Динамическая модель нефтеперерабатывающего предприятия

Разработанная имитационная системно-динамическая модель нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) реализована в системе имитационного моделирования Powersim. Система Powersim, в частности, позволяет физически описать поведение совокупности взаимодействующих нефтеперерабатывающих установок (рис. 11.25).

Динамическая модель НПЗ

Рис. 11.25. Динамическая модель НПЗ

Важнейшим компонентом разработанной модели является сбыт нефтепродуктов. В данном параграфе рассматривается разработанная модель сбыта (интегрируемая с моделью НПЗ через спрос, влияющий на выбор оптимальной схемы НПЗ и выход бензина).

Разработанная системно-динамическая модель НПЗ (см. рис. 11.25) представляет собой систему взаимодействующих нефтеперерабатывающих установок. На уровне НПЗ в целом, как правило, решается задача максимизации чистой прибыли в зависимости от динамики добычи и спроса на нефтепродукты (при фиксированных технологических параметрах). На уровне установок решаются задачи оптимизации производства, т.е. выбора оптимальных значений технологических параметров при заданной динамике входных и выходных потоков (т.е. сырья и конечного продукта). Вначале решается оптимизационная задача для НПЗ в целом, далее выполняется поиск оптимальных режимов функционирования взаимодействующих установок.

В качестве примера рассмотрим установку компаундирования бензина и задачу оптимального компаундирования бензинов, представленную в следующим виде:

  • • при потребности в бензине семи марок (А-72, А-76, А-80, АИ-91 и др.) и наличии всех компонентов требуется смешать их так, чтобы не было остатков, для этого необходимо управлять скоростью поступления нефтепродуктов с разными октановыми числами в соответствующие резервуары (fn}, fn2,..., fnu);
  • • необходимо учесть влияние изменения режимов некоторых установок, в частности изменение режима риформинга (fn*2), для достижения определенного соотношения выхода и октанового числа продукта, повышение температуры на установке каталитического крекинга для увеличения выхода олефинов (fn*3) и в конечном итоге алкилата и др.;
  • • необходимо учесть разветвление входящих и исходящих потоков, в частности легкий крегинг-газойль можно направить на компаундирование котельного топлива (/п*4), а не на гидрокрекинг, бутилен можно использовать как компонент автомобильного бензина, а не направлять на алкилирование (/и*5), также можно отделить тяжелую часть от прямогонной нафты (//г,*6) (которая является сырьем риформинга) для получения большего объема керосина (топлива для газовых турбин).

Для решения такой задачи производственного управления были спроектированы интегрированные компьютерные (системно-динамические) модели нефтеперерабатывающих установок. Реализация компьютерной модели установки компаундирования в системе Powersim представлена на рис. 11.26.

Динамическая модель установки компаундирования бензинов

Рис. 11.26. Динамическая модель установки компаундирования бензинов

Аналогичным образом (в системе Powersim) были реализованы компьютерные модели других нефтеперерабатывающих установок (вакуумной перегонки, газофракционирующей установки и др.) (рис. 11.27, 11.28), которые в дальнейшем интегрировались в единую компьютерную модель НПЗ посредством системы материально-стоимостных балансов.

Важнейшим преимуществом представленного подхода является принципиальное упрощение традиционных вычислительных процедур (систем линейных и нелинейных уравнений, описывающих соответствующие химические процессы) за счет использования стандартных потоковых объектов системы Powersim, обеспечивающих возможность моделирования поведения перерабатывающих установок на физическом уровне (т.е. в автоматическом режиме, применяя прототипы реальных производственных объектов с предопределенными характеристиками). Управляющими (варьируемыми) параметрами, при этом являются скорости потоков (fnx , fnv..fnN). Состояние каждого j-го резервуара будет описываться выражением

где fn^jy fh™ — входные и выходные потоки, соответственно, определенные для /-го резервуара.

Динамическая модель установки первичной перегонки нефти

Рис. 11.27. Динамическая модель установки первичной перегонки нефти

Главное назначение имитационной модели 11113 (рис. 11.25— 11.28) — рассчитать выход нефтепродуктов в зависимости от объема исходного сырья, степени загрузки производственных мощностей, схемы построения 11113 и др.

Системно-динамическая модель газофракционирующей установки

Рис. 11.28. Системно-динамическая модель газофракционирующей установки

Построение имитационной стратегической модели НПЗ было осуществлено на основе материальных балансов, собранных в единую систему уравнений. Эти материальные балансы представлены в табл. 11.2 и имеют следующий вид для каждого описываемого процесса, соответствующего нефтеперерабатывающим установкам:

для всех k=l,2,..., К, vp = 1, 2,..., 4J, u = 1, 2,..., Ukz, z- 1,2,..., Zk, где t = 1,2, ..., Г — время по годам; К — число НПЗ; Ukz нефтепродукты k-то НПЗ, относящиеся к г-й установке; Zk нефтеперерабатывающие установки k-vo НПЗ; ш1*мг — объемы и-х продуктов нефтепереработки, подаваемых на вход 2-й установки, формируемые (вычисляемые) на выходе других установок (за исключением первичной установки обычной перегонки нефти, для которой ukJ

ш1?п =0^+0^); ?ш1*М2 совокупный объем сырья 2-й нефте

перерабатывающей установки, тыс. т/год; )!kuz е fn — структу-

%

ра выхода нефтепродуктов 2-й установки, >100% за счет

М = 1

соотношения плотностей продуктов и сырья (экз.), см. табл. 4.2; ш2', — объемы и-х нефтепродуктов, формируемые на выходе 2-й установки, тыс. т/год; е{0;1} — элемент матрицы отключений для 2-й установки k-ro НПЗ при ц/-м варианте реконструкции (если =1, это означает, что |/-й вариант реконструкции НПЗ предполагает включение 2-й установки в схему построения НПЗ); — степень загрузки НПЗ, % (экз.).

Отметим, что иод «отключением» здесь понимается исключение данной (2-й) нефтеперерабатывающей установки из производственной схемы НПЗ. Это означает, что все входящие и исходящие потоки для дайной установки также исключаются из системы.

Использование матрицы отключений в имитационной модели обеспечивает механизм реконфигурирования схемы построения НПЗ.

Материальные балансы в имитационной стратегической модели НПЗ

Таблица 11.2

Процесс/уста- новка — (2)

Сырье

Выход нефтеперерабатывающей установки (структура, (ц? м г), %)

Обычная перегонка нефти

Нефть

(марки

URALS)

Углеводородные газы — 10 Прямогонный бензин — 15 Прямогонная нафта — 15 Прямогонный керосин — 14 Прямогонный легкий газойль — 21 Прямогонный тяжелый газойль — 10 Прямогонный остаток — 15

Вакуумная

перегонка

Прямогонный остаток

Легкая фракция вакуумной перегонки — 90

Остаток вакуумной перегонки — 10

Каталитический крекинг

Прямогонный тяжелый газойль Легкая фракция вакуумной перегонки Рециркулирующий газойль

Кокс — 8 Крегинг-газ — 35 Крекинг-бензин — 55 Легкий крекинг-газойль — 12 Тяжелый крекинг газойль — 8 Рециркулирующий газойль — 10 {итого 118% за счет соотношения плотностей продуктов и сырья)

Процссс/уста- новка — (г)

Сырье

(го1/,«.,)

Выход нефтеперерабатывающей установки (структура, (м4„г), %)

Газофракционирующая

установка

Углеводородные газы (С4, С2)

Этан-С2 — 6 Пропан-СЗ — 9 н-С4 - 10 Изо-С4 - 11 Пропилен-СЗ — 9 Изобутилен — 11 (остальное — метан и этан)

Алкилирование

Пропилен

Изобутилен

Изобутан

Пропан — 14 н-Бутан — 5 Алкилат — 81

Каталитический реформинг

Прямогонная нафта (олефины, парафины, нафтены, ароматика)

Риформат — 88 Углеводородные газы-С4 — 10 Рециркулирующий водород — 2

Термический

крекинг

Остаток

вакуумной

перегонки

Бензин термического крекинга — 30 Легкий газойль термического крекинга — 7

Тяжелый газойль термического крекинга — 10 Этан-С2 — 18 Пропан — 5 Бутан — 4

Остаток термического крекинга — 20 Бутилены — 6

Гидрокрекинг

Тяжелый

крекинг-

газойль

Тяжелый

газойль

термического

крекинга

Керосиновые фракции — 17 Тяжелый продукт гидрокрекинга — 73

Гидроочистка 1

Легкий

газойль

Дизельное топливо

Гидроочистка 2

Прямогонный керосин

Реактивное топливо

Изомеризация

Прямогонный бензин Риформат

Низкооктановый бензин — 15 (остальное — рециркулят)

Процссс/уста- новка — (z)

Сырье

(го1/,«.,)

Выход нефтеперерабатывающей установки (структура, (р|М2), %)

Компаундирование бензина

Низкооктановый бензин Алкилат н-Бутан Легкий крекинг-газойль Крекинг-бензин

Бензин АИ-76 -XI* Бензин АИ-92 — Х2 Бензин АИ-95 - ХЗ

* Суммарный объем высокооктанового бензина рассчитывается с помощью системы уравнений, исходя из объема алкилата и н-бутана, требуемых для достижения минимального октанового числа (в данном случае 95) и ДПР (давление паров по Рейду) приблизительно в 0,7 атм. При этом считаются известными значения октановых чисел и ДПР для исходных нефтепродуктов. Конкретная структура бензина (XI%, Х2%, Х3%) будет зависеть от спроса, вычисляемого в модели сбыта ВИНК.

Итак, имитационная стратегическая модель нефтеперерабатывающего завода используется для построения производственной функции НПЗ, зависящей главным образом от объема первичного сырья, степени загрузки производственных мощностей и состава используемого оборудования.

Фрагмент результатов работы компьютерной модели НПЗ

На рис. 11.29, 11.30 представлена зависимость выхода НПЗ от схемы завода, формируемой матрицей «отключения» инвестиционных проектов предприятия (и соответствующего оборудования НПЗ) с помощью разработанной имитационной модели НПЗ. Базовый сценарий — «все включено»: алкилирование, компаундирование, гидрокрекинг, каталитический крекинг, вакуумная перегонка.

Результирующий выход, отражающий реконфигурированный вариант построения НПЗ, показан на графиках пунктиром, базовый вариант, соответствующий полному включению оборудования, — сплошной линией.

В результате отключения установки алкилирования уменьшается объем бензина и увеличивается остаточное топливо. Дальнейшее отключение установки компаундирования приводит к еще большему увеличению остаточного, а также дизельного и реактивного топлива. Полное отключение рассматриваемого оборудования приводит к переходу к так называемой простой схеме НПЗ, максимально увеличивает объемы дизельного и остаточного топлива.

Агрегированный выход НПЗ — включение всех основных установок

Рис. 11.29. Агрегированный выход НПЗ — включение всех основных установок

Агрегированный выход НПЗ

Рис. 11.30. Агрегированный выход НПЗ: отключение установки алкилирования

Итак, разработана имитационная модель нефтеперерабатывающего завода, отличительной особенностью которой является реализация возможности реконфигурирования схемы построения НПЗ, а также управление поведением совокупности нефтеперерабатывающих установок в зависимости от инвестиций и спроса со стороны конечных потребителей во времени.

В условиях стабильности внешних факторов (например, отсутствия дефицита инвестиционного капитала) агрегированная ком-

пьютерная модель нефтеперерабатывающего производства позволяет достаточно эффективно прогнозировать его характеристики. Тем не менее важнейшей задачей предприятия является формирование долгосрочных инвестиционных и производственных программ (на 20—25 лет), обеспечивающих максимизацию акционерной стоимости. При таком горизонте планирования необходимо принимать во внимание как возможное изменение макроэкономического окружения, так и влияние собственных ограничивающих факторов (снижение добычи, растущие ограничения по транспортировке и др.). В результате становится актуальным переход к интегрированным моделям звеньев предприятия, обеспечивающим формирование акционерной стоимости холдинга.

Выделим следующие важнейшие направления развития данной модели:

  • • выделение нефтедобычи в отдельный блок (интегрированный с нефтепереработкой через транспортную систему) и дифференциация нового и старого фонда скважин на отдельные группы скважин, над которыми проводятся различные геолого-технические мероприятия, что обеспечит возможность более детального исследования экономической эффективности инвестиционных проектов обустройства и развития месторождений;
  • • выделение транспортных издержек из условно-переменных затрат на жидкость (входящих в состав ОРЕХ) в отдельную транспортную модель предприятия, что обеспечит более гибкую возможность управления переменными издержками (за счет оптимизации распределения сырья по направлениям поставок);
  • • включение моделей транспортировки нефтепродуктов и сбыта в цепочку формирования акционерной стоимости предприятия, что позволит учесть группу факторов, связанных с внутренним рынком нефтепродуктов, являющимся важным сегментом предприятия.

Помимо дефицита инвестиционного капитала необходимость дезагрегированного описания звеньев предприятия обусловлена также возрастающей ролью ограничений при долгосрочном инвестиционном планировании.

Наиболее важными являются следующие ограничения на уровне предприятия:

  • • план по добыче нефти;
  • • план по поставкам нефтепродуктов (по продуктам и регионам);
  • • лимит инвестиционных расходов;
  • • лимит операционных затрат;
  • • минимально необходимый уровень операционного потока;
  • • минимальный уровень чистого дисконтированного финансового потока;
  • • минимальный уровень прибыли (до уплаты налогов);
  • • максимальная пропускная способность транспортной системы (для внутренних и внешних маршрутов);
  • • максимальные возможности нефтеперерабатывающих мощностей (по продуктам).

Существует ряд дополнительных ограничений, учет которых также должен быть предусмотрен (например, план по добыче природного газа, минимальный уровень затрат на геологоразведочные работы и т.п.) при разработке системы поддержки принятия стратегических решений.

В отдельную категорию ограничений входят риски предприятия, которые предлагается классифицировать следующим образом:

  • • операционные — риски, связанные непосредственно с основной производственной деятельностью;
  • • финансовые — риски, связанные с инфляционными ожиданиями, в том числе на локальных рынках, приводящими к снижению накопленной прибыли;
  • • рыночные — риски, связанные с макроэкономическим окружением.

Операционные риски инвестиционных проектов являются наиболее важными для производственной корпорации, какой и является предприятие, и оцениваются, как правило, экспер- тно (с использованием отраслевых, проблемно-ориентированных знаний). В результате динамика прогнозных значений объемов добычи нефти и газа, объемов транспортировки товарной нефти и других показателей, соответствующих инвестиционным проектам предприятия, корректируется умножением на величину 1 1 , где 0< р1 <1 — оценка степени риска для рг-го инвестиционного проекта; t — время.

Финансовые риски предприятия не дифференцируются по отдельным проектам и относятся к отраслевому сегменту в целом (например, к инвестициям в нефтепереработку и сбыт в определенном регионе). Эти риски также оцениваются экспер- тно и отражаются посредством ставки дисконтирования, используемой при расчете чистой приведенной стоимости (NPV) инвестиционных проектов.

Рыночные риски предприятия обусловлены влиянием динамики макроэкономических факторов (изменением курса доллара, цен на нефть и т.п.). Учет рыночных рисков связан с дезагрегацией так называемых единых сценарных условий в модели управления акционерной стоимостью предприятия. Отметим, что значения рыночных рисков также определялись на основе экспертной оценки.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >