, учитывая, что цена одного танкера указанного дедвейта равна 60,864 млн дол., это будет равно экономии от использования 7 танкеров с ускоренной погрузкой.
Заключение
Предложенные модели и методы обосновывают возможность уменьшения затрат на транспортировку нефти от месторождений за счет сокращения времени погрузки нефти на основе технологических инноваций.
В БРУ использован «плавающий шар», программное управление которым обеспечивает близкое к оптимальному изменение скорости потока загружаемой нефти.
Разработанная программа позволяет моделировать динамические процессы погрузки нефти из хранилищ платформы на нефтеналивное судно.
Литература
1. Борисов Р. В., Макаров В. Г. Морские инженерные сооружения: учебник. - СПб.: Судостроение, 2003.
- 533 с.
2. Бухарицин П. И., Беззубиков Л. Г. Грузовая система наливного судна // Проблемы и перспективы современной науки. Томск, 2011. Т. 3. № 1. С. 103109.
3. Кутыркин В. А., Постников В. И. Специальные системы нефтеналивных судов: справочник. - М.: Транспорт, 1983. - 192 с.
4. Arvind Bhardwaj, Ajay Gupta, Arun Kanda. Drum-Buffer-Rope: The Technique to Plan and Control the Production Using Theory of Constraints. - Las Cruces, USA: WASET, 2010. Is. 0045. - 120 p.
5. Алиев И. И. Электротехнический справочник. Изд. 5-е, стер. - М.: РадиоСофт, 2010. - 384 с.
6. Путилов В. Я. и др. Методические указания по расчету и рекомендации по снижению абразивного износа пневмотранспортных трубопроводов систем пылеприготовления и золошлакоудаления ТЭС: РД 153-34.1-27.512; введ. 2002-01-01 / Московский энергетический институт; УралОРГРЭС. - М., 2002. - 36 с.
7. Подволоцкий Н. М. Расчеты основных параметров грузовых насосных установок танкеров/ГМА им. Макарова. - СПб., 2009. - 48 с.
8. Правила морской перевозки нефти и нефтепродуктов наливом на танкерах: РД 31.11.81.36-81; утв. Министерством морского флота СССР / Мортехин-формреклама. - М., 1985. - 85 с.
9. Судостроение, машиностроение за рубежом. Т. III-IV: Строительство и ремонт гражданских морских и речных судов, станкостроение, тяжелое машиностроение: справочники ПОЛПРЕД. - М., 2008. http://polpred.com/free/sector/204_demo.pdf (дата обращения: 15.10.2013).
