Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом"

□□3454ЭЭ4

на правах рукописи

ТУМАНСКИЙ АЛЕКСАНДР ПЕТРОВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ПО ТРУБОПРОВОДАМ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ НАСОСНЫМИ СТАНЦИЯМИ, ОБОРУДОВАННЫМИ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ' (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 5 № МИ

Москва-2008

003454994

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

Лурье Михаил Владимирович

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Челинцев Сергей Николаевич

доктор технических наук, профессор

Крылов Юрий Васильевич

кандидат технических наук

Ведущая организация:

«25 ГосНИИ Минобороны России», г. Москва

Защита диссертации состоится "

2008 г. в час. в

ауд. 53? на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Автореферат разослан " <9" 2008

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

.М. Ревазов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Диссертация посвящена оптимизации перекачки нефти по трубопроводам на основе использования частотно-регулируемого привода насосных агрегатов. Путем изменения частоты вращения ротора насосного агрегата можно изменять гидравлическую характеристику насоса и наилучшим образом подстраивать работу насосно-силового оборудования к постоянно изменяющимся условиям перекачки.

В диссертации изложены практические и теоретические предпосылки для разработки данной проблемы, исследовано состояние трубопроводной системы России с позиций возможности и целесообразности внедрения частотно-регулируемых приводов (ЧРП). Определены также необходимые пределы регулирования, разработана теория выбора оптимальных параметров перекачки, созданы расчетные методики и выполнены расчеты для большого числа конкретных нефтепроводов. Делаются обобщающие выводы и даются рекомендации для внедрения ЧРП на нефтепроводах России.

Актуальность темы диссертации. К настоящему времени в нашей стране эксплуатируется разветвленная сеть магистральных нефтепроводов общей протяженностью около 50 тыс. км. Анализ работы этих нефтепроводов показывает, что в процессе эксплуатации возникают случаи нерационального расхода электроэнергии, что чаще всего обусловлено неправильным выбором режимов работы нефтеперекачивающих станций (НПС) или технической невозможностью использовать оптимальный режим. Например, при отказах оборудования НПС возникает необходимость перехода к новым режимам работы, должных обеспечить заданный объем перекачки, однако в ряде случаев это невозможно сделать оптимальным образом из-за «жесткости» характеристик установленного на НПС оборудования. Поэтому внедрение ЧРП и создание теории для их оптимального использования представляет собой актуальную задачу.

Становление теории и практики оптимального регулирования режимов

транспортировки нефти по трубопроводам связано с именами известных ученых и инженеров в нашей стране и за рубежом. Среди них В.Г. Шухов, JI.C. Лейбензон, B.C. Яблонский, В.И. Черникин, Е.В. Вязунов, В.И. Голосовкер, Л.В.Полянская, П.А. Мороз, О.Н. Рыжевский, Л.Г. Шепетков, Ю.И. Шилин, В.В. Васильковский, В.Н. Мигдалов, М.В. Лурье, В.И. Марон, М.Г. Сухарев, В.А. Юфин, и др., поэтому теория оптимизации режимов работы нефтепроводов имеет фундаментальный базис.

Актуальность настоящего исследования обусловлена необходимостью внедрения новых технологий обеспечения оптимальных режимов транспортировки нефти, позволяющих сократить затраты электроэнергии на перекачку. Подтверждением такой необходимости может служить строящийся нефтепровод «Восточная Сибирь - Тихий океан». Протяженность его первого участка от Тайшета до Сковородино составляет 2,8 тыс. км. Применение на НПС насосных агрегатов с ЧРП позволит минимизировать удельные затраты электроэнергии за счет регулирования режимов работы трубопроводной системы.

Цель диссертационной работы. Разработать теорию и методы расчета нефтепроводов в условиях постоянно изменяющейся загрузки путем внедрения энергосберегающей технологии перекачки, базирующейся на использовании частотно-регулируемых насосных агрегатов.

Основные задачи исследования. Для реализации поставленной цели оказалось необходимым решить следующие задачи:

• предложить новую методику планирования оптимальных режимов работы магистральных нефтепроводов, с учетом применения ЧРП;

• выявить ограничения на пределы регулирования для решения оптимизационной задачи выбора режимов транспортировки нефти; разработать требования к системе регулирования, основанной на использовании ЧРП магистральных нефтеперекачивающих агрегатов (МНА);

• получить зависимости к.п.д. насосных агрегатов от частоты вращения их роторов; потребляемой и удельной мощности насосных агрегатов от производительности с учетом к.п.д.;

• предложить математическую модель нефтепровода с произвольным числом НПС, имеющих системы автоматического регулирования (САР), основанные на использовании ЧРП;

• разработать алгоритм решения оптимизационной задачи о выборе оптимальных режимов перекачки нефти по нефтепроводам с НПС, имеющими ЧРП, и дать его численную реализацию в виде пакета компьютерных программ.

Научная новизна работы. Новизна диссертационного исследования состоит в том, что оно позволяет оценить технические параметры новой для России энергосберегающей технологии транспортирования нефти по трубопроводам с использованием ЧРП и дать ответ на вопрос о целесообразности ее внедрения как на действующих нефтепроводах, так и на вновь сооружаемых. Новыми являются методики и алгоритмы решения задач, послуживших основой для реализации сделанных выводов.

Практическая значимость. Внедрение результатов выполненных исследований позволит существенно снизить затраты электроэнергии на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам. Разработанные в диссертации научные положения и инженерные рекомендации способствуют максимальной унификации насосно-силового оборудования магистральных нефтепроводов, более рациональному планированию режимов работы и тем самым обеспечению выполнения объемов перекачки с наименьшими затратами.

На защиту выносятся следующие положения:

• внедрение ЧРП целесообразно в случаях, когда привод перекачивающего агрегата работает в режиме переменных нагрузок, причем изменение нагрузки по мощности составляет не менее 20% или эти изменения занимают не менее 30% от времени работы трубопровода;

• применение ЧРП позволяет обеспечивать работу нефтепровода при любой заданной производительности с минимальными затратами электроэнергии;

• использование ЧРП позволяет осуществлять перекачку нефти в заданном объеме в течение отчетного периода без смены режимов работы с равно-

мерными затратами электроэнергии;

• максимальный эффект от использования ЧРП достигается установкой двух (один рабочий, один резервный) преобразователей частоты (ПЧ) на всех НПС участка каждый мощностью, равной максимальной мощности двух (режим пропускной способности) из трех работающих на НПС МНА;

• экономия электроэнергии, затрачиваемой на перекачку нефти, может достигать до 10% по сравнению с САР дросселированием.

Апробация работы. Исследования, изложенные в диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технических конференциях:

• научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «Гипрорубопровод» по секции "Проектирование, эксплуатация и технология капитального ремонта МН", М., октябрь 2004 г.;

• научная техническая конференция по итогам конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций ТЭК в 2004 г. Министерство промышленности и энергетики, М., февраль 2005 г.;

• научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «Гипротрубопровод» по секции "Проектирование, эксплуатация и технология капитального ремонта магистральных нефтепроводов", октябрь 2005 г.;

• 6-ая научно-техническая конференция ОАО "АК "Транснефть" по секции "Проектирование, эксплуатация и технология капитального ремонта магистральных нефтепроводов", Новороссийск, февраль 2006 г.

Публикации. По результатам научных исследований, изложенных в диссертации, опубликовано 5 научных работ, в том числе одна в ведущем рецензируемом научном журнале, определенным Высшей аттестационной комиссией России.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из 4 глав с выводами по главам и в целом, 28 рисунков, 24 таблиц, 2 приложений на 137 страницах, перечня использованной литературы из 110 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена сущность диссертационного исследования, описана актуальность разрабатываемой проблемы, охарактеризована практическая ценность выполненных исследований и предложенных технических решений.

В первой главе охарактеризовано современное состояние системы трубопроводного транспорта нефти в России. Путем анализа технических решений, принятых в проектировании и строительстве нового современного нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», выявлены тенденции дальнейшего развития трубопроводного транспорта нефти в нашей стране. Здесь же дан критический анализ существующих методов оптимизации режимов транспортировки нефти и рассмотрены основные работы, посвященные развитию теории, раскрыты основные элементы теории планирования режимов работы магистральных нефтепроводов. Описываются недостатки используемой в настоящее время технологии дросселирования. Особое внимание уделено работам, связанным с использованием ЧРП к нефтеперекачивающим агрегатам; объясняются причины, обуславливающие необходимость диссертационного исследования.

Главным недостатком системы регулирования давления методом дросселирования являются необратимые потери напора на дросселе, малое количество режимов работы магистрального трубопровода и, как следствие, снижение эффективности работы всей системы трубопроводного транспорта в целом (рис.1). При дросселировании напор на выходе перекачивающих станций можно только уменьшать, а при использовании ЧРП напор можно как уменьшать, так и увеличивать. Таким образом, при научно-обоснованных настройках преобразователя частоты становится возможным компенсировать аварийное отключение одного из нескольких МНА.

Р, кВт

Рис. 1. Потребление мощности при различных способах регулирования: 1 - дросселированием; 2 - изменением частоты вращения роторов МНА;

3 - экономия электроэнергии.

На основании критического анализа технической литературы и практики разработки систем управления режимами перекачки сформулированы цели и задачи исследований, изложенных в диссертации.

Во второй главе сформулированы требования к САР работы насосных станций, оборудованных ЧРП. На сегодняшний день нормативные документы, регламентирующие работу САР, использующих ЧРП, отсутствуют, поэтому в этой главе изложены разработанные автором требования к САР на основе ЧРП таким образом, чтобы по надежности и качеству работы они не уступали существующим системам. С учетом опыта эксплуатации нефтепроводов сформулированы общие требования к частотным преобразователям, которые могут быть использованы на НПС. Также разработаны требования по диапазонам регулирования, в частности, разработана методика расчета нижнего и верхнего диапазонов регулирования числа оборотов роторов МНА. Исследована зависимость к.п.д. и мощности от частоты вращения ротора насоса.

В работах Е.В. Вязунова используется аналитическая зависимость к.п.д. насоса от расхода, которая в обобщенных координатах имеет вид:

где t] - значение к.п.д. при текущей подаче Q, 7/. - максимальное значение к.п.д. при соответствующем расходе Q> .

Для определения зависимости максимального значения к.п.д. tj' от частоты 03 вращения роторов МНА использовалась формула:

1. = 1 - (1 - п о У , (2)

в которой показатель степени т есть функция от частоты вращения: т=т(а>). На основании материалов испытаний насосов фирмы «Sulzer Pumps» Process Pumps Type ОНИ API 610 получены для m(a>) следующую зависимость:

(3)

В работе даны оценки для верхней и нижней границ диапазона изменения частоты вращения ротора МНА.

Нижняя граница определяется из условия штатной работы САР при возмущениях номинального режима. При определении нижней границы диапазона регулирования, задача САР состоит в обеспечении работы НПС без отключения одного или нескольких МНА. За расчетное возмущение принято возмущение, возникающее при отключении одного МНА на ближайшей НПС, лежащей вниз по течению. При отключении одного МНА происходит снижение расхода перекачки, рост напоров на всем эксплуатационном участке, а также подпоров перед предыдущими НПС. Задача состоит в том, чтобы определить такое снижение частоты вращения ротора МНА, при котором происходит компенсация роста давления на выходе НПС так, чтобы система защиты не отключила остальные насосы на рассматриваемой НПС.

1 +

1 -

Если на /-Й промежуточной НПС происходит отключение одного МНА, то это влечет за собой снижение производительности всего участка нефтепровода. В предположении, что производительность МН до отключения МНА была максимальная, рассматривается наихудший случай — максимальное снижение производительности (давление на выходе НПС,./ до и после отключения МНА равно рабочему давлению р ¡.¡, т.к. оно поддерживается на этом уровне работой САР). Поскольку величина А подпора перед НПС,+/, поддерживаемая САР, так же постоянна, то после отключения МНА, участок трубопровода между НПС,-.; и НПС,+/ становится лимитирующим. Если промежуточную НПС, -/ заменить резервуарным парком, то величина И будет меньше, поскольку подпор на входе в резервуары меньше требуемого подпора на входе в МНА, поэтому в расчетах принимался наихудший вариант - большее снижение производительности перекачки (в конце участка находится НПС,+/ без РП).

Для анализа рассматривается участок нефтепровода с тремя НПС: НПС,_/, НПС, и НПС/+/ (рис.2). Высотные отметки всех НПС, расстояния между ними, перечень используемого оборудования, гидравлический уклон - /о на рассматриваемом участке (до отключения МНА) считаются известными.

Р|

Рис. 2 Постановка задачи

Уравнение баланса напора для участка нефтепровода между НПС,./ и НПС,+/ имеет вид:

до отключения МНА

h ] + Az + х (а - Ъ -Q¡)= /„ ■(/,., + /,) ; (4)

Р,-1 Pg

после отключения МНА:

h)+&Z + (к-1)-(а - b-Q2)= ¡'О,^ + I,) , (5)

pg )

где р - плотность нефти; 1¡.¡ и /, - расстояния между НПС,.1 и HTTQ, bfflQ и HIICi+1 соответственно; h- минимальный напор на входе НПС, поддерживаемый САР; г0 - гидравлический уклон до отключения МНА; i - гидравлический уклон после отключения МНА; Дг- разность высотных отметок НПС,.] и НПСьн; к- количество МНА, работающих на fflIC¡; а и Ъ - коэффициенты аппроксимации (Q-H) - характеристик МНА НПС;.

Из уравнений (4) и (5) вытекает связь между величинами / и ;0, характеризующими потери напора до и после отключения МНА:

' = 74т-е1Л!- • (б)

tío

Разделив почленно (5) на (4) и использовав выражение (6), получим уравнение для определения q:

q1 = и, -т2 , (7)

где Ц = Q/Qü, а коэффициенты т, и т2 представляются формулами

_ a(K-Í)+Az + p,_Jpg-)

Í!<-\)-bQ,

(8)

+ Аг _ (9)

Я2,2 ■(*"!)

Таким образом, для конкретного участка нефтепровода можно определить уменьшение <1 = 0.10.0 расхода перекачки после отключения одного МНА, рассчитав коэффициенты т1 и /и^по (8) - (9) и разрешив уравнение (7).

Разность Лт коэффициентов тяу и т2, для каждого нефтепровода известна, она выражается формулой:

А т =

(10)

(к - 1)ьсз;

V

Это обстоятельство используется для сужения области допустимых значений коэффициентов /я; и т2. Иными словами, для фиксированного диаметра нефтепровода и типа магистральных насосов можно выделить область допустимых значений т; и т2 (рис. 3).

Поскольку зависимость (7) при <7=сои5/ изображается на плоскости (т1г т2) прямой линией, то задача состоит в том, чтобы найти максимальное значение цтах, имеющее с областью допустимых значений хотя бы одну точку пересечения. Такое значение находится путем построения касательной к области допустимых значений, проведенной из точки (0,-д0 25) под углом Р (/& Р=д''75)

Область допустимых значены

Рис.3. Область допустимых значений гщтлт2

Таким образом, по (5) определяется прирост напора, вызванный уменьшением расхода перекачки и соответствующее значение нижней границы изменения частоты вращения роторов МНА, необходимое для его компенсации.

Для существующих нефтепроводов, параметры работы которых соответствуют табл. 1, можно определить максимальное снижение расхода перекачки при отключении одного МНА. Это снижение зависит также от перепада высот НПС(_; и НПС(+;: чем НПС,+; выше НПС,.;, тем больше снижение расхода и наоборот.

В результате расчетов для нефтепроводов диаметром 700, 800, 1000 и 1200 мм при разности отметок ± 250 м, максимальное снижение расхода перекачки составило соответственно 14%, 15%, 17% и 16% от номинального расхода перекачки.

Таблица 1

Основные параметры нефтепроводов

Производительность нефтепровода, млн. т/год Диаметр (наружный), мм Рабочее давление

МПа кГс/см2

11-19 720 5,6-6,1 58-62

15-27 820 5,5-5,9 56-60

23-55 1020 5,3-5,9 54-60

41-90 1220 5,1-5,5 52-56

Давление на входе НПС с уменьшением расхода перекачки увеличится на величину снижения потерь напора на предыдущем перегоне, т.к. САР не позволит давлению на выходе предыдущей НПС превысить значение, которое было до снижения расхода. В результате расчетов определяются: напор на входе НПС,-./:

я„ = тт^ге'-'х + д* ; О1)

Рё У о'

приращение подпора на входе НПС( .1:

я ' - я . = АН Ш = /,¿(1 - ); (12)

максимальная величина потерь напора на трение:

Р

Ч^шкс - ' 2"аКС Нвхмт + ~ 11-2 ' (13)

= нm, + Аш>а ! (14)

где Нтв - кавитационный запас МНА; Июод - потери напора на входе НПС.

Далее определяется максимальная величина подпора при снижении расхода перекачки и напор на выходе НПСц :

= i0i(l-î,-,,)+ АЯ_ ; (15)

HlA = H\+k{an-bQ2), (16)

где Hi-i - напор на выходе НПСц; кг - количество МНА на НПСм; n={œ(a%f.

Необходимое значение СО частоты вращения определяется из условия:

H i-i * н & ■ Отсюда получается неравенство для параметра п:

п <.

H „„« - H,

■+bQ

7 ' (17)

а

к

со = л/й й)0 . (18)

Из этих формул следует, в частности, что минимальному значению параметра п соответствует минимальное значение Qмm и р мин.

Таблица 2

Определение снижения частоты при минимальном расходе перекачки и рабочем давлении в номинальном режиме

Dy,uu Р MUH 9 МПа а Ь Qûmuh» млн. т/год я п со/со 0

700 5,6 283 110 11 0,86 0,63 0,79

800 5,5 319 93,4 15 0,85 0,55 0,74

1000 5,3 301,7 26,2 23 0,83 0,41 0,64

1200 5,1 309,9 13,7 41 0,84 0,36 0,60

Верхняя граница диапазона изменения частоты вращения ротора НПА определяется из условия выполнения технологических требований, предъявляемых к САР при снижении максимального к.п.д. перекачивающего агрегата -

оно не должно быть выше, чем уменьшение к.п.д. в границах рабочей части его характеристики. Одно из основных технологических требований к системам регулирования давления методом изменения частоты вращения роторов МНА состоит в возможности компенсации работы МНА при отключении оставшимися агрегатами, без включения резервного. Таким образом, должно выполняться равенство:

(19)

в котором а и Ь - коэффициенты аппроксимации напорных ^-^-характеристик МНА; к - число МНА до отключения одного из них. Так, например, для насосов типа НМ 2500-12500 максимальное значение пег для компенсации отключения одного МНА двумя оставшимися в работе не превышает 1,2.

Величина допустимого снижения максимального к.п.д. насоса при увеличении частоты вращения ротора МНА задается Д?/. Исходя из этой величины, определяется допустимое увеличение частоты вращения.

/7 = 1-(1-т7о)(1+мгг;

Д*7 = Т?0-ПР,

(20) (21)

где цр - расчетное к.п.д. МНА.

В случае увеличения частоты вращения:

«Р=(1°ё(.-,.)(Л'7-?/о+1))"3. (22)

Для насосов типа НМ 2500-12500 снижения максимального к.п.д. при значении пег = 1,2 не превышает снижения к.п.д. в границах рабочей части характеристик.

В третьей главе диссертации дана математическая формулировка общей задачи об оптимизации транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам с промежуточными НПС, оборудованными частотно-регулируемым электроприводом. Разработан алгоритм решения сформулированной задачи, разработана методика получения исходных данных, необходимых для проведения расчетов. Кроме того, проанализированы теоретические исследования по пересчету к.п.д. насоса и электродвигателя для различных значений частоты вращения, характеристик центробежных насосов с воды на вязкую жидкость. Представлены также результаты анализа влияния различных факторов на точность полученных результатов и выполнена компьютерная реализация разработанного алгоритма. Приведены многочисленные примеры формирования расчетных файлов.

Постановка задачи такова. Рассматривается МН с Л^НПС (рис. 4). По нефтепроводу осуществляется транспортировка нефти с известными свойствами (т.е. с известными плотностью, вязкостью, упругостью насыщенных паров и т.п.). На НПС установлены насосы, соединенные последовательно и обеспечивающие номинальный режим перекачки с расходом Qo■ Характеристики всех насосов считаются известными. В процессе работы МН возникает необходимость увеличения или уменьшения расхода перекачки от номинального значения Q0 до значения Q. Спрашивается, как добиться требуемого изменения расхода перекачки путем изменения частот вращения роторов насосных агрегатов на одной, на нескольких (в т.ч. всех) НПС, причем сделать это так, чтобы суммарная величина электроэнергии, расходуемой на перекачку, была минимальной.

®——С

ГНПС НПС, НПС2 НПС„ кнп

Рис. 4 Схема трубопровода с промежуточными НПС

Алгоритм решения состоит из двух этапов: первый - определение области допустимых решений; второй - поиск оптимального решения.

Известно, что трубопровод, состоящий из нескольких линейных участков, работающих в режиме "из насоса - в насос", может функционировать лишь тогда, когда выполняются так называемые условия согласования. Эти условия состоят в том, чтобы напоры hn¡ в линиях всасывания промежуточных НПС не были слишком малыми, а давления p¡ в линиях нагнетания - слишком большими:

А*1 2 Аи , hn2 ¿ h^ , Л„3 > h^ , ,h(23)

P¡ ¿ p™, > Pi ¿ P. i ^ í™ > > P, s Р., I (24)

Существуют также технологические ограничения на уровень регулирования; они выражаются неравенствами:

á "i * »« 5 «« ^ "2 ¿ л„ ; ......... пм < п„ й ии. (25)

Работа линейных участков нефтепровода описывается системой N алгебраических уравнений баланса напоров:

Ь, + fi„ - А,„ + Я „,(¡6, л,,... и,)- А,„ш ]- [г, + й2] = ;••/, ;

t, + Л2 - й2„ + Нст2(д,п..... nj- h2lba ]- [г 2 + А3]= г ■ /2 ;

............................................................ (26)

[г„ + А„ - + (б,«,,... nj- А„яи ]- [г, + й4] = /■/„, где z„z2,....,zn -- высотные отметки НПС; АЛ.....к ~ расстояния между ними.

Почленное сложение этих уравнений друг с другом дает уравнение баланса напоров для всего трубопровода:

i=n 1 =п

fo■ (27)

1=1 ¡=1

Если пропускная способность Q трубопровода задана, то в этом уравнении содержится пк неизвестных величин, выражающихся через неизвестные частоты co¡¡, со12,..., сот вращения роторов насосов после применения регулирования.

И„ = — ' n„ =

0}„ l CO.

л., =1 — I > »n2 I...... п., =

и„=И],ПцJa _ SlI; (28)

Задача формулируется следующим образом: как найти заранее неизвестные и подлежащие определению величины пц, пц,..., пт так, чтобы выполнялись условия согласования (23) и (24), ограничения (25), а общая затрачиваемая мощность для перекачки, была минимальной?

A = (29)

Алгоритм решения оптимизационной задачи включает в себя следующие этапы:

• по известному расходу перекачки Q определяется скорость нефти в трубопроводе и проводится гидравлический расчет;

• из уравнения баланса напора для перегона между первой нефтеперекачивающей станцией и второй определяется подпор перед второй НПС и давление на выходе первой. Принимаем пц, равное наименьшему значению, согласно диапазона регулирования.

[г, + h, +Hml(ß.nlltna ,...",„)]- +Й2]= г-/,;

P = (Hcml+hH)pg\

Kl =(?\-Zl)+K +Hm\iQ>"п.«12 .•..«!„ )-i-h ■

• полученные значения подпора и давление на выходе сравниваются с условиями согласования, и для полученного режима перекачки определяется величина максимального значения к.п.д. при определенных значениях частот вращения всех нефтеперекачивающих агрегатов, определяется мощность, за-

трачиваемая на перекачку каждым насосом, с учетом к.п.д насоса, двигателя и преобразователя частоты.

Затем процедура расчета повторяется при значении пц, которое равно предыдущему, увеличенному на шаг регулирования. Процедура повторяется до тех пор, пока пц не примет значение, соответствующее верхнему пределу регулирования. Формируется массив, соответствующий всем режимам работы первой НПС, при осуществлении которых выполняются условия согласования. Затем производится отсев тех режимов, при реализации которых давление на входе второй НПС равно значению давления при осуществлении какого-либо режима перекачки из полученного массива, однако значение затрачиваемой электроэнергии - меньше.

Цикл расчетов повторяется до вычисления подпора в конце нефтепровода. В итоге мы имеем совокупность режимов работы участка трубопровода с промежуточными станциями, при которых перекачка возможна.

Для режима работы трубопровода с наименьшей затрачиваемой мощностью выводятся значения соответствующего режима перекачки: значение приведенных частот вращения роторов МНА; количество работающих МНА на каждой НПС; значение давления на входе и выходе соответствующих НПС.

Для реализации рассмотренного алгоритма разработана компьютерная программа на языке С++. Окно результатов расчета представлено на рис. 5.

«р»-

Ьгм|5 2"" Чу»и"«лиист»И ; —

Рис. 5 Окно «Результаты расчета»

В четвертой главе рассмотрены требования к формированию технологических карт и режимов работы магистральных нефтепроводов; требования к планированию и учету потребления электроэнергии при эксплуатации трубопроводов с учетом применения ЧРП. Анализируется влияние сезонных изменений вязкости перекачиваемой нефти; изменений эквивалентного диаметра; периодичности очистки внутренней полости нефтепровода на потребление электроэнергии НПС. Приведены и проанализированы примеры решения рассматриваемой оптимизационной задачи для четырех существующих участков нефтепроводов диаметрами - 700 мм, 800 мм, 1000 мм и 1200 мм.

При расчете экономического эффекта от использования ЧРП необходимо учитывать штрафные санкции на отклонение фактического потребления электроэнергии от заявленного (Приказ федеральной службы по тарифам от 24.08.2004 года №212-э/2). При величине отклонения от 2 до 5 % штрафной коэффициент на оплату отклонения равен 1,05; от 5 до 10 % - 1,25; от 10 % и выше - 1,5. Использование ЧРП позволяет контролировать и корректировать расход электроэнергии.

В качестве примера рассмотрены участки нефтепроводов Ду 700-1200 «Анжеро-Судженск-Омск», «Альметьевск - Горький», «Лазареве - Горький» и «Платина-Пермь». Определены режимы работы в диапазоне расхода б от минимального до максимального значения с определенным шагом А(). Все найденные режимы соответствуют критерию оптимизации, то есть затраты электроэнергии на перекачку нефти в этих режимах - минимальны. Например, в диссертации приведены расчеты для магистрального нефтепровода «Омск-Иркутск» (Ду 700 мм), на технологическом участке - «Анжеро-Судженск-Омск» состоящем из линейной части, протяженностью 913 км, с НПС: «Анжеро-Судженск», «Сокур», «Чулым», «Барабинск», «Татарская». Все НПС оборудованы 4 МНА НМ 2500-230 с электродвигателями 2АЗМВ1 (3 работающих, 1 резервный).

Таблица 3

Расстановка НПС по трассе магистрального нефтепровода _ «Альметьевск - Староликеево»_

Наименование НПС км по трассе нефтепровода Высотная отметка НПС, м Разрешенное рабочее давление на выходе НПС, кГс/см2 (МПа)

Анжеро-Судженск 913 230 35,0 (3,43)

Сокур (законсервирована) 691,3 218 36,0 (3,53)

Чулым 525,4 138 39,0 (3,82)

Барабинск 345,5 120 40,0 (3,92)

Татарская (законсервирована) 180 111 40,0 (3,92)

Омск 0 120 -

Расчеты выполнялись для 24 значений расхода перекачки. Номинальная пропускная способность участка составляет 1380 м3/ч, пропускная способность по результатам расчета с учетом применения ЧРП МНА составила 1430 м3/ч. Таким образом, пропускную способность возможно увеличить на 3,37 % при тех же параметрах нефтепровода.

Режим работы по числу работающих МНА на НПС рассматриваемого участка нефтепровода 1-1-2 соответствует производительности - 1160-1430 м3/ч. Распределение частот вращения между двумя МНА на НПС Барабинск по результатам расчета оказалось: один насосов работает с максимальной частотой, второй с частой, необходимой для создания минимального подпора перед следующей станцией. При уменьшении расхода частота вращения ротора первого насоса не изменяется, второго - уменьшается.

При снижении расхода перекачки до 1140 м3/ч, для получения на входе НПС Омск подпора 25 м необходимо, чтобы величина давления на выходе НПС Барабинск составляла 2,67 МПа. Такое давление может создать уже один насос, и режим работы эксплуатационного участка имеет вид - 1-1-1. При всех технологических режимам перекачки для данного диапазона расхода подпор перед НПС равен минимальной величине. При расходе перекачки - 1100 м3/ч частота вращения ротора насоса НПС Барабинск соответствует номинальному значению.

Частота вращения ротора единственного работающего на НПС МНА уменьшается до минимального значения - 36 % (от номинальной частоты вращения роторов насосов) с уменьшением расхода:

- НПС Чулым - до 1140 м3/ч;

- НПС Анжеро-Судженск - до 1020 м3/ч;

- НПС Барабинск - до 870 м3/ч.

Дня нахождения снижения затрат электроэнергии, затрачиваемой на перекачку, использовались значения затрат электроэнергии при использовании САР дросселированием из карты технологических режимов нефтепровода при фиксированном расходе перекачки и соответствующее ему расчетное значение при том же расходе, но при использовании ЧРП.

Дня нефтепровода «Анжеро-Судженск-Омск» применение ЧРП не привело к снижению затрат электроэнергии, наоборот при реализации всех 5 режимов происходит увеличение затрат электроэнергии до 2%.

Для нефтепровода «Альметьевск - Горький» применение ЧРП привело к снижению затрат электроэнергии в 2 из 4 режимов 1,5% и 5,2%.

Для нефтепровода «Лазарево - Горький» применение ЧРП привело к снижению затрат электроэнергии в 3 из 9 режимов 0,5%, 1,1% и 1,4%.

Для нефтепровода «Платина-Пермь» применение ЧРП привело к снижению затрат электроэнергии в 3 го 7 режимов 1%, 4,4% и 8,7%.

Результаты расчетов представлены в таблице 4.

Таблица 4

Результаты расчета

Магистральный нефтепровод Эксплуатационный участок Кол-во расчетных режимов, Дросселирование/ЧРП Максимальное снижение затрат электроэнергии,%

Омск-Иркутск Анжеро-Судженск - Омск 5/24 нет

Альметьевск -Горький 2 Альметьевск - Староли-кеево 4/41 5,2

Сургут - Полоцк Лазарево - Горький 9/67 1,4

Сургут - Полоцк Платина-Пермь 7/62 8,7

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

• Установлено, что внедрение ЧРП целесообразно в случаях, когда привод работает в режимах переменных нагрузок, причем перепады нагрузки должны составлять не менее 20% по мощности или 30% от времени работы. Доказано, что применение ЧРП позволяет обеспечить работу нефтепровода при любой заданной производительности с минимальными затратами электроэнергии.

• Доказано, что максимальный эффект достигается установкой двух (один рабочий, один резервный) ПЧ на всех НПС участка каждый с мощностью, равной максимальной мощности двух (режим пропускной способности) из трех работающих на НПС МНА.

• Установлено, что при использовании в качестве САР давления на НПС ЧРП нефтеперекачивающих агрегатов количество плановых технологических режимов увеличивается и увеличивается количество возможных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов в десятки раз.

• Доказано, что увеличение производительности нефтепровода внедрением ЧРП возможно, когда в процессе эксплуатации максимально-допустимое давление снижается, и количество работающих МНА уменьшается. Тогда, повышение частоты вращения роторов оставшихся МНА ведет к увеличению расхода перекачки. Это означает, что задача увеличения пропускной способности МН за счет использования ЧРП может быть решена для нефтепроводов, находящихся в длительной эксплуатации.

• Доказано, что применение ЧРП в качестве САР позволяет снижать удельные затраты электроэнергии на транспортировку нефти до 10% в зависимости от параметров МН и режимов перекачки.

Основные результаты выполненных исследований опубликованы в еле*

дующих работах:

1 Вязунов Е.В., Туманский А.П. Оптимальное размещение линейных задвижек на магистральном трубопроводе. - М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 2005. №2. с 9-11.

2 Туманский А.П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным нефтепроводам с НПС, оборудованными частотно-регулируемыми приводами. - М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -2005. №8. с 11-14.

3 Туманский А.П. Оптимизация размещения линейных задвижек магистрального нефтепровода. - М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Сборник работ победителей конкурса молодежных разработок среди предприятий и организаций ТЭК в 2004 г. -2005. с 143-147.

4 Туманский А.П. Определение диапазона регулирования частотно-регулируемого электропривода. - М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 2006. №2. с 12-15.

5 Туманский А.П. Расчет уменьшения производительности нефтепровода при отключении одного насосного агрегата. - М: Нефть, газ и бизнес. - 2007. №4. с 82-83.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 17.11.2008 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,25. Тираж 100 экз. Заказ 672. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Туманский, Александр Петрович

Содержание.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОЦЕССЫ И ТЕХНОЛОГИИ, ОСНОВАННЫЕ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА.

1.1. Анализ современных тенденций в проектировании и сооружении нефтепроводов на примере нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (МН ВСТО).

1.2. Задачи системы регулирования магистральной насосной станции.

1.3 Способы регулирования работы НПС магистральных нефтепроводов.

1.4. Критический анализ теоретических и экспериментальных исследований в области оптимизации процесса перекачки нефти по трубопроводам с промежуточными НПС.

1.5. Оценка перспектив использования частотно-регулируемого привода для решения многоцелевых задач трубопроводного транспорта.

1.6. Цели и задачи исследований, изложенных в работе.

Выводы по главе 1.

2. РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К САР, ОСНОВАННОЙ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧРП.

2.1. Разработка общих требований к системе автоматического регулирования.

2.2. Определение количества, мощности и схемы подключения частотных преобразователей.

2.3. Определение необходимого значения нижнего диапазона регулирования.

2.4. Определение необходимого значения верхнего диапазона регулирования.

Выводы по главе 2.

3. РАСЧЕТ РАБОТЫ ТРУБОПРОВОДОВ С ПРОМЕЖУТОЧНЫМИ НПС ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧАСТОТНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ.

3.1. Математическая формулировка общей задачи оптимизации транспорта нефти.

3.2. Постановка оптимизационной задачи о выборе технологического режима эксплуатации трубопровода при использовании ЧРП.

3.3. Алгоритм решения оптимизационной задачи.

3.4. Формирование исходных данных для расчета.

3.5. Компьютерная реализация алгоритма расчета для решения основной оптимизационной задачи.

Выводы по главе 3.

4. РЕШЕНИЕ КОНКРЕТНЫХ ЗАДАЧ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОВОДОВ С УСТАНОВЛЕННЫМ ЧРП.

4.1. Разработка технологических карт, режимов работы магистральных нефтепроводов, планирование и учет потребления электроэнергии при эксплуатации трубопроводов с установленными ЧРП.

4.2. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 700 мм (Ду 700).

4.3. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 800 мм(Ду 800).

4.4. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 1000 мм (Ду 1000).

4.5. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 1200 мм (Ду 1200).

4.6. Анализ результатов численных расчетов.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом"

Диссертация посвящена разработке новой технологии регулирования режимов транспортировки жидких углеводородов по магистральным трубопроводам путем использования на насосных станциях перекачивающих агрегатов с частотно-регулируемым электроприводом (ЧРП). В работе изложена концепция новой технологии, представлен анализ вариантов оптимизации режимов перекачки углеводородных жидкостей по трубам, приведен весь цикл расчетов (включая гидравлические и технико-экономические) и инженерных решений, необходимых для осуществления этой задачи — от обоснования целесообразности применения частного регулирования на магистральных трубопроводах, до его технической реализации.

В диссертации сформулирована постановка оптимизационной задачи и определены: целевая функция и балансовые ограничения. Разработанная методика позволяет выбрать оптимальный режим работы для трубопроводных систем разных диаметров с заданной производительностью, путем определения количества работающих насосных агрегатов на каждой станции и частот вращения их роторов

В процессе исследований были получены зависимости к.п.д. насосных агрегатов от частоты вращения их роторов, потребляемой и удельной мощности от производительности электродвигателей, преобразователей частоты.

В работе рассмотрен спектр вопросов, касающихся оптимизации режимов транспортировки жидких углеводородов по трубопроводам заданной производительности с минимизацией затрат на электроэнергию.

Решена задача по применению в качестве системы автоматического регулирования (САР) нефтеперекачивающих станций (НПС) с ЧРП. Исследования выполнены начиная с методики расчета и определения требований к системе автоматического регулирования до примеров выбора ЧРП для существующих и проектируемых нефтепроводов.

В первой главе диссертации рассматривается опыт эксплуатации и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти в России в аспекте его автоматизации, повышения надежности и экономичности. Дается критический анализ существующих способов регулирования, определяется область применения, преимущества и недостатки каждого из них. Систематизируются и анализируются теоретические и экспериментальные исследования по оптимизации процесса транспортировки нефти. Формулируются цель и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе диссертации сформулированы требования к системам регулирования работы НПС, оборудованных ЧРП. Представлены разработанные требования к САР с учетом специфики применения ЧРП, таким образом, чтобы она не уступала по надежности и качеству работы существующим системам. На основании действующих нормативов и опыта эксплуатации сформулированы общие требования к ЧРП, используемых на НПС. Разработаны требования к диапазону регулирования, дана методика расчета необходимого нижнего и верхнего диапазона регулирования частоты вращения. На основании анализа работы действующих нефтепроводов рассчитано минимальное значение нижнего и максимальное значение верхнего диапазонов регулирования.

В третьей главе диссертации приведены математическая формулировка задачи оптимизации транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам с промежуточными НПС, оборудованными ЧРП. Разработан алгоритм решения данной оптимизационной задачи, методика получения исходных данных, необходимых для проведения расчетов. Представлены результаты анализа влияния различных факторов на точность полученных результатов. Приведена компьютерная реализация алгоритма.

В заключительной главе диссертации рассматриваются требования к формированию технологических карт режимов работы магистральных нефтепроводов, планированию и учету потребления электроэнергии при эксплуатации трубопроводов с учетом установленного ЧРП. Анализируется влияние различных факторов на потребление электроэнергии НПС. Приведены и проанализированы примеры решения оптимизационной задачи для существующих нефтепроводов Ду 700-1200.

Автор благодарит профессора М.В. Лурье за научное руководство работой.

Автор благодарен преподавательскому составу кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, позволившему автору получить фундаментальное образование.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Туманский, Александр Петрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что применение ЧРП в качестве САР увеличивает надежность и устойчивость работы НПС и нефтепроводов в целом.

2. Доказано, что применение ЧРП позволяет обеспечить .работу нефтепровода при любой заданной производительности только в оптимальном режиме (с минимальными затратами электроэнергии).

3. Показано, что максимальный эффект от ЧРП достигается при применении его на всем эксплуатационном участке и на стадии проектирования.

4. Установлено, что при использовании в качестве системы автоматического регулирования давления на НПС частотно-регулируемого электропривода нефтеперекачивающих агрегатов количество плановых технологических режимов увеличивается и увеличивается количество возможных режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов в десятки раз.

5. Предложена новая методика планирования оптимальных режимов работы магистральных нефтепроводов и получены зависимости к.п.д. насосных агрегатов от частоты вращения их роторов; потребляемой и удельной мощности насосных агрегатов от производительности с учётом К.П.Д.

6. Доказано, что увеличение производительности нефтепровода внедрением ЧРП возможно, когда в процессе эксплуатации максимально-допустимое давление снижается, и количество работающих МНА уменьшается. Тогда, повысив частоту вращения роторов оставшихся МНА, возможно увеличение расхода перекачки. Таким образом, задача увеличения пропускной способности может быть решена для нефтепроводов, находящихся в длительной эксплуатации.

7. Доказано, что применение в качестве системы автоматического регулирования ЧРП позволяет снизить удельные затраты электроэнергии на транспортировку нефти в рассмотренных примерах до 10%, в зависимости от режима.

8. Определены балансовые ограничения производительности магистральных- нефтепроводов, используемые в решении оптимизационной задачи выбора режимов транспортировки нефти; требования к системе автоматического регулирования, основанные на использовании частотно-регулируемого привода НПА;

9. Разработан алгоритм решения оптимизационной задачи и создана математическая модель участка нефтепровода с N нефтеперекачивающими станциями; системой автоматического регулирования, основанной на использовании частотно-регулируемого привода НПА.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Туманский, Александр Петрович, Москва

1. Абрамов Б.И., Дрожжин A.C., Дронов A.C. и др. Частотно-управляемые электроприводы на базе высоковольтных преобразователей.-М.: Электротехника. -2001. № 1. с. 29-33.

2. Абрамсон П.И. Анализ увеличения пропускной способности участка магистрального нефтепровода.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 2. - с. 6-7.

3. Адамович С.П., Певзнер В.Б., Прохоров Б.М. Развитие автоматизации на . магистральных трубопроводах. - М.: ВНИИОЭНГ. — 1967. №11. - с.22-25.

4. Аипюва Н. 3. Анализ зависимости коэффициента полезного действия магистральных насосов от вязкости перекачиваемой жидкости с учетом частоты вращения ротора насоса.—Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - 27 с.

5. Айвазян С. А. Статистические исследования зависимостей. М.: Металлургия, 1968. - 227 с.

6. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М.: "ГНТИ нефтяной и горно - топливной литературы", 1957.-363 с.

7. Акбердин A.M., Колпаков JI. Г. Регулирование режимов работы нефтепровода.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1976. - № 3. - с.27-28.

8. Алиев P.A., Немудров А.Г. И др. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1988.

9. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления.- М.:Недра.-1982.-244 с.

10. П.Андреев А.JI. Снижение расхода электроэнергии на магистральных нефтепроводах.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1974. - № 1. — с. 8-10.

11. Антипьев В.Н. Обоснование выбора параметров, необходимых для оценки работы магистральных нефтепроводов.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1976. - № 4. - с. 10-12.

12. Архипова Н.К., Багдатьев Л.Т., Владимирский А.И. Система . телемеханики для центрального диспетческого управления • нефте- ипродуктопроводами.- М.: ВНИИОЭНГ. - 1972. - - 240 с.

13. Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин E.H. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. М.: Недра, 1995.

14. Беккер Л.М., Леонтьев Е.В. Оптимизация распределения нагрузки между параллельными трубопроводами. - М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1976. - № 11. — с. 9-11.

15. Белоусенко И.В., Шварц Г.Р., Великий С.Н., Ершов М.С., Яризов А.Д. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике газовой промышленности. — М.: Недра, 2002. 300 с.

16. Бреннер М.М. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М., изд-во "Недра", 1968.

17. Васильковский В.В. Задача оптимизации режимов работы нефтепродуктопроводов с отводами при использовании на насосных станциях частотно-регулируемых электроприводов. М.: ВНИИОЭНГ. ~ 1991. №3.

18. Васильковский В.В. Расчет режимов работы разветвленного нефтепродуктопровода, перекачивающие станции которого оснащенны насосами с регулируемым приводом. М.: ЦНИИТнефтехим. ~ 1990. №9. -с.44-46.

19. Веремеенко A.A. Определение оптимальных параметров работы перекачивающих станций магистрального нефтепровода с помощьюсетчатых номограмм.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 11. - с.27-29.

20. Видгоп Л.Н., Савицкий В.Б. Технико-экономическое проектирование магистральных нефтепроводов. М., Гостоптехиздат, 1963.

21. Вязунов Е.В. Выбор оптимальных диаметров колес насосов при последо-вательной перекачки нефтепродуктов по магистральному продуктопроводу. М.:ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и храненение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1969. №1. - с.13-14.

22. Вязунов Е.В. Определение оптимальных характеристик насосных агрегатов магистральных трубопроводов. М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1968. - № 5. - с. 10-13.

23. Вязунов Е.В. Оптимальное планирование последовательной перекачки различных нефтепродуктов по магистральному трубопроводу. М.:Недра. Нефтяное хозяйство. - 1972. №9. - с.13-14.

24. Вязунов Е.В. Расчет оптимального режима перекачки по магистральному трубопроводу при регулировании давления методом дросселирования потока.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1969. - № 12. — с. 21-22.

25. Вязунов Е.В., Щепетков Л.Г., Голосовкер В.И. Влияние неравномерности перекачки на расход электроэнергии.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1974. - № 10. - с. 10-12.

26. Вязунов Е.В., Щепетков Л.Г., Голосовкер В.И. Оптимальное управление нефтепроводом и оценка его эффективности.- М.гНедра. Нефтяное хозяйство. 1974. №5.-с.17-19.

27. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М.: Недра. - 1976. - 185 с.

28. Глузман А.Ю., Фридман Г.М. Внедрение задач расчета режимов магистрального нефте-провода. - М.: ВНИИОЭНГ. — 1987. №10. - с.31-33.

29. Голосовкер В.И. Номограмма для определения эквивалентного диаметра нефтепровода М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1974. - № 5. - с. 10-13.

30. Голосовкер В.И. Определение режима работы магистрального нефтепровода при заданной производительности. М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1967. - № 10. - с. 7-9.

31. Голосовкер В.И. Определение экономической эффективности мероприятий по увеличению производительности нефтепровода. М.:. ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1969. - № 11.-с. 24-26.

32. Дымшиц JI.A. Графическое представление оперативной информации в АСУ ТП магистрального нефтепровода. М.: ВНИИОЭНГ. ~ 1986. №7. -с.23-28.

33. Дымшиц JI.A. Обнаружение утечек из магистральных нефтепродуктопроводов.-М.: ВНИИОЭНГ. 1979. - 189 с.

34. Еронен В.И., Колпаков Л.Г. Напорные характеристики магистральных центробежных насосов с учетом обточки рабочих колес.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 6. - с.9-11.

35. Жуков В.М., Карманов A.B., Ливанов Ю.В. Определение оптимального периода профилактики автоматики насосных станций. М.: Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. - 1973. №5. - с. 4-8.

36. Зайцев Л.А. Промышленные испытания автоматизированных систем управления перекачивающими насосами,- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 7. — с.27-28.

37. Зайцев Л.А. Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1982. 240 с.

38. Захаров Н.П., Володин В.Г. Тенденция развития высокооборотного регулируемого электропривода на магистральных нефтепроводах.- М.:

39. ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 4. -с.17-19.

40. Зейлер А. Повышение эффективности исследования и разработок. М.: Прогресс, 1968. - 15 с.

41. Земенков Ю.Д. и др. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М.: Инфра-Инженерия, 2006. - 928 с.

42. Зимацкая И.А., Вязунов Е.В. Локальная оптимизация при последовательной оптимизации. М.:ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и храненение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1969. №12. - с. 13-14.

43. Зуховицкий С.И., Авдеева Л.И. Линейное и выпуклое программирование. М.: Наука, 1967. - 460 с.

44. Зуховицкий С.И., Радчик И.А. Математические методы сетевогопланирования. М.: Наука, 1965. - 392 с.

45. Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов.- М.: Нефть и газ, 1999. 300 с.

46. Канторович Л.В. Экономический расчет наилучшего использования ресурсов.- М.: АН СССР, 1959. 328 с.

47. Касьянов В. М." Гидромашины и компрессоры.— М.: Недра, 1981. 289 с.

48. Кацман М.М. Электрические машины и трансформаторы. М.: Высшая школа, 1976.-216 с.

49. Колпаков Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. -М. : Недра, 1985.- 184с.

50. Комягин А.Ф. Автоматизация производственных процессов газонефтепроводов.- М. : Недра, 1973. 336 с.

51. Константинов Г.А., Каганов О.Я., Голосовкер В.И. Анализ результатов очистки нефтепровода "Дружба" шаровыми разделителями. -М.: Недра. Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 11.-е. 18-21.

52. Константинов Г.А., Каганов О.Я., Голосовкер В.И. К вопросу оценки Экономической эффективности очистки нефтепровода. М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - - 1968. - № 6. — с. 21-22.

53. Кривченко Р. И. Гидравлические машины. Турбины и насосы.— М.: Энергия, 1978. 476 с.

54. Куприянов В.Ф. Об уточнении рабочих параметров технологического оборудования НПС.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 5. — с. 12-15.

55. Ланге О. Оптимальные решения. М.: Прогресс, 1967. - 285 с.

56. Лищенко С.А. Регулирование работы насосов на водопроводных насосных станциях-М.: Стройиздат, 1949. — 84 с.

57. Лищинский И.П., Деордица Ю.М. КИП и автоматика насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.-М.: Недра, 1967. 150 с.

58. Лойцянский Л.Р. Механика жидкостей и газов.— М.: Наука, 1978. 348 с.

59. Ломакин A.A. Центробежные и осевые насосы. М.: - Л.: Машиностроение, 1966. - 488 с.

60. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Нефть и газ, 2003. 336с.

61. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Учебное пособие. — М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. 336 с.

62. Лурье М.В. Техника научных исследований. Размерность, подобие и моделирование явлений в проблемах транспорта и хранения нефти и газа. М.: Нефть и газ, 2001.- 111с.

63. Лурье М.В., Марон В.И., Мацкин Л.А., Юфин В.А. Оптимизация последовательной перекачки нефтепродуктов. М.: Недра, 1979. - 256 с.

64. Лыщенко Л.З., Сидорова Н.В. Повышение надежности эксплуатации нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обз. инф - - 1982. — 48 с.

65. Мамиконов А.Г. Основы телемеханизации нефтяной и газовой промышленности. М. : Недра, 1967. - 280 с.

66. Матвийчук Д. С. Классификация задач> оперативного управления транспортом нефти по магистральному нефтепроводу.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1976. - № 3. — с.25-27.

67. Мащенко В.И., Глазков H.A. К вопросу количественной оценки уровня автоматизации нефтеперекачивающих станций.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 9. - с.24-25.

68. Мееров М.В., Фридман В.Г., Щепетков Л.Г. Задача оптимального управления нефтепроводом. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1971. - 37 с.

69. Михалевич B.C., Шор Н.З. Математические методы решения некоторых задач размещения. М.: Наука, 1964. - 260 с.

70. Нефтяные центробежные насосы. Каталог: М., "ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ", 1980. - 57 с.

71. Панарин В.В., Зайцев Л.А. Автоматизированные системы управления в трубопроводном транспорте нефти — М.: Недра, 1986. 255 с.

72. Певзнер В.Б. Основы автоматизации нефтепроводов и нефтебаз. М. : Недра, 1975. - 240 с.

73. Петров В.Е., Ливанов Ю.В. Эксплуатация систем автоматики на магистральных нефтепроводах. М. : Недра, 1975. - 240 с.

74. Поконов И.З., Поконов Н.З. Некоторые вопросы повышения надежности работы электрооборудования насосных станций нефтепроводов.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 7. - с.21-23.

75. Попов С.С. Транспорт нефти, нефтепродуктов и газа. М., Гостоптехиздат, 1960. . . .

76. Рабинович Е.З. Графический метод метод определения оптимальных сроков и оценки экономической эффективности пропуска очистных устройств по магистральным нефтепроводам.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1974. - № 8. - с. 9-10.

77. Рабинович Е.З. Гидравлика. — М.: Недра, 1974. 296 с.

78. Роберте С. Динамическое программирование в процессах химической технологии и методы управления. М.: Мир. - 1965. - 480 с.

79. Рубинов Н.З. К вопросу о параметрах и технико-экономических показателях магистральных газопроводов. Тр. ВНИИСТ, №14. М., изд. ВНИИСТ, 1962.

80. Русов Е.В., Кудояров Г.Ш. О диапазоне регулирования числа оборотов привода центробежных насосов.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1977. - № 11.-е. 13-16.

81. Старр М. Управление производством. Синтез и системы. М.: Прогресс, 1968.-35 с.

82. Степанов А.И. Центробежные и осевые насосы: Пер. с англ. 2-е изд. -М.: Машгиз, 1960. - 463 с.

83. Таратута И.П., Чуприков B.C. Схематические и конструктивные решения преобразователей частоты для регулируемого электропривода. М.: Электротехника. - 2001.№9. - 48-53 с.

84. Типовая методика определения экономической эфффективности капитальных вложений. М., изд-во "Экономика", 1969.

85. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Коршак A.A., Шаммазов A.M. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учеб. пособие для вузов. Уфа: Дизайн-ПолиграфСервис. - 2002. - 658 с.

86. Туманский А.П. Определение диапазона регулирования частотно-регулируемого электропривода. М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 2006. №2.

87. Туманский А.П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным нефтепроводам с НПС, оборудованными частотно-регулируемыми приводами. -М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 2005. №8.

88. Туманский А.П. Расчет уменьшения производительности нефтепровода при отключении одного насосного агрегата. М: Нефть, газ и бизнес. - 2007. №4.

89. Турк В.И., Минаев A.B., Карелин В.Я. Насосы и насосные станции. М.: Стройиздат, 1977. - 296 с.

90. Харитонов A.B., Бондаренко П.М., Крылов Ю.В. Эксплуатационная надежность систем автоматики насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов. М.: ВНИИОЭНГ. ~ 1973. - 112 с.

91. Харламенко В.И. Регулирование режима работы насосной станции в период смены последовательно движущихся жидкостей.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1975. - № 10. - с.14-55.

92. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры. — М.: Энергия, 1977.-424 с.

93. Черникин В.И. Сооружение и эксплутация нефтебаз. М., Госоптехиздат, 1955.

94. Шабашев С.З. Регулирование газотурбинных установок.- М.: Недра, 1971.- 151 с.

95. Шаталов А.А., Селезнев Г.М. Обеспечение требований промышленной безопасности при ремонтах и модернизации оборудования. М.: Химическая техника. - 2002. №1. - с. 8-11.

96. Шрейнер Р.Т. Математическое моделирование электроприводов переменного тока с полупроводниковыми преобразователями частоты. Екатеринбург. УРО РАН, 2000. 654с.

97. Щепетков Л.Г. К задаче управления системой нефтепроводов. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1971. - 49 с.

98. Щепетков Л.Г. • Оптимизация плана перекачки многониточного нефтепровода.- М.: ВНИИОЭНГ. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1971. - № 3. — с. 15-18.

99. Эрроу К. Дж., Гурвиц Л., Удзава X. Исследование по линейному и нелинейному программированию. М.: Наука, 1962. - 180 с.

100. Aris R., Bellman R., Kalaba R., Some Optimization Problems in Chemical Engineering, Chem. Eng. Progr. Symp., 56, № 31, 95-102 (1960).

101. Aris R., Optimization of Stagewise Reactors, Proc. Symp. Optimization Tech. in Chem. Eng., sponsored by New York Univ., A.I.Ch.E., Operations Research Soc., N.Y., May 18, 1960, pp. 123-160.

102. Aris R., Rudd D.F., Amundson N.R., Optimum Cross Current Extraction, Chem. Eng. Sci., 12, 88-97 (1960).

103. Bellman R., Dynamic Programming, Princeton Univ. Press, Princeton, New Jersey, 1957.

104. Dranoff J.S., Mitten L.G., Stevens W.F. Wanninger L.A., Application of Dynamic Programming to Counter Current Flow Processes, Operations Research, 9 №3,388-398 (1961).

105. Jefferson J. T., Dynamic Mathematical Programming for Power Cost Optimization, IBM Liquid Pipe Lines Computer Workshop, Chicago, Illinois, November 29, 1960.

106. Jefferson J. T., Oil and Gas J., pp. 102-107 (May 8, 1961).