автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Модели и алгоритмы прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов при проведении технологических операций на нефтебазах

На правах рукописи

Кузнецов Евгений Вячеславович

МОДЕЛИ И АЛГОРИТМЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОТЕРЬ СВЕТЛЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ НА НЕФТЕБАЗАХ

Специальность 05.13.01 - «Системный анализ, управление и обработка информации (промышленность)»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

-д£ЕН 20Ю

Москва 2010

004616421

Работа выполнена в ГОУ ВГТО Московский государственный горный

университет

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор ФЕДУНЕЦ НИНА ИВАНОВНА

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор

МИХАЙЛЮК МИХАИЛ ВАСИЛЬЕВИЧ

кандидат технических наук, доцент

СТРОГАНОВ ДМИТРИЙ ВИКТОРОВИЧ

Ведущее предприятие:

Московская государственная академия тонкой химической технологии им.

М.В. Ломоносова

Запита диссертации состоится "23" декабря 2010г. в II00 час. на заседании диссертационного совета Д 212.128.07 при Московском государственном горном университете по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д.6.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского государственного горного университета

Автореферат разослан №0ЯВР9'1 оюг.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Нефтяная промышленность имеет большое значение для экономики любой страны. Нефть является основным сырьем для многих отраслей. В России нефтяная промышленность вместе с другими энергообеспечивающими отраслями является базисом всей экономики.

Работа нефтяной промышленности сопровождается потерями нефти и нефтепродуктов. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов - один из важных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, играющих ведущую роль в развитии экономики. За счет устранения потерь при добыче, переработке, транспортировании и хранении, можно получить до 20 % всей экономии топливно-энергетических ресурсов страны.

Нефтяные компании занимаются закупкой крупных партий нефтепродуктов (в основном это бензин и дизельное топливо) у нефтедобывающих предприятий и реализуют их по автозаправочным станциям, принадлежащим компании или компаниям-клиентам.

Цепь доставки топлива до конечного потребителя выглядит следующим образом: топливо крупными партиями посредством авто-, судо-, железнодорожных перевозок и поставок трубопроводом попадает на нефтебазы - крупные хранилища нефти и нефтепродуктов и по мере необходимости отгружается мелкими партиями в бензовозы и распространяется ими по потребителям. Основными режимами работы нефтебазы являются: приемка, хранение, отгрузка, перекачка нефтепродуктов.

Хранение нефтепродуктов, тесно связанное с операциями приемки, отпуска и перекачки из резервуара в резервуар сопровохсдается огромными потерями нефтепродуктов, которые можно разделить на потери: естественные, эксплуатационные, организационные, аварийные.

Естественные потери зависят от свойств топлив и условий их содержания, в частности температуры, атмосферного давления, размеров заливных горловин резервуаров, технического состояния емкостей, скорости их заполнения и опорожнения, способа хранения, транспортирования, приема и выдачи. Эти потери при использовании наиболее широко распространенного современного оборудования полностью прекратить практически невозможно. К естественным потерям следует отнести потери от испарения.

Эксплуатационные потери топлива в меньшей степени зависят от их свойств. Это потери от утечек, проливов, загрязнения, обводнения, осмоления, слива, смешения, подтекания, переполнения и нарушения

герметичности емкостей. Они происходят из-за неудовлетворительного технического состояния емкостей хранения, средств транспортирования, оборудования складов и нефтебаз, трубопроводов, средств перекачки заправки, несвоевременного их профилактического осмотра и ремонта, а также от смешения различных сортов нефтепродуктов при перекачке их по трубопроводам и неправильном выполнении операции по приему и выдаче. Эксплуатационные потери в отличие от естественных потерь могут быть полностью устранены.

Организационные - потери, вызываемые неправильной организацией работы нефтебазы. К этим потерям относятся потери вызванные, хищениями, неправильной конструкцией резервуаров, неправильной организацией слива/налива нефтепродуктов.

Аварийные потери - потери топлива, возникающие вследствие повреждения резервуаров, трубопроводов и другого оборудования при стихийных бедствиях и в других случаях.

Как показали исследования, 60% всех потерь нефтепродуктов приходится на естественные потери, 20% - на эксплуатационные, 15% - на организационные и 5% - на аварийные.

Основным видом потерь нефти и нефтепродуктов, полностью не устранимых на современном уровне развития средств транспорта и хранения углеводородов, являются потери от испарения из резервуаров, относящиеся к естественным потерям. По результатам исследований на долю потерь от испарения приходится до 70% всех естественных потерь нефтепродукта.

Ущерб, наносимый этими потерями, состоит не только в уменьшении количества топливных ресурсов, стоимости теряемых продуктов и снижении качества топлива, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды нефтепродуктами. Поэтому борьба с потерями нефтепродуктов от испарения дает не только экономический эффект, по и жизненно важна для обеспечения охраны природы.

Повышение эффективности использования резервуарных парков нефтебаз требует учета и прогнозирования потерь нефтепродуктов. Для этого необходимо, опираясь на исследования режимов эксплуатации, разрабатывать новые методики сокращения потерь легких углеводородов на основе оценки и прогноза потерь нефтепродуктов, и выработки мероприятий по снижению потерь. Для этого необходимо совершенствовать методы анализа и управления режимными параметрами нефти в трубопроводах и резервуарах.

Таким образом, разработка современных моделей и методов прогнозирования и сокращения выбросов на основе перспективных методов мониторинга и управления технологическими режимами в условиях эксплуатации является актуальной научной проблемой.

Большой вклад в исследование проблем потерь нефтепродуктов от испарения, разработку методик расчета потерь, обоснование методов и средств сокращения их из резервуаров внесли такие ученые, как: Ф.Ф. Абузова, М.И. Ашкенази, С. Бейсор, Н.И. Белоконь, И.С. Бропштейн, И.Г. Блинов, В.А. Бунчук, Р. Велдон, В.Ф. Вохмин, В.Б. Галеев, Д. Гаммел, A.M. Гиззатов, X. Джаггер, В.Ф. Евтихин, С.Г. Едигаров, К.В. Елшин, H.II. Константинов, A.A. Коршак, В.Ф. Новоселов, А.Д. Прохоров, И.А. Чарной, В.И. Черникин и др.

Цель работы - разработка новой методики оценки и прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз, впервые позволяющей определить многофакторные варианты прогнозирования процесса снижения потерь нефтепродуктов для каждого из объектов резервуарного парка, выявить из них те, потери в которых носят аварийный характер.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

• Исследование проблемы потерь нефтепродуктов на предприятиях сбыта нефтепродуктов.

• Выявление факторов, влияющих на величины потерь, выбор среди них наиболее значимых и исследование взаимосвязей и взаимовлияния между ними.

• Разработка методики оценки и прогнозирования величин потерь в зависимости от изменения значимых факторов, с учетом разбиения резервуарного парка на отдельные объекты, для определения наиболее опасных с точки зрения потерь нефтепродукта объектов.

• Разработка моделей, методов и алгоритма прогнозирования потерь нефтепродукта в резервуарном парке нефтебазы в зависимости от изменения основных параметров нефтепродукта для каждого из объектов резервуарного парка нефтебазы при технологических процессах приема, хранения, перегонки и отпуска.

• Разработка инструментальных средств прогнозирования величин потерь нефтепродуктов, реализующих методику и алгоритм оценки и прогнозирования потерь.

Идея работы - системный анализ процесса потерь нефтепродуктов от испарения, выявление значимых параметров нефтепродуктов, влияющих на

з

процессы испарения, определение их взаимосвязей и взаимовлияния на управление режимными параметрами нефтепродукта в трубопроводах и резервуарах нефтебазы, с учетом распределения общих потерь на нефтебазе по каждому из объектов резервуарного парка.

Основные научные положения, разработанные соискателем, и их новизна:

• Выявлен ряд факторов, оказывающих существенное влияние на рост потерь нефтепродуктов в резервуарном парке, не учитывающихся до настоящего времени.

• Разработана новая методика обработки эксплуатационных данных и прогнозирования, включающая в себя новые модели и методы, позволяющая в отличие от существующих анализировать динамику наблюдаемых показателей для каждого из объектов резервуарного парка нефтебазы.

• Разработан алгоритм обработки эксплуатационных данных и прогнозирования величин потерь нефтепродуктов, позволяющий впервые определить возможные причины потерь с длительным прогнозом вероятной ситуации для своевременного вмешательства эксплуатационных служб промышленного объекта.

• Разработаны инструментальные средства прогнозирования, реализующие методику и алгоритм оценки и прогнозирования потерь.

Научная значимость диссертации состоит в разработке новой методики обработки эксплуатационных данных нефтебаз, позволяющей определять динамику потерь нефтепродуктов в каждом объекте резервуарного парка, выявлять объекты, где происходят наибольшие потери, а также прогнозировать величины потерь для выработки решений по устранению возможных аварий.

Практическая значимость работы заключается в том, что результаты проведенных исследований и разработки ипструментально-программного комплекса прогнозирования выбросов углеводородов являются основанием для практической реализации мероприятий по оценке промышленной и экологической безопасности нефтебаз.

Реализация и внедрение результатов. Разработанный 111111 «Нефтебаза. Прогноз потерь» применяется для определения и прогнозирования потерь нефтепродуктов в Серпуховском филиале ЗАО «РОС-ТРЕЙД» и др.

Разработанные модели и методы обработки данных используются в учебном процессе для подготовки специалистов и магистров по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника» специальности 230102

«Автоматизированные системы обработки информации и управления» МГГУ, включены в разделы дисциплин «Методы оптимизации» и «Компьютерные системы поддержки принятия решений» по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника».

Апробация работы. Основные результаты диссертации и ее отдельные положения докладывались на семинарах кафедры АСУ МГГУ и международных симпозиумах «Неделя горняка» (2008-2010гг., Москва).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 4 научные работы.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 135 страниц, 38 рисунков и 30 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Потери нефти в резервуарном парке зависят от условий их транспортировки, хранения, технического состояния сооружений и оборудования, а также от специфических свойств нефти.

Исследования проблемы потерь нефтепродуктов от испарения показали, что потери нефти в резервуарном парке можно разделить на статические и динамические, которые зависят от химического состава, вязкости, температуры воздуха и нефти, коэффициента диффузии паров в воздух, давления паров на поверхности испарения, теплопроводности, площади поверхности испарения.

Статические потери от испарения - это потери нефти при хранении нефти. При хранении нефти в резервуаре изменяются следующие параметры: уровень (вследствие испарения, изменения температуры и плотности); температура (вследствие суточных колебаний температуры окружающей среды либо подогрева нефти в холодный период); плотность (вследствие испарения легких фракций); давление в газовом пространстве (при повышении давления в газовом пространстве до давления, на которое настроен дыхательный клапан, происходит «малое дыхание».

Дипамические - это потери нефти при различной интенсивности приема, отпуска, перекачки нефти.

В ходе приема нефти в резервуар повышается уровень нефти и происходит процесс испарения легких фракций нефти с ее поверхности. В результате этого увеличивается давление паров в газовом пространстве резервуара. Для предохранения резервуара от высокого давления служит дыхательный клапан. Когда давление паров в газовом пространстве становится равным давлению, при котором срабатывает ДК, происходит выброс паров в атмосферу или газоуравнительную систему. Этот выброс называется «большим дыханием».

При отпуске нефти изменяются следующие параметры: уменьшается уровень нефти (до минимально допустимого значения); температура; плотность (вследствие испарения); давление в газовом пространстве. Выкачивание нефти из резервуара сопровождается всасыванием воздуха. Вследствие испарения продукта увеличивается давление в газовом пространстве, при достижении давления в газовом пространстве величины, на которую настроен дыхательный клапан, происходит «обратный выдох».

Анализ потерь позволил выявить процентное разделение потерь на потери от «большого дыхания», «малого дыхания» и «обратного выдоха».

По данным отчетов с нефтебаз, естественная убыль нефти только за 1 месяц может превышать 3000 тонн. В результате измерений было установлено, что газовый фактор нефтепродукта после прохождения резервуаров уменьшается в 2,5-3 раза по сравнению со значением, которое имел нефтепродукт на входе в резервуары.

Исследования показали, что из всех потерь легких фракций углеводородов на долю потерь от испарения из резервуаров приходится более 70 % (рис. 1).

Рис. 1. Доля потерь от испарения в общем количестве потерь

На данный момент на предприятиях, занимающихся хранением и сбытом нефтепродуктов используется общепринятый подход расчета потерь нефтепродуктов. Он заключается в ежеквартальном сопоставлении принятого нефтепродукта с отгруженным, результат сравнивается с фактическим количеством нефтепродукта, находящимся на хранении. В итоге получается количество потерянного нефтепродукта, так называемая естественная убыль.

При таком подходе невозможно определить, на каком из технических узлов (резервуар, задвижка, насос и т.д.) происходят потери, причину их возникновения и количественную оценку на каждом из объектов

резервуарного парка. Также невозможно спрогнозировать потери нефтепродукта.

Анализ методик показал, что существуют отдельные методики оценки потерь нефтепродукта от испарения Ф.Ф. Абузовой, H.H. Константинова, A.A. Коршака, однако они служат для статичного, единовременного расчета потерь, не позволяя оценить динамику их изменения во времени, а также они не дают прогноза величины потерь и возможности определения наиболее опасных объектов, с точки зрения потерь нефтепродукта.

На сегодняшний момент в резервуарных парках нефтебаз существует множество измерительных средств - датчиков температуры, давления, автоматических уровнемеров, датчиков плотности и др. Они способны непрерывно контролировать параметры нефтепродукта и используются, как правило, для замеров параметров при совершении операций приема и отпуска нефтепродуктов.

В разработанной в диссертационной работе методике впервые информация с этих датчиков используется не для оперативного слежения за состоянием нефтепродукта, а для прогноза потерь нефтепродуктов, поступая и накапливаясь в специальной базе данных. Схема резервуарного парка, оборудованного системой датчиков, представлена на рис. 2.

Исследование проблемы потерь нефтепродуктов на предприятиях сбыта нефтепродуктов и дополнительной эксплуатационной информации позволил разработать новую комплексную методику прогнозирования величины потерь нефтепродуктов.

Суть разработанной методики состоит в следующем. Анализируются параметры нефтепродукта, влияющие на величину потерь, и из них определяются наиболее значимые. Далее весь резервуарный парк разбивается на отдельные объекты, для каждого из которых на последующих шагах будет строиться прогноз величины потерь. Затем для каждого объекта

Зова приема нефтепродуктов

ктов Зона хранения нефтепродуктов Зона отгрузки нефтепродукте!

Рис.2. Схема резервуарного парка, оборудованного системой датчиков

Зона отгрузки нефтепродуктов

рассчитываются величины потерь и сопоставляются с фактическими, полученными в результате замеров уровнемерами. Объекты, для которых фактические потери превысили расчетные - помечаются «аварийно-опасными». Далее для этих объектов по выявленным параметрам строится прогноз величин потерь. Результатом вышеуказанных этапов является перечень объектов и прогнозных величин потерь, представленный в числовом и графическом виде. В конечном итоге эксперт, опираясь на информацию, полученную на предыдущем этапе методики, принимает окончательное решение о применении того или иного варианта мероприятий по устранению потерь нефтепродукта для аварийно-опасных объектов резервуарного парка нефтебазы.

Разработанная методика впервые позволяет оценивать величину потерь нефтепродукта по каждому резервуару и узлу нефтепровода, а также по нефтебазе в целом, давая возможность отследить узлы резервуарного парка, где происходят наибольшие потери, что позволило повысить точность и эффективность управления процессом испарения.

Разработанная методика состоит из пяти этапов.

Этап I. Выявление значимых параметров заключается в анализе и выявлении параметров, влияющих на потери нефтепродуктов, и выбор среди них наиболее значимых.

Обзор и анализ существующих исследований потерь нефтепродуктов показали, что недостаточно глубоко изучено влияние различных факторов на изменение величины потерь нефтепродуктов. Из этого можно сделать вывод о необходимости выявления значимых параметров, оказывающих существенное влияние на величину потерь светлых нефтепродуктов при проведении технологических операций на нефтебазах.

На данном этапе были впервые проанализированы различные факторы, сопутствующие эксплуатации нефтебаз, определены наиболее значимые факторы и проведен анализ степени их влияния на величину потерь нефтепродуктов.

Исследования процесса потери нефтепродуктов от испарения свидетельствуют о том, что в процессе работы нефтебазы в основных режимах, а именно: приемка, хранение, отгрузка, перекачка, на величину потерь нефтепродукта влияет ряд параметров. Были выявлены 4 группы параметров: технические, технологические, экологические и экономические (рис.3).

К техническим параметрам оборудования относятся параметры, которые могут быть объединены в две подгруппы: характеристики насосов (расход, частота вращения ротора, напор, коэффициент полезного действия и

т.д.) и параметры резервуаров (диаметры и длина трубопроводов, количество и геометрические размеры резервуаров и др.).

Технические параметры

Характеристики насосов

)

—( Расход У

<

частота вращ.

)

1

Параметры резервуаров

-размер-\ Потери

резервуара ) нефтепродуктов Размер трубопровода)

Экологические параметры

ПДК

с

ОБУВ

э

Технологические параметры

Т

Параметры, работы резервуара

К

Уровень нефтепродукта

Г Температура Л I нефтепродукта }

Характеристики нефтепродукта

С

Объем нефтепродукта

к

Плотность нефтепродукта

Вязкость

Экономические параметры

Эксплуатационные _затраты_

"С

1атрать на природоохр. мероприятия

э

нефтепродукта

)

Рис. 3 Группы параметров, влияющих на потери нефтепродукта

К технологическим параметрам относятся параметры, которые можно объединить в три подгруппы: Объем нефтепродукта, характеристики нефтепродукта (плотность нефти, вязкость нефти и др.), параметры, оказывающие влияние на работу резервуара (уровень нефти в резервуаре, объем нефти в резервуаре, объем газового пространства и др.).

К экологическим парамехрам относятся: ПДК - предельно-допустимая концентрация, ОБУВ - ориентировочный безопасный уровень воздействия, ОДК - ориентировочная допустимая концентрация и др.

К экономическим параметрам относятся: ежегодные эксплуатационные затраты, себестоимость перекачки нефти, затраты на природоохранные мероприятия и др.

При этом общее число проанализированных факторов составляет 56. По результатам статистического анализа основных характеристик факторов была выявлена неоднородность представления данных в виде качественных и количественных показателей. Для формализации исходных данных и представления статистической информации в едином унифицированном формате была проведена оцифровка качественных факторов.

В результате проведенной оцифровки качественных значений некоторых факторов все виды факторов приведены в единый формат, благодаря чему был проведен многофакторный анализ, позволивший выявить значимые факторы и взаимосвязи между ними.

По результатам факторного анализа в четырех группах факторов было выявлено 15 значимых показателей (табл. 1). Значимыми показателями признаются те, факторная нагрузка которых превысила пороговое значение равное 0,5; ау>апорог=0,5.

Таблица1

Параметры, влияющие иа потери нефтепродукта.

№ Группа факторов Наименование фактора Факторная нагрузка

1 Технические Рта„ Расход, л/ч; 0,64

2 частота вращения ротора, Гц; 0,22

3 Напор, Па; 0,57

• - - ...

8 Технологические Ртхл объем перекачиваемой нефти, т; 0,48

9 плотность нефти (р), кг/м; 0,68

10 уровень нефти в резервуаре (Ь), мм; 0,55

11 объем газового пространства (Ущ), м ; 0,61

12 производительность закачки нефти в резервуар (0), м3/час; 0,44

.. ■ ...

42 43 Экологические Рэкл ОБУВ ориентировочный безопасный уровень воздействия; 0,21

ПДК предельно-допустимая концентрация; 0,56

44 ОДК ориентировочная допустимая концентрация; 0,45

■ • • ...

51 Экономические Рэгн затраты на природоохранные мероприятия; 0,28

52 себестоимость нефтепродуктов; 0,78

53 ежегодные эксплуатационные затраты; 0,67

...

Каждая из выделенных факторных групп описывает влияние параметров на величину потерь нефтепродуктов. Между элементами каждой группы существует регрессионная зависимость. Определить её структуру позволяют информация об исследуемом процессе и значения факторных нагрузок элементов факторной группы.

Так априорная информация из каждой факторной группы позволила получить следующие регрессионные зависимости:

Хтхн =/}(Х/ ,Z2)Zз ,

где X -величина потерь нефтепродуктов; 2!- значения оцифрованных технических параметров, входящих в первую факторную группу.

Из технологической факторной группы была выделена зависимость:

Хтхл

г 1.6 , %7 , 2й , 19 г Я10 )

где X - величина потерь нефтепродуктов; 2?- значения оцифрованных технологических факторов, входящих во вторую факторную группу.

Для экономической факторной группы выделена следующая функциональную зависимость:

где X —величина потерь нефтепродуктов; 2?- значения оцифрованных экологических параметров, входящих в третью факторную группу.

Регрессионные зависимости, полученные из экономической факторной группы, имеют следующий вид: Хэкн

где X -величина потерь нефтепродуктов; 2*- значения оцифрованных экономических параметров, входящих в четвертую факторную группу.

Для регрессионных зависимостей были определены параметры моделей линейного вида с использованием метода пошагового регрессионного анализа. Соответствующие разработанные модели оценивались с помощью критерия Фишера (Т), коэффициента корреляции и средней квадратичной ошибки (СКО). Кроме того, каждый параметр моделей оценивался с помощью критерия Стьюдента (I). Значения соответствующих критериев для разработанных моделей приведены в табл. 2.

Таблица 2

Модели влияния технических, технологических, экологических и экономических

факторов на потерь нефтепродуктов

Вид априорной математической модели м Регрессионная модель Коэф. Корреляции Проверю критерием Стьюдентя Проверка критерием Фмшера СКО

/ Факторы а.*1 и. О."

Хтхн 2з ! г/) X =0,03+1,7-2 +0,7-1 + тхн 12 0,5-2 -0,6-2 3 4 0,71 г.. 0,5 0,01 0,51 0,04 0,01

ъ 0,62 0,015

г, 0,44 0,01

ъ -0,69 0,01

Хтхл =¡2(1¡1 * , 1*10 ) X =3,48-0,5-2 +0,48-2 - тая 5 6 0,62-2 +0,22-2 +0,2-2 + ' 1 Л 9 1,1-2 +0,8-2 10 11 0,63 г, -|,32 0,003 1,5 0,02 0,09

ъ 0,68 0,005

г, -1,52 0,008

Тл 034 0,02

ъ> 0,02 0,005

Ъ\о 0,81 0,015

1,48 0,005

ХЖЙ ={з(г12, 21з) X =5,1-0,08-2 +1,1-2 ЭКЛ 12 и 0,67 г„ -0,05 0,006 0,17 0,04 0,07

г„ 0,22 0,005

Хин =/*1*и\ 2 и') X =4,2-0,08-2 +0,9-2 ЭКН 14 15 0,53 г» -0,02 0,05 1,12 0,01 0,06

1х> 0,15 0,004

Этап II. Разбиение резервуарного парка на контрольные объемы.

Данный этап методики заключается в разбиении всего резервуарного парка на объекты (контрольные объемы).

Резервуарный парк состоит из резервуаров, связанных между собой нефтепроводом. На протяжении нефтепровода расположены насосы и задвижки. Весь резервуарный парк представляет собой сложную систему с множеством участков, где возможны потери нефтепродукта.

В существующих методиках, как показал их анализ, резервуарный парк не делится на части, а параметры нефтепродукта и величина потерь рассчитываются для всего резервуарного парка нефтебазы. Резервуарный парк представляется «черным ящиком», известно количество принятого нефтепродукта, а также количество отгруженного нефтепродукта. Исходя из этих данных вычисляется величина потерь.

При таком подходе невозможно определить точные отрезки трубопровода и конкретные резервуары, в которых происходят потери нефтепродукта. Также невозможно выявить их величины и причины, их вызвавшие (потери от испарения, утечки, хищения и т.д.).

Разбиение резервуарного парка на отдельные объекты впервые позволило определять участки с наибольшими потерями, для этих участков в дальнейшем будет строиться прогноз значений.

Весь резервуарный парк разбивается на конечное число объектов

где Ур„ - общий объем резервуарного парка; VI - ¿-й объект резервуарного парка;

п - количество объектов резервуарного парка нефтебазы.

Каждый ьй объект резервуарного парка оборудован ]-ми датчиками, в результате весь резервуарный парк представляет собой совокупность датчиков 01,] (рис. 4).

Объект Объект Объект

VI V! VII

Газовое пространство резервуара

О&ьем заполненный нефтепродуктом

Зона погрузки ^

Задвижка

Система Насос датчиков и

Рис. 4. Разбиение резервуарного парка на объекты

Зона отгрузки

Этап III. Выявление аварийно-опасных объектов. На данном этапе производится выявление аварийно-опасных объектов резервуарного парка, которое заключается в расчете величин потерь нефтепродукта для каждого объекта с последующим сопоставлением с фактическими величинами потерь. Таким образом, на основании анализа значимых факторов, влияющих на потери нефтепродукта, определяются потенциально аварийно-опасные объекты резервуарного парка. При расчётах используются данные с датчиков каждого объекта резервуарного парка Di j, через равные промежутки времени t поступает информация, значения которой в дальнейшем анализируется на предмет выявления негативных тенденций.

Потери определяются в соответствии с алгоритмом расчета потерь от «большого дыхания», «малого дыхания» и «обратного выдоха». Сумма этих потерь и составляет общие потери от испарения

М = M6jl +мМЛ + м,

Большие дыхания

Мб.д =

4,667

<0,666

V -V

' зак '2

•об.в

fP -Р ^

2 г Г\г

Ръ~Р

Р J

Ра

Р

(1)

(2)

' 2г

где Маа. - потери от «больших дыханий», кг; Уп ш - объем паровоздушной смеси, м3;

У2 - объем газового пространства после опорожнения (перед наполнением) резервуара, м3;

Узт - объем закачиваемого в резервуар нефтепродукта, м3;

Ри - абсолютное давление в газовом пространстве резервуара, до заполнения резервуара, Па;

Р2г - абсолютное давление в газовом пространстве резервуара, после заполнения резервуара, Па;

р - плотность паров нефтепродукта, кг/м3;

Г, - температура закачиваемого нефтепродукта, "С;

/„., - температура начала кипения нефтепродукта, "С;

Уза„ - объем закачиваемого нефтепродукта, м ;

Рр - величина упругости паров нефтепродукта, Па, Рр =15667 Па;

Малые дыхания

Ра ~ Рк.в

Ра + Рк.в. ~ Ри

Р

ш

\ п\ г

¿тах ^rnin f J

(3)

к гтш /V где Мм д - потери от «малых дыханий», кг V- объем газового пространства в резервуаре, м ; Р„ - газовая постоянная паров нефтепродукта, Дж/кг К; р„- барометрическое давление. Па;

р,.,. - вакуум в газовом пространстве, соответствующий нагрузке клапана вакуума, Па; Тг - температура в газовом пространстве; "С;

М

обя.. и гр

Обратный выдох

п г _ »

-(4)

ч Р> )

где Мое , - потери от «обратного выдоха», кг;

Р„ - газовая постоянная паров нефтепродукта, Дж/кг К;

Т„ - температура нефтепродукта; "С;

Рг - абсолютное давление в газовом пространстве, Па;

Алгоритм рассчетов потерь нефтепродукта от испарения, как показали исследования, для всех объектов резервуарного парка одинаков, поэтому рассмотрим его на примере одного объекта - вертикального резервуара хранения нефтепродуктов РВС-2000.

Шаг 1. Определение абсолютного давления в газовом пространстве в начале закачки Рп и после закачки Р& нефтепродукта:

Рп~Ра при начете заполнения днем, Р^—Ра ~Рк.д при начале заполнения ночью, Р2г=Ра+Ркд

где рК1) - избыточное давление в газовом пространстве, соответствующее нагрузке

клапана давления, Па;

ра - барометрическое давление, Па.

Шаг 2. Расчет плотности паров бензина Р, кг/м3

Р = ,М=50+81(?/Р20,

1г-К

где Тг - температура нефтепродукта в летний/зимний период, "С;

Рг—абсолютное давление в газовом пространстве, Па;

Я -универсальная газовая постоянная, Дж/(моль К);

М-молекулярная масса бензиновых паров;

Р20 - давление насыщенных паров нефтепродукта при 20 "С, Па,

Шаг 3. Расчет высоты газового пространства в резервуаре до закачки

нефтепродукта Нь м:

Н\ =НР ~Н<ш.2 .

где Нр - высота резервуара, м; Н,и 1 -высота взлива начальная, м; Нк- высота корпуса крыши, м.

Шаг 4. Определение объема газового пространства после закачки нефтепродукта, У2:

¥1 = Н2 Щг> Н2 =НР ~НемЛ +~Г>

где О - диаметр резервуара, м; На, 2-высота взлива конечная, м; Нр -высота резервуара, м;

Нг -высота газового пространства после закачки, м. Шаг 5. Расчет объема закачиваемого нефтепродукта:

= -(Я.-ЛД

где 3 - время закачки, ч; 2 - производительность Шаг 6. Определение времени закачки:

2 - производительность закачки нефтепродукта, м3/ч;

V

__ зак

При этом общее время определяется уравнением: г = тЛР + г3 где тпг - время простоя резервуара, ч;

Шаг 7. Расчет скорости выхода газо-воздушной смеси через дыхательные клапаны:

V__

4

где п-количество дыхательных клапанов, шт.

Шаг 8. Определение средней относительной концентрации в газовом пространстве:

АС Нх Д С, АС2

С5 Н2 сз

где АС-средняя объемная концентрация паров нефтепродуктов; Сэ - концентрация паров нефтепродукта в момент насыщения газового пространства резервуара;

АС]! Ся - прирост средней относительной концентрации в газовом пространстве резервуара;

АС/ Сд - прирост концентрации в газовом пространстве резервуара за

суммарное время т простоя и заполнения резервуара.

Шаг 9. Расчет среднего парциального давления паров нефтепродукта:

А С-

где Р$ - давление насыщенных паров нефтепродукта, Па.

На основании величин, полученных в ходе выполнения шагов алгоритма, по формуле (2) рассчитываются потери от «большого дыхания» одного ьго объекта Мбл.'-

Далее в разработанной методике по формуле (1) рассчитываются общие потери нефтепродукта от испарения М' = М6л' + Ммд' + Мов.в' для каждого из объектов У|, (1=1,...,п). Полученные значения потерь по каждому из объектов резервуарного парка У, сравниваются с фактическими Fi - полученными от системы датчиков изменения параметров нефтепродукта (уровнемеров).

Если фактическое значение превышает расчетное , то этот объект резервуарного парка признается аварийно-опасным У®8 (]=1,...,т). На рис. 5 представлен график фактических и расчетных потерь для каждого из объектов резервуарного парка, выделены аварийно-опасные объекты.

Рис. 5. График потерь для каждого резервуарного парка

Для выявленных аварийно-опасных объектов производится точный прогноз величины потерь нефтепродукта на Этапе IV.

Этап IV. Прогноз величины потерь. На этом этапе производится прогноз потерь нефтепродукта для объектов резервуарного парка, в которых фактические потери превысили расчетные. Для каждого объекта отслеживаются значения показателей через определенные промежутки времени. Накапливается статистическая информация, по которой строится прогноз.

При прогнозе величин потерь нефтепродуктов для каждого аварийно-опасного объекта учитывалась специфика процессов, происходящих в резервуарах при работе нефтебазы в основных технологических режимах.

Как показал анализ параметров нефтепродукта, влияющих на потери от испарения, при сливе, наливе, хранении и перекачке нефтепродукта могут скачкообразно изменяться его параметры. Так, например, при наполнении резервуара резко меняются температура и плотность нефтепродукта из-за разности этих характеристик закачиваемого и уже находящегося в резервуаре нефтепродукта.

Были проанализированы существующие методы прогнозирования: математического программирования, конечных разностей, методы полиномов, авторегрессии, нейронные сети и др. Было выявлено, что

требованиям, продиктованным спецификой тепло- и массообмена, происходящего при сливе, наливе, хранении и перегонке нефтепродуктов в резервуарах нефтебазы, отвечают методы класса адаптивного прогнозирования.

Инструментом прогноза в адаптивных методах служит модель. Первоначальная оценка параметров этой модели основывается на данных базового (исходного) временного ряда. На основе новых данных, получаемых на каждом следующем шаге, происходит корректировка параметров модели во времени, их адаптация к новым, непрерывно изменяющимся условиям развития явления. Таким образом, прогнозная модель адаптивных методов прогнозирования постоянно «впитывает» новую информацию и приспосабливается к ней, исключая пиковые значения.

Как показали исследования, изменение величины потерь нефтепродуктов от испарения может иметь тенденцию к постепенному увеличению или уменьшению достаточно продолжительные временные отрезки (рис.<£). В таких случаях простые модели адаптивного прогнозирования, такие как «скользящее среднее», приводят к смещенным прогнозам, т.е. дают систематическую ошибку, поэтому применять их целесообразно только в случае отсутствия длительных тенденций в исследуемых значениях.

Анализ адаптивных методов показал, для задачи прогнозирования потерь нефтепродуктов наиболее подходящим является адаптивный метод экспоненциального сглаживания Хольта, в отличие от остальных адаптивных методов исключающий ошибку прогноза в ситуации, когда временной ряд значений потерь имеет тенденцию линейного возрастания или убывания.

Для прогноза потерь нефтепродуктов применяется модернизированный в диссертационной работе метод Хольта:

ге'< =аогт'-м;+(\-аопп;)(01л(5) 1 г, =//оптче'г -е'.-о+а(6)

(7)

где М *1+р - спрогнозированное значение потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного парка объекта в момент времени 1+р;

М-величина потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного парка объекта, в момент времени V,

01 -величина потерь нефтепродукта для 1-го резервуарного парка, с учетом сглаживания ряда в момент времени и

Т, - величина характеризующая тренд величин потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного парка, с учетом сглаживания ряда в момент времени I; р-горизонт прогнозирования;

а 'опт" Р от-_ оптимальные весовые коэффициенты сглаживания.

Здесь уравнение (5) описывает сглаженный ряд значений потерь нефтепродукта, уравнение (6) служит для оценки тренда значений потерь с учетом сглаживания, уравнение (7) определяет прогноз потерь нефтепродукта для ¡-го объекта резервуарного парка на р шагов вперед.

Прогноз потерь строится для каждого из аварийно-опасных объектов V" , определенных на Этапе Ш методики. Алгоритм прогноза одинаков для расчета потерь для каждого из объектов. Он состоит из следующих шагов: Шаг 1. Определение начальных значений 2'; - потерь с учетом сглаживания и 7"; тренда значений потерь в момент времени 1=0:

ы

где <3 1 ~ величина потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного парка, с учетом сглаживания ряда в момент времени V,

и - число шагов, на основании которых строится прогноз значений;

. 27/

т' —

г '

Т, - значение тренда потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного парка, с учетом сглаживания ряда в момент времени г.

Шаг 2. Определение -величины потерь нефтепродукта для ьго резервуарного, с учетом сглаживания ряда в момент времени I:

где а - коэффициент сглаживания-,

@,./ - значение переменной сглаженного ряда в момент времени 1-1;

Т, - значение тренда потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного, с учетом

сглаживания ряда в момент времени г.

Шаг 3. Определение величины Т,, характеризующей тренд величин потерь нефтепродукта с учетом сглаживания ряда значений:

где Т ',.1 - значение тренда потерь нефтепродукта для ¡-го резервуарного, с учетом сглаживания ряда в момент времени 1-1;

коэффициент сглаживания. Шаг 4. Определение прогнозного значения М'*,+р в момент времени 1+1.

где M '*иР - спрогнозированное значение потерь нефтепродукта для i-го резервуарного парка объекта в момент времени t+p.

Шаг 5. Определение оптимальных коэффициентов сглаживания а'01ГГ и ßom.

Весовые коэффициенты сглаживания а и ß сильно влияют на точность прогноза, поэтому важно определить оптимальные значения a'OIIr и ßom такие, при которых величина погрешности была бы минимальной: Е1, = X1, -X'*i(t-1) —» min при ограничениях а е (0,1) и ß е (0,i)

Opta' и уff

E't= M't - M'*i(t-1) —» min

Г 0<a'<l;

lO<ß'<l;

Коэффициенты сглаживания характеризуют скорость реакции модели на изменения значений потерь, но одновременно определяют и способность системы сглаживать случайные отклонения. Поэтому коэффициентам сглаживания следует давать то или иное промежуточное значение между 0 и 1. Для всех комбинаций значений a и ß определяеются соответствующие погрешности Е,. Оптимальными значениями коэффициентов а'опг и ß'am, являются соответствующие наименьшему значению погрешности Е\. Шаг 6. Определение прогнозного значения M '*,+р на р шагов вперед в момент времени t+p с оптимальными коэффициентами сглаживания а!ат и ß'am по формулам (5), (6), (7).

Далее алгоритм выполняется последовательно для каждого i-ro объекта, определенного на Этапе Ш. Результатом прогнозирования является, представленная в табличном и графическом виде информация о каждом из аварийно-опасных объектов D, , информация о потерях нефтепродуктов соответствующего объекта, накопленная в отчетные периоды до момента t, и прогнозные значения потерь после момента t на р шагов внеред. На рис. 6 представлена информация для одного из аварийно-опасных объектов.

На рисунке видно, что время t - это 7-й отчетный период и график реальных потерь в отчетные периоды 1-7 имеет ярко выраженные экстремумы, Спрогнозированные же значения, найденные в ходе выполнения шагов алгоритма, образуют более «сглаженную» функцию, предлагая прогноз потерь на 3 шага вперед (684, 701 и 761).

Этап V. Выработка рекомендаций. Заключительным этапом методики является выработка рекомендаций по снижению потерь нефтепродукта. Для этого обобщаются результаты предыдущих этапов разработанной методики. Впервые получая настолько полную картину о текущих и прогнозируемых значениях потерь нефтепродуктов для каждого из объектов резервуарного парка, эксперт может принять решение о мерах по снижению величин потерь нефтепродуктов и планировании затрат для ремонта аварийно-опасных объектов.

Разработанная в рамках диссертационной работы методика впервые позволяет определить потенциально опасные с точки зрения потерь нефтепродуктов объекты нефтебазы. Также данная методика включает в себя методы и алгоритмы, использующиеся для определения и прогнозирования количества потерь на каждом из объектов резервуарного парка нефтебазы.

Практическая реализация разработанных методик, моделей, методов и алгоритма обработки эксплуатационных данных и прогнозирования потерь нефтепродуктов была осуществлена при помощи специальпо разработанного пакета прикладных программ 111111 «Нефтебаза. Прогноз потерь», реализованного в интегрированной среде разработки С# и EXCEL 2007.

Функциональная схема ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» включает в себя интерфейс взаимодействия с пользователем, 4 программных модуля и 4 базы данных (рис. 7).

Проведена апробация функционирования ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» для нефтебазы ЗАО "РОС-ТРЕЙД" в Серпуховском филиале. По полученным результатам наблюдений ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» визуализирует результаты прогноза измерений и выборку аварийно-опасных объектов резервуарного парка нефтебазы.

В результате расчета потерь нефтепродуктов для каждого объекта резервуарного парка на основании данных из «БД значений параметров НП» определяются расчетные потери для каждого объекта. Эти данные в модуле «сравнения фактических и расчетных значений» сравниваются с данными из «БД фактических потерь». В результате из всех объектов резервуарного парка определяются аварийно-опасные и попадают в специальную «БД аварийно-опасных объектов».

Рис.7. Функциональная схема ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь»

Далее по значениям параметров нефтепродуктов из «БД значений параметров НП» рассчитываются потери нефтепродуктов, на основании анализа которых, в модуле «прогноза потерь НП» делается прогноз потерь для аварийно-опасных объектов. Прогнозные значения попадают в специальную базу, из которой, пройдя обработку модулем «графического представления результатов», через программный интерфейс предоставляют ЛПР информацию об аварийно-опасных объектах и прогнозе потерь на каждом из них. Опираясь на эту информацию, ЛПР делает вывод о необходимости применения тех или иных мер сокращения потерь нефтепродуктов.

Результаты работы модуля «графического представления результатов», отображающего результаты прогноза в виде таблиц и графиков представлены на рис. 8.

При апробации разработанной методики обработки данных и прогнозирования потерь нефтепродуктов на нефтебазе ЗАО "РОС-ТРЕЙД" в Серпуховском филиале были произведены расчеты величин потерь для каждого резервуара, которые показали, что фактические значения величины потерь превысили расчетные в объектах под номерами 4, 6,9, 12, 15 и 17, для 4-го объекта, например, они составили соответственно 620 и 576 кг. Для

этих объектов были построен прогноз величин потерь, для четвертого объекта резерву арного парка прогноз значений на 3 шага вперед 750, 733, 748кг соответственно. На основании этих данных экспертом была дана рекомендация по снижению потерь нефтепродуктов от испарения - повысить давление срабатывания дыхательного клапана.

по 14С0

1200

1000

800

600

Л00

200

О

1 2 3 4 5 6 7 3 9 10 11 12 13 1« 15 16 17 13 19 20 21 22

-\т I -ж .. 17 №обь«С1

■ рассчггные значения Ла^щ* Я фактические аначения г;

Объект №4

В результате опытной эксплуатации ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» ошибки определения аварийно-опасных объектов и возможного количества потерь составили не более 10-15%. Подобный уровень точности прогнозирования является достаточно высоким и превосходит существующие методики.

Сформированы управляющие рекомендации для эксплуатационных служб Серпуховской нефтебазы ЗАО "РОС-ТРЕЙД" по уменьшению потерь нефтепродукта.

Таким образом, реализовано инструментальное средство, позволяющее всесторонне проанализировать потери нефтепродуктов, при этом достигается более наглядная и информативная, чем раньше, визуализация текущего и прогнозируемого состояния потерь нефтепродуктов в резервуарном парке для оперативного решения задач снижения потерь.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе представлено теоретическое и практическое решение актуальной научной задачи разработки новой методики

определения и прогнозирования величины потерь светлых нефтепродуктов для каждого объекта резервуарного парка нефтебазы при проведении технологических операций.

Основные научные и практические выводы, полученные автором в ходе выполнения работы:

• определены факторы, оказывающие существенное влияние на значения потерь нефтепродуктов, которые до настоящего времени не принимались во внимание при формировании прогноза потерь;

• разработана новая методика обработки данных и прогнозирования, впервые позволяющая для каждого из объектов резервуарного парка анализировать динамику потерь нефтепродуктов;

• разработаны модель и алгоритм обработки данных, позволяющие определять потери для каждого объекта резервуарного парка и выявлять из них аварийно-опасные;

• разработаны модель и алгоритм прогнозирования потерь нефтепродукта, впервые позволяющая выявлять возможные причины потерь и строить долгосрочный прогноз вероятной ситуации для своевременного применения мер по устранению потерь;

• разработан 111 ill «Нефтебаза. Прогноз потерь» для обработки больших объемов данных, а также для прогнозирования потерь для каждого объекта резервуарного парка нефтебазы.

Основные положения диссертации опубликовапы в следующих работах:

1. Кузнецов Е.В. Методы сокращения потерь светлых нефтепродуктов при проведении технологических операций на нефтебазах II Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2008. - №2-1. - С.316-322.

2. Кузнецов Е.В. Прогнозирование, сокращение и учет потерь светлых нефтепродуктов при проведении технологических операций на нефтебазах. // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2008.-№2-1.-С.308-315.

3. Кузнецов Е.В. Математическая модель и методика расчета тепло - и массообменных процессов в нефтяных резервуарах // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2010. - №ОВ5. - С.121-137.

4. Федунец Н.И., Кузнецов Е.В. Моделирование гидродинамических и тепловых процессов при движении нефтепродуктов в объектах нефтебазы. // Горный информационно-аналитический бюллетень. -2010. -№ОВ5. -С.137-143.

Подписано в печать 19.11.2010. Формат 60x90/16

Объем 1.0 печ.л. Тираж 100 экз. Заказ

Отдел печати МГГУ, Москва, Ленинский пр., 6

Введение.

Глава 1 Исследование проблемы потерь нефтепродуктов на предприятиях сбыта нефтепродуктов

1.1 Анализ объектов и оборудования резервуарного парка нефтебазы.

1.1.1 Обзор типов резервуаров и их конструкции.

1.1.2 Анализ оборудования резервуаров.

1.2 Исследование и классификация потерь нефтепродуктов.

1.3 Анализ технологических режимов работы нефтебазы.

1.4 Актуальность разработки новой методики оценки и прогнозирования величин потерь светлых нефтепродуктов и ее новизна.

Выводы по Главе 1.

Глава 2. Многофакторный анализ и разработка моделей влияния факторов на потери светлых нефтепродуктов от испарения в резервуарном парке нефтебазы

2.1 Выявление факторов способствующих увеличению величины потерь нефтепродуктов.

2.2 Определение значимых факторов и разработка моделей их влияния на величину потерь светлых нефтепродуктов.

Выводы по главе 2.

Глава 3 Разработка моделей и алгоритмов оценки и прогнозирования потерь нефтепродуктов при проведении технологических операций на нефтебазах.

3.1 Разработка модели и алгоритма определения потерь нефтепродуктов и выявления аварийно-опасных объектов резервуарного парка.

3.1.1 Исследование существующих методик оценки потерь светлых нефтепродуктов.

3.1.2 Разработка модели расчета потерь нефтепродуктов от «больших дыханий».

3.1.3 Разработка модели расчета потерь нефтепродуктов от «малых дыханий».

3.1.4 Разработка модели расчета потерь нефтепродуктов от «обратного выдоха».

3.1.5 Разработка алгоритма определения потерь нефтепродуктов и выявления аварийно-опасных объектов резервуарного парка.

3.2 Разработка модели и алгоритма прогнозирования потерь нефтепродуктов в резервуарном парке нефтебазы.

3.2.1 Анализ методов прогнозирования и выбор наиболее подходящего для решения задачи прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов при проведении технологически операций на нефтебазах.

3.2.2 Разработка модели и метода прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов в резервуарном парке нефтебазы.

3.2.3 Разработка алгоритма прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов в резервуарном парке нефтебазы.

3.3 Выработка рекомендаций по снижению потерь светлых нефтепродуктов в резервуарном парке нефтебазы.

Выводы по Главе 3.

Глава 4. Разработка алгоритма и инструментального средства для реализации методики оценки и прогнозирования потерь нефтепродуктов

4.1.Разработка алгоритма ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь».

4.2. Разработка ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь».

4.3. Описание режимов работы ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь».

4.4 Моделирование процесса оценки и прогнозирования потерь нефтепродуктов и выработка рекомендаций по сокращению потерь.

Выводы по главе 4.

Актуальность работы

Нефтяная промышленность имеет большое значение для экономики любой страны. Нефть является основным сырьем для многих отраслей. В России нефтяная промышленность вместе с другими энергообеспечивающими отраслями является базисом всей экономики.

Работа нефтяной промышленности сопровождается потерями нефти и нефтепродуктов. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов - один из важных путей экономии топливно-энергетических ресурсов, играющих ведущую роль в развитии экономики. За счет устранения потерь при добыче, переработке, транспортировании и хранении, можно получить до 20 % всей экономии топливно-энергетических ресурсов страны.

Нефтяные компании занимаются закупкой крупных партий нефтепродуктов (в основном это бензин и дизельное топливо) "у нефтедобывающих предприятий и реализуют их по автозаправочным станциям, принадлежащим компании или компаниям-клиентам.

Цепь доставки топлива до конечного потребителя выглядит следующим образом: топливо крупными партиями посредством авто-, судо-, железнодорожных перевозок и поставок трубопроводом попадает на нефтебазы - крупные хранилища нефти и нефтепродуктов и по мере необходимости отгружается мелкими партиями в бензовозы и распространяется ими по потребителям. Основными режимами работы нефтебазы являются: приемка, хранение, отгрузка, перекачка не фтепр одуктов.

Хранение нефтепродуктов, тесно связанное с операциями приемки, отпуска и перекачки из резервуара в резервуар сопровождается огромными потерями нефтепродуктов, которые можно разделить на потери: естественные, эксплуатационные, организационные, аварийные.

Естественные потери зависят от свойств топлив и условий их содержания, в частности температуры, атмосферного давления, размеров заливных горловин резервуаров, технического состояния емкостей, скорости их заполнения и опорожнения, способа хранения, транспортирования, приема и выдачи. Эти потери при использовании наиболее широко распространенного современного оборудования полностью прекратить практически невозможно. К естественным потерям следует отнести потери от испарения.

Эксплуатационные потери топлива в меньшей степени зависят от их свойств. Это потери от утечек, проливов, загрязнения, обводнения, осмоления, слива, смешения, подтекания, переполнения и нарушения герметичности емкостей. Они происходят из-за неудовлетворительного технического состояния емкостей хранения, средств транспортирования, оборудования складов и нефтебаз, трубопроводов, средств перекачки заправки, несвоевременного их профилактического осмотра и ремонта, а также от смешения различных сортов нефтепродуктов при перекачке их по трубопроводам и неправильном выполнении операции по приему и выдаче. Эксплуатационные потери в отличие от естественных потерь могут быть полностью устранены.

Организационные — потери, вызываемые неправильной организацией работы нефтебазы. К этим потерям относятся потери вызванные, хищениями, неправильной конструкцией резервуаров, неправильной организацией слива/налива нефтепродуктов.

Аварийные потери - потери топлива, возникающие вследствие повреждения резервуаров, трубопроводов и другого оборудования при стихийных бедствиях и в других случаях.

Как показали исследования, 60% всех потерь нефтепродуктов приходится на естественные потери, 20% - на эксплуатационные, 15% - на организационные и 5% - на аварийные.

Основным видом потерь нефти и нефтепродуктов, полностью не устранимых на современном уровне развития средств транспорта и хранения углеводородов, являются потери от испарения из резервуаров, относящиеся к естественным потерям. По результатам исследований на долю потерь от испарения приходится до 70% всех естественных потерь нефюпродукча.

Ущерб, наносимый этими потерями, состоит не только в уменьшении количества топливных ресурсов, стоимости теряемых продуктов и снижении качества топлива, но и в отрицательных экологических последствиях, которые являются результатом загрязнения окружающей среды нефтепродуктами. Поэтому борьба с потерями нефтепродуктов от испарения дает не только экономический эффект, но и жизненно важна для обеспечения охраны природы.

Повышение эффективности использования резервуарных парков нефтебаз требует учета и прогнозирования потерь нефтепродуктов. Для jioi о необходимо, опираясь на исследования режимов эксплуатации, разрабатывать новые методики сокращения потерь легких углеводородов на основе оценки и прогноза потерь нефтепродуктов, и выработки мероприятий по снижению потерь. Для этого необходимо совершенствовать методы анализа и управления режимными параметрами нефти в трубопроводах и резервуарах.

Таким образом, разработка современных моделей и методов прогнозирования и сокращения выбросов на основе перспективных методов мониторинга и управления технологическими режимами в условиях эксплуатации является актуальной научной проблемой.

Большой вклад в исследование проблем потерь нефтепродуктов от испарения, разработку методик расчета потерь, обоснование методов и средств сокращения их из резервуаров внесли такие ученые, как: Ф.Ф. Абузова, М.И. Ашкенази, С. Бейсор, Н.И. Белоконь, И.С. Бронштейн, ИЛ . Блинов, В.А. Бунчук, Р. Велдон, В.Ф. Вохмин, В.Б. Галеев, Д. Гаммел, A.M. Гиззатов, X. Джаггер, В.Ф. Евтихин, С.Г. Едигаров, К.В. Елшин, H.H. Константинов, A.A. Коршак, В.Ф. Новоселов, А.Д. Прохоров, И.А. Чарной, В.И. Черникин и др.

Цель работы - разработка новой методики оценки и прогнозирования потерь светлых нефтепродуктов в резервуарных парках нефтебаз, впервые позволяющей определить многофакторные варианты прогнозирования процесса снижения потерь нефтепродуктов для каждого из объектов резервуарного парка, выявить из них те, потери в которых носят аварийный характер.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

• Исследование проблемы потерь нефтепродуктов на предприятиях сбыта нефтепродуктов.

• Выявление факторов, влияющих на величины потерь, выбор среди них наиболее значимых и исследование взаимосвязей и взаимовлияния между ними.

• Разработка методики оценки и прогнозирования величин потерь в зависимости от изменения значимых факторов, с учетом разбиения резервуарного парка на отдельные объекты, для определения наиболее опасных с точки зрения потерь нефтепродукта объектов.

• Разработка моделей, методов и алгоритма прогнозирования потерь нефтепродукта в резервуарном парке нефтебазы в зависимости от изменения основных параметров нефтепродукта для каждого из объектов резервуарного парка нефтебазы при технологических процессах приема, хранения, перегонки и отпуска.

• Разработка инструментальных средств прогнозирования величин потерь нефтепродуктов, реализующих методику и алгоритм оценки и прогнозирования потерь.

Идея работы - системный анализ процесса потерь нефтепродуктов от испарения, выявление значимых параметров нефтепродуктов, влияющих на процессы испарения, определение их взаимосвязей и взаимовлияния на управление режимными параметрами нефтепродукта в трубопроводах и резервуарах нефтебазы, с учетом распределения общих потерь на нефтебазе по каждому из объектов резервуарного парка.

Основные научные положения, разработанные соискателем, и их новизна:

• Выявлен ряд факторов, оказывающих существенное влияние на рост потерь нефтепродуктов в резервуарном парке, не учитывающихся до настоящего времени.

• Разработана новая методика обработки эксплуатационных данных и прогнозирования, включающая в себя новые модели и методы, позволяющая в отличие от существующих анализировать динамику наблюдаемых показателей для каждого из объектов резервуарного парка нефтебазы.

• Разработан алгоритм обработки эксплуатационных данных и прогнозирования величин потерь нефтепродуктов, позволяющий впервые определить возможные причины потерь с длительным прогнозом вероятной ситуации для своевременного вмешательства эксплуатационных служб промышленного объекта.

• Разработаны инструментальные средства прогнозирования, реализующие методику и алгоритм оценки и прогнозирования потерь.

Научная значимость диссертации состоит в разработке новой методики обработки эксплуатационных* данных нефтебаз, позволяющей определять динамику потерь нефтепродуктов в каждом объекте резервуарного парка, выявлять объекты, где происходят наибольшие потери, а также прогнозировать величины потерь для выработки решений по устранению возможных аварий.

Практическая значимость работы заключается в том, что результаты проведенных исследований и разработки инструментально-программного комплекса прогнозирования выбросов углеводородов являются основанием для практической реализации мероприятий по оценке промышленной и экологической безопасности нефтебаз.

Реализация и внедрение результатов. Разработанный ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» применяется для определения и прогнозирования потерь нефтепродуктов в Серпуховском филиале ЗАО «РОС-ТРЕЙД» и др.

Разработанные модели и методы обработки данных используются в учебном процессе для подготовки специалистов и магистров по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника» специальности 230102 «Автоматизированные системы обработки информации и управления» МГГУ, включены в разделы дисциплин «Методы оптимизации» и «Компьютерные системы поддержки принятия решений» по направлению 230100 «Информатика и вычислительная техника».

Апробация работы. Основные результаты диссертации и ее отдельные положения докладывались на семинарах кафедры АСУ МГГУ и международных симпозиумах «Неделя горняка» (2008-2010гг., Москва).

Публикации. По теме диссертации опубликованы 4 научные работы.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложений, содержит 135 страниц, 38 рисунков и 30 таблиц.

Выводы по главе 4

1. Проведено тестирование вероятностной модели. Результаты тестирования выявили, что смоделированный прогноз совпадает с реальными показателями аварийности, с ошибкой прогноза не более 15% от фактической ситуации, что удовлетворительно для таких технологически сложных объектов, как резервуарный парк нефтебазы.

2. . Разработан пакет прикладных программ «Нефтебаза. Прогноз потерь», реализующий новую методику обработки и анализа эксплуатационных данных и прогнозированию потерь нефтепродуктов на нефтебазах.

3. По результатам моделирования выработаны рекомендации по снижению количества потерь нефтепродукта от испарения в объектах резервуарного парка нефтебазы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе представлено теоретическое и практическое решение актуальной научной задачи разработки новой методики определения и прогнозирования величины потерь светлых нефтепродуктов для каждого объекта резервуарного парка нефтебазы при проведении технологических операций.

Основные научные и практические выводы, полученные автором в ходе выполнения работы:

• определены факторы, оказывающие существенное влияние на значения потерь нефтепродуктов, которые до настоящего времени не принимались во внимание при формировании прогноза потерь;

• разработана новая методика обработки данных и прогнозирования, впервые позволяющая для каждого из объектов резервуарного парка анализировать динамику потерь нефтепродуктов;

• разработаны модель и алгоритм обработки данных, позволяющие определять потери для каждого объекта резервуарного парка и выявлять из них аварийно-опасные;

• разработаны модель и алгоритм прогнозирования потерь нефтепродукта, впервые позволяющая выявлять возможные причины потерь и строить долгосрочный прогноз вероятной ситуации для своевременного применения мер по устранению потерь;

• разработан ППП «Нефтебаза. Прогноз потерь» для обработки больших объемов данных, а также для прогнозирования потерь для каждого объекта резервуарного парка нефтебазы.

1. Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. Борьба с потерями нефтепродуктов при их транспортировке и хранении -М., Недра 1981,248 с.

2. Кулагин A.B., Коршак A.A. Разработка методик расчета и сокращения потерь бензина из резервуаров автозаправочныхстанций // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы научно>методической конференции. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. С. 196.

3. Гиззатов М.А. Сокращение потерь бензинов от испарения на автозаправочных станциях нефтебаз. Уфа, 1987, -244с.

4. Б.В. Гнеденко, Ю.К. Беляев, А.Д. Соловьев. Математические методы в теории надежности. «Наука». М., 1965 г .-с. 110-113.

5. А. Д. Соловьев. Основы математической теории надежности. Вып.2,3. «Знание». М., 1975 г.-с. 15-16.

6. А.Д. Соловьев. Математические методы анализа восстанавливаемых систем. «Знание». М., 1982 г.-с. 23-29.

7. Б.Р. Левин. Теория надежности радиотехнических систем. «Советское радио». М., 1978 г.-с. 156-158.

8. Н. Хастингс, Дж. Пикок. Справочник по статистическим распределениям. «Статистика». М., 1980 г.-с. 302-303.

9. Е.С. Вентцель. Теория вероятностей. «Наука». М., 1969 г.-с. 119129.

10. АЛ. Горелик, В.А. Скрипкин «Об одном методе решения задачи классификации объектов и явлений» Техническая кибернетика №1 Известия Академии наук СССР. М. 1965

11. Абрамов Л.М., Капустин В.Ф. "Математическое программирование", изд. ЛГУ, Л., 1981 г.

12. Большаков В.Д., Клюшин Е.Б., Васютинский И.Ю. Геодезия. Изыскания и проектирование инженерных сооружений: Справ.пособие М.: Недра, 1991, - 238с.

13. Буланже Ю.Д. К вопросу об исследовании современных движений земной коры // Современные движения земной коры:. -Морфоструктуры, разломы, сейсмичность.-М.:. Наука, 1987.-е. 6-9.

14. Бурденкова Т.Н. "Разработка и исследование методики геодезических наблюдений за осадками и деформациями сухих доков", М, МИИГАиК, 1992г.

15. Валлнер Л.А., Торим A.A. 0 влиянии внешних условий на точность прецизионного нивелирования //Современные движения земной коры:. Морфоструктуры, разломы, сейсмичность. М.:. Наука, 11987.-е. 155-160.

16. Веселов В.В. Исследование устойчивости опор турбоагрегатов типа

17. К-220-44/3000-ХТГЭ в процессе ремонта и эксплуатации. Тезисы докладов .научно-практической .конференции «Повышение эффективности определения осадок промышленных сооружений и геодинамических исследований», Воронеж, 17-21 октября 1988г., Воронеж, 1988

18. Веселов В.В., Пастушков С.А. О возможностях псследоваппП динамических характеристик турбоагрегатов типа К-229-44/3000 ХТГЗ в процессе «пуска» и «останова». Тезисы докладов конференции, поев. 69-летию ВИСИ, Воронеж, 1991.

19. Веселов В.В., Пастушков С.А. О некоторых аспектах интерпретации вертикальных деформаций крупных инженерных сооружений. //Тез. докладов IX съезда ВАГО.:. ВАГО.-Новосибирск,- 1990.

20. Галушкин А.И. Теория нейронных сетей. Нейрокомпьютеры и их применение. Книга 1. М.:ИПЖИР, 2000.

21. Галушкин А.И., Судариков В.В., Шабанов Е.В. Нейроматематика: методы решения задач на нейрокомпьютерах. //Математическое моделирование, № 8. М.:Наука, 1971;

22. Галушкин А.И., Фомин Ю.И. Нейронные сети, как линейные последовательностные машины. М.:МАИ, 1991;

23. Гантмахер Ф.Р. "Теория матриц", изд. "Наука", М., 1967 г.

24. Джонстон Дж. "Эконометрические методы", "Статистика" М., 1980 г.

25. Дубров A.M. "Последовательный анализ в статистической обработке информации", "Статистика", М., 1976 г.

26. Езекиэл М., Фокс К.А. "Методы анализа корреляций и регрессий",

27. Статистика" М., 1966 г. (пер. с англ.)

28. Есиков Н.П. Тектонофизические аспекты анализа современных движений земной поверхности. / Сиб.отд.АН СССР.- Новосибирск.-Наука, 1979.- 264с.

29. Ефимов Н.В. "Квадратичные формы и матрицы", изд."Наука",М., 1964.

30. Жуков Б.Н. Влияние продолжительности измерений осадок и деформаций на точность нивелирования при их контроле. // Межвуз.сб. НИИГАиК, 1985. - N27/67.- с. 23-31.

31. Зацепина Р.К. Устойчивость стенных реперов, выявленная но результатам повторного нивелирования. //Геодезические методы контроля качества строительства.- Куйбышев, 1987.- с. 56-58.

32. Королев Ю.Г. "Метод наименьших квадратов в социально- экомических исследованиях", М.," Статистика", 1980 г.

33. Крылов В.И., Бобков В.В., Моностырный П.И. "Вычислительные высшей математики" т. I, изд. "Вышэйшая школа". Минск, 1972 г.

34. Кузьмич А.Н., Кацавец СИ. О влиянии некоторых факторов :на точность геодезических измерений в условиях вибрации. Ч Инж. :геодезия. /Киев/- 1988.-N31.- с. 38-41.

35. Левчук Г.П., Новак В.Е., Конусов В.Г. Прикладная геодезия. Основные методы и принципы инженерно-геодезических работ. -;М., Недра, 1981,- 438с.

36. Лилиенберг Д.А. Актуальные проблемы современной геодинамики . рельефа //Современные движения земной коры:. Морфоструктуры, разломы, сейсмичность.- М., Наука, 1987.-е. 17-23.

37. Методические указания по организации и проведению наблюдений за осадками фундаментов и деформациями здании и сооружении строящихся и эксплуатируемых тепловых электростанций СО 15334.21.322-2003. ЦПТИЭ и ТО ОРГРЭС- Москва, 2005.

38. Нечеткие множества и нейронные сети: Учебноепособие/Г.Э.Яхъяева.-М.:Интернет-Университет Информационных Технологий; БИНОМ. Лаборатория знаний, 2006.-3 16 е.: ил., табл.

39. Оллиер К. Тектоника и рельеф./ Пер. с англ. В.В.Середина. М., Недра, 1984,- 369с- Пер. изд.:. Великобритания, 1981.

40. Панкрушин В.К. и др. Автоматизация математической обработки и интерпретации геодезических наблюдений за движениями и деформациями. НИИГАиК.- Новосибирск, 1989.- 88с.

41. Правила наблюдений за осадками зданий и сооружений тепловых электростанций. РТМ 34-001-73. -М., Энергия,- 1973.- 18с.

42. Ретхати Л. Грунтовые воды в строительстве./ Пер.с англ. В.З.Махлина и Н.А.Ярцева / Под. ред. В. А.Кирюхина. М., Стройиздат, 1989,-432с.

43. Саяпова А.Р., Шамуратов Н.М., Гусельникова Е.А., Лакман И.А. Математические методы прогнозирования экономических показателей. Учебное пособие. Уфа:БашГУ, 2000;

44. Смоляк С.А., Титарепко Б.П. "Устойчивые методы оценивания", «Статистика", М., 1980 г.

45. Гуляев Ю.П. "Алгоритм оценивания параметров динамической модели и прогнозирования процесса, перемещении наблюдаемых точек сооружения". «Известия ВУЗов", "Геод. и аэрофотосъемка" № 3, М., 1984 г.

46. Езекиэл М., Фокс К.А. "Методы анализа корреляций и регрессий",

47. Статистика" М., 1966 г. (пер. с англ.)

48. Есиков Н.П. Тектонофизические аспекты анализа современных движений земной поверхности. / Сиб.отд.АН СССР.- Новосибирск.-Наука, 1979.- 264с.

49. Ефимов Н.В. "Квадратичные формы и матрицы", изд."Наука",М., 1964.

50. Ефимов Н.В., Розендорн Э.Р. "Линейная алгебра и многомерная геометрия», изд. "Наука", М., 1970 г.

51. Терцаги.К. Теория механики грунтов. -М.,Госстройиздат.- 1961,-с.59.

52. Тихонов А.Н. и др. "Численные методы решения некорректных задач", изд. «Наука», М., 1990 г.

53. Уилкисон Дж. X. "Алгебраическая проблема собственных значений", изд. "Наука", М., 1970 г. (пер. с англ.)

54. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: теория и практика / Пер. с английского Ю.А. Зуев. М.: Мир, 1992.

55. Фильчаков П.Ф.-"Численные и графические методы прикладной математики" АН УССР, изд."Hayкова думка", К., 1970 г.

56. Хаин В.Е. Ломизе М.Г. Геотектоника с основами геодинамики. Учебник. 2-ое издание, испр. и доп. - Издательство «КДУ», М, 2005.

57. Цытович Н. А., Тер-Мартиросян З.Г. Основы прикладной геомеханики в строительстве.- М., Высш. школа, 1981.- с.31

58. Цюнько В.И., Скопин B.C. Корреляционный анализ факторов,влияющих на вертикальные смещения глубинных марок в условиях ' набухающих грунтов. // Геодезическое обеспечение строительства. -М. 1987.-с. 83-88.

59. Смоленцев В.М. Прогнозирование потерь нефти в резервуарных парках нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов: автореферат, Тюмень 2003.

60. Кулагин A.B. Прогнозирование и сокращение потерь бензинов от испарения из горизонтальных подземных резервуаров АЗС. Автореферат УГНТУ. Уфа-2003

61. Лукашин Ю.П. Адаптивные методы прогнозирования временных рядов. —М.: Финансы и статистика, 2003. 416 с.

62. Абузова Ф.Ф., Бронштейн И.С., Новоселов В.Ф. Борьба с потериями нефтепродуктов при их транспортировке и хранении -М., Недра1981,248 с.

63. Черникин В.И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. VI.: Гостопохтехиздат, 1995.

64. Шицкова А.П., Новиков Ю.В. и др. Охрана окружающей среды в нефтеперерабатывающей промышленности. -М.: Химия, 1980.- 174 с.

65. Шишкин Г.В. Справочник по проектированию нефтебаз. -М: Недра, 1978.

66. Ткачев O.A., Тугунов П.И. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении. -М.: Недра, 1988.

67. Тронов В.П., Метельков В.П., Моргаев В.П., Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах // Нефтяное хозяйство. 1985 - №3.

68. Шабаров А.Б., Земенков Ю.Д., Смоленцев В.М, Физико -математическая модель процессов движения и испарения нефти в резервуарном парке нефтепровода //Теплофизика, гидрогаздинамика, теплотехника: Сборник статей. Вып. I,- Тюмень: ТюмГУ, 2002г.

69. Эккер Э.Р., Дрейк P.M., Теория тепло- и массообмена. М.: Госэрэнергоиздат, 1961.-620с.

70. Яковлев Е.И., Куликов В.Д., Шибнев А.В. Моделирование задач эксплуатации систем трубопроводного транспорта. —М.: ВНИИОЭНГ, 1992,- 358с.

71. Яковлев B.C. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды. -И.: Химия, 1987. -152с.

72. Гужов А.И., Титов В.Г., Медведев В.Ф. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газв. ~М.:Недра, 1978. -405 с.

73. Савицкий В.Б. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях транспорта и хранения нефти и газа. -М.: Недра, 1975. -264с.

74. F. Rosenblatt. Principles of neurodynamics. Spartan Books, Washington, 1962. Русский перевод: Розенблатт Ф. Принципы нейродинамики. -М.:Мир, 1964.

75. Nillson N.J. Leaning Machines. McGraw-Nill Book Company, 1965; Русский перевод: Нильсон H. Обучающиеся машины. -М.:Мир, 1967.

76. Shumsky, S.A., Yarovoy, A.V. Kohonen Atlas of Russian Banks, in: Deboeck, G. and Kohonen, T. Visual Explorations in Finance with Self-Organizing Maps. Springer, 1998.

77. Grossberg S. The Adaptive Brain, T.1,2, Advances in psychology, 1987.

78. Hagan M. Т., H. B. Demuth, M. H. Beale Neural Networks Design. Boston, MA: PWS Publishing, 1996.

79. Minsky M., Papert S. Perceptrons. An introduction to computational. geometry, MIT Press, 1969. Русский перевод: Минский M., Пайперт С. Персептроны. -М., Мир, 1971.

80. Trippi, R., and Turban, Е. Neural Networks in Finance and Investing. -Probus Publishing, 1998.

81. Harpole G.M., Edwards D.K. Effects of radiation on evaporating droplets //International jornal of heart and mass transfer. 1979. -V.22

82. Controle of voltaic organic emissions from storage of petroleum liquids in fixed roofed tanks. ESPA-450/T-77-036,XII, 1977