Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов

Глушков, Алексей Анатольевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов"

На правах рукописи

Глушков Алексей Анатольевич

ТРАНСПОРТИРОВКА ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ НЕФТЕПРОВОДУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 ОПТ 20СЗ

Уфа-2009

003480755

Работа выполнена на кафедре «Гидравлика и гидромашины» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, доцент

Гаррис Нина Александровна.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, доцент Кутуков Сергей Евгеньевич;

кандидат технических наук Савичев Евгений Владимирович.

Ведущая организация

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта

энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»),

Защита состоится «12» ноября 2009 года в 14:00 на заседании совета защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимск государственном нефтяном техническом университете по адресу: 4500 Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимск государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «12» октября 2009г.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы

В настоящее время наметилась тенденция увеличения доли добываемой высоковязкой нефти. В связи с этим возникают проблемы, связанные с неизбежным ростом гидравлического сопротивления магистрального нефтепровода.

На территории Российской Федерации, Республики Казахстан действуют несколько магистральных неизотермических трубопроводов, перекачивающих высокопарафинистые нефти. На данных нефтепроводах применяются различные технологии перекачки высоковязких, высокозасты-вающих нефтей. На нефтепроводах Уса-Ухта-Ярославль (Российская Федерация), Кумколь-Каракоин-Шымкент (Республика Казахстан) для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки; на нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара (Республика Казахстан, Российская Федерация) используются печи для нагрева нефти.

В зимнее время, особенно в периоды резкого похолодания, температура нефти в трубопроводе снижается. Если гидравлическое сопротивление трубопровода значительно возрастает и превышает возможности насосного оборудования, то перекачку останавливают. В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка нефти по которому на 2-3 месяца прекращается, несмотря на добавление депрессорных присадок, улучшающих транспортабельные свойства перекачиваемой нефти.

На пределе своих возможностей в холодные зимние периоды работает магистральный нефтепровод Уса-Ухта. Модернизация или замена насосно-силового оборудования с целью увеличение располагаемого напора для повышения производительности нефтепровода ограничена предельным напором трубопровода.

Следует отметить, что способ «горячей» перекачки в районах Крайнего Севера неприемлем, как не отвечающий требованиям экологической

безопасности. Кроме того, доказано, что для Усинских нефтей он экономически не целесообразен. Возникла необходимость в разработке нового способа перекачки высоковязких нефтей, приемлемого для условий Крайнего Севера, с природой, крайне чувствительной к тепловому воздействию, а потому и жесткими требованиями экологической безопасности.

В работе рассматривается способ транспортировки высоковязкой нефти с ограничением процессов сжигания за счет использования низкопотенциального природного тепла, которое трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала.

Цель диссертационной работы

Сокращение потребления первичных энергоресурсов при транспорте высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу за счет использования природного низкопотенциального тепла.

Основные задачи исследований

1 Разработка способа «распределенного» подогрева высоковязкой нефти с использованием рассредоточенных по трассе автономных теплонасосных пунктов подогрева (ТНПП).

2 Определение температурных режимов фиксированно расположенных по трассе теплонасосных пунктов подогрева (с привязкой к источникам природного тепла) при реконструкции магистрального нефтепровода.

3 Оценка эффективности применения на теплонасосных пунктах подогрева дополнительных нагревателей, покрывающих пиковые нагрузки.

Методы исследований

В работе использовались:

а) графоаналитические методы;

б) промышленные исследования поставленных задач;

в) методы математического моделирования.

Научная новизна

1 Разработана методика расчета температурных режимов теплонасосных пунктов подогрева из условия оптимизации затрат на ТНПП при их неравномерном расположении с учетом вида используемого источника природного низкопотенциального тепла при известном располагаемом напоре насосных станций.

2 Установлено влияние диапазона изменения температуры грунта на глубине заложения нефтепровода на критерий соотношения мощностей теплонасосной установки и дополнительного нагревателя.

На защиту выносятся:

1 Способ «распределенного» подогрева высоковязкой нефти с использованием расосредоточенных по трассе автономных теплонасосных пунктов подогрева, в состав которых входят тепловой насос и когенерационная установка.

2 Методика определения тепловой мощности фиксированно расположенных по трассе теплонасосных станций (с привязкой к источникам природного тепла).

3 Критерии установки пиковых нагревателей на ТНПП.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1 Результаты исследований по разработке способа использования природного тепла для подогрева нефти тепловыми насосами с целью повышения пропускной способности магистрального нефтепровода включены в рабочую программу дисциплины «Ресурсосберегающие технологии при эксплуатации оборудования НС и КС» для подготовки дипломированных специалистов по специальности «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (130501), специализации «Эксплуатация нефтегазоперекачивающих агрегатов, трубопроводов и хранилищ» и используются в учебном процессе Уфимского государственного

нефтяного технического универсситета при чтении лекций, в курсовом и дипломной проектировании.

2 Методика определения тепловых мощностей фиксированно расположенных по трассе теплонасосных пунктов подогрева передана предприятию ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» и используется при проектировании теплонасосных пунктов подогрева.

3 Программа Stac-Di передана предприятию KazTransOil и использовалась для расчета эксплуатационных теплогидравлических режимов магистрального нефтепровода ГНПС «Каракоин» - ГНПС «Атасу». Использование данной программы позволило повысить эффективность расчета эксплуатационных режимов насосных станций магистрального нефтепровода ГНПС «Каракоин» - ГНПС «Атасу».

Апробация работы

Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

1) Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводной транспорт - 2005», Уфа, 2005 г.

2) Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса минерально-сырьевого комплекса РФ, Санкт-Петербург, 2005 г.

3) V международной научно-практической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Новополоцк, 2006 г.

4) VII научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН», Ухта, 2006 г.

5) Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводной транспорт - 2006», Уфа, 2006 г.

6) 54, 55, 56, 57, 58, 60 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 2003-2009 гг.

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 1 статья по списку ВАК, 1 статья (без соавторов) в сборнике научных трудов «Записки Горного института», и 15 работ опубликованы в материалах различных научно-технических конференций.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка использованных источников из 100 наименований и приложений. Работа изложена на 112 страницах, содержит 27 рисунков, 14 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, показана научная новизна и практическая ценность проведенных исследований.

Первая глава посвящена обоснованию возможности применения тепловых насосов в трубопроводном транспорте нефти.

На основе работ Абрамзона Л.С., Агапкина В.М., Гаррис H.A., Губина В.Е., Кривошеина Б.Л., Новоселова В.В., Тугунова П.И., Харламенко В.И., Черникина В.И., Шутова A.A., Юфина В.А., Яблонского B.C. рассмотрены существующие технологии снижения гидравлического сопротивления на магистральных нефтепроводах при перекачке высоковязких нефтей.

Применение на магистральном действующем нефтепроводе технологии «горячей» перекачки требует строительства энергоемких пунктов подогрева нефти. Для перекачки с попутным пароподогревом необходимо строительство котельных установок, прямого паропровода и обратного конденсатопровода. Использование систем электроподогрева требует монтажа на трубопроводе систем попутного электроподогрева и их контроля, тепловой изоляции. Использование каждой технологии приводит к значительным капитальным и эксплуатационным затратам.

Одним из устройств, способных внести существенный вклад в экономию энергии, является тепловой насос. Вопросу использования тепловых насосов посвящены работы отечественных и зарубежных исследователей Абузовой Ф.Ф., Бартош Е.Т., Бутузова В.А., Васильева Г.П., Везершвили О.Ш., Гаррис H.A., Гранрида Е, Калнинь И.М., Макмайла Д., Меладзе Н.В., Мартынова A.B., Мартыновского B.C., Рея Д., Саннера Б., Хайнриха Г., Янтовского Е.И.

В работах Абузовой Ф.Ф., Репина В.В., Савичева Е.В. рассмотрена комплексная система подогрева нефтепродуктов в резервуарах с использованием теплового насоса, испаритель которого представляет бак-аккумулятор гелиоустановки.

Произведено сравнение парокомпрессионных тепловых насосов с различными типами компрессоров. Показано, что для подогрева нефти, перекачиваемой по магистральному нефтепроводу, наиболее целесообразно использовать тепловые насосы с центробежным компрессором.

Несмотря на высокую стоимость тепловых насосов, использование природных источников низкотемпературного тепла для снижения гидравлического сопротивления и увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода может быть эффективным и представляет собой задачу исследования.

По прогнозам Мирового энергетического комитета (МИРЭК), к 2020г. 75% теплоснабжения (коммунального и производственного) в развитых странах будет осуществляться с помощью тепловых насосов. По данным на 2009г., тепловые насосы выпускаются тепловой мощностью от 2 кВт до 200 МВт.

Патентная проработка и обзор литературы позволяют заключить, что случаи применения тепловых насосов в практике эксплуатации магистральных нефтепроводов не приведены. Поэтому здесь впервые рассмотрено:

а) возможность применения тепловых насосов в процессах подогрева нефти на магистральных нефтепроводах (в частности, для условий нефтепровода Уса-Ухта);

б) способ низкотемпературной перекачки с «распределенным» подогревом тепловыми насосами.

Вторая глава посвящена разработке способа транспортировки высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу, который совмещает достоинства локальных и вдольтрассовых устройств подогрева нефти. При этом практически не нарушается теплорадиационный баланс в районе прохождение трассы трубопровода.

По трассе нефтепровода расположены пункты подогрева небольшой мощности, преимущественно на лимитирующих участках. На пунктах подогрева нефть нагревается на 1 - 7 градусов. Имеет место "пилообразное" распределение температуры по длине нефтепровода, близкое к изотермическому (рисунок 5). При перекачке вязкопластичных нефтей, нагрев на пунктах подогрева ведется до температуры, превышающей температуру появления предельного напряжения сдвига.

В качестве пунктов подогрева нефти используются комбинированные установки, в состав которых входят когенерационная установка (мини -теплоэлектростанция) и тепловой насос (рисунок 1).

Электроэнергия, вырабатываемая при работе когенерационной установки, идет на привод теплового насоса, циркуляционных насосов гидравлической обвязки и вентиляторного теплообменника. В качестве первой ступени нагрева нефти используется низкотемпературное тепло природного источника, которое затем трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала, а в качестве второй ступени нагрева нефти используют тепловую энергию, утилизируемую от когенерационной установки.

Тепловые насосы имеют существенные для практической реализации требования к источникам низкопотенциального тепла. Капитальные затраты на сооружение специального внешнего контура теплового съема с грунта выше, чем при использовании водных источников тепла, поэтому целесообразно пункты подогрева привязывать к месту нахождения последних. Если, используя только водные источники низкотемпературного тепла, невозможно добиться распределения температуры по длине нефтепровода, близкое к

изотермическому, то принимают решение об установке дополнительных ТНПП, оборудованных грунтовыми теплообменниками.

На пунктах подогрева нефти, где решено использовать в качестве первичного источника тепла грунт, дополнительно установлен вентиляторный теплообменник. Данное решение позволит сократить время выхода системы грунт-теплообменник на устойчивый режим за счет аккумулирования энергии в объеме грунта в теплый период. При положительных температурах атмосферного воздуха, в качестве первичного источника тепла, вместо грунта используется воздух. При более высоких температурах атмосферного воздуха (15-20 градусов и выше) может быть использовано только тепло атмосферного воздуха.

1 - когенерадионная установка; 2 - тепловой насос;

3, 4 ,5 - насосные группы контуров испарителя, конденсатора и когенерационной установки соответственно;

6 - вентиляторный теплообменник; 7 - источник низкопотенциального тепла; 8 - нефтепровод; 9 - обводная линия нефтепровода; 10, 11 - теплообменник

Рисунок 1 - Схема обвязки автономного теплонасосного пункта подогрева

В предлагаемом способе обеспечивается, энергосберегающая и экологически чистая технология транспортировки высоковязкой нефти. При этом на поверхности Земли поддерживается близкий к нулевому баланс тепла, обеспечивается минимальное тепловое воздействие на грунты, что актуально для районов Крайнего Севера.

В третьей главе подведены основы для методологического расчета температурных режимов теплонасосных пунктов подогрева из условия оптимизации затрат на ТНПП при их неравномерном расположении с учетом вида используемого источника природного низкопотенциального тепла при известном располагаемом напоре насосных станций.

Первоначальной задачей при проектировании теплонасосного пункта подогрева является определение его тепловой мощности.

Согласно постановке задачи, располагаемый напор насосных станций задан. Затраты на перекачку нефти при равенстве vcp,tcp= const являются неизменной частью функции полных затрат и при сравнительном анализе их можно опустить. Удельные полные дисконтированные затраты э/( (необходимые для поднятия температуры нефти в теплообменнике на 1 °С ) в денежных единицах равны:

где <2 - заданный расход нефти; р - плотность нефти; ср - теплоемкость нефти;

к/1у, - удельные капитальные и эксплуатационные затраты на Г-м интервале времени на единицу выходной мощности ТНПП, установленного в /-м пунктеу'-го участка соответственно; Е - коэффициент дисконтирования. Минимизации подлежит целевая функция, представляющая собой полные дисконтированные затраты Э:

(1)

где ='ч, -'ч - температура нагрева на /-м пункте подогрева у-го участка, длиной I/,

/ну, - температура нагрева на /-м пункте подогревау'-го участка;

- конечная температурау-го участка. Минимум целевой функции (2) будет наблюдаться в том случае, когда любое уменьшение затрат на подогрев на любом из у'-х участков вызовет увеличение потерь на данном участке и с целью компенсации данного увеличения потерь необходимо понизить потери на любом другом участке, причем для этого потребуются большие затраты. Последнее утверждение будет выполняться при равенстве частных производных по затратам для каждого участка:

Полные дисконтированные затраты на у'-м участке Э; определяют температурный режим на данном участке, от которого зависят гидравлические потери в нефтепроводе А,.

Первым этапом при решении уравнения (3) нужно определить зависимость температурного режима на у'-м участке от затрат на подогрев по данному участку из условия оптимума функции потерь на гидравлическое

трение. Для этого необходимо решить дифференциальное уравнение = 0.

При перекачке с «распределенным» подогревом, температура нефти поддерживается на уровне, превышающем температуру появления напряжения сдвига, поэтому потери напора на преодоление напряжения сдвига = 0 (см. рисунок 4):

= const

(3)

Щ+Ч-Г

'"Л

Э,

У-{э„ +эд)-Ъд -эп +{эд +эп\\и,

(/''" -егл)+ег''-" -Л'* =0, (5)

I .„ =

где 'у2 2-э

'и/1

/ / / \

ЭЛ

Ь2 1 эя)

'ф ;

'и/1

(6)

I ^ ¿2

/ / \

Пл..

ЭЛ 1 эл)

'чП

+ У]-2- эу1 + 2 —Л; (7)

Г(=_м Лт

7 1 7 3

Уравнения (5-7) были решены для нефтепровода Уса-Ухта, рассмотренного в примере 1 диссертационной работы. На рисунке 2 показана зависимость температур нагрева нефти в пределах одного 7-го участка от дисконтированных затрат.

30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 ВО 85 90 95 100

Эр млн. руб.

Рисунок 2 -Зависимость температур нагрева нефти от дисконтированных затрат

Температура нагрева нефти на ТНПП возрастает с увеличением затрат на подогрев. Кривая температуры подогрева на ТНПП с грунтовым

источником низкотемпературного тепла ниже, чем на фиксированно

расположенном пункте подогрева с водным источником тепла из-за большей стоимости внешних теплообменников.

Решением уравнений (5-7) являются зависимости, близкие к линейным, а значит, с достаточной степенью точности выражения (5-7) аппроксимируются линейными функциями: = а, • Э] + а2, <„у2 = Ь, ■ Э1 + Ь2, ^ = с, ■ Э] + с2.

Технологические параметры нагрева на смежных участках взаимосвязаны.

Следующим этапом расчета является определение оптимального соотношения мощностей ТНПП, расположенных на нескольких смежных участках, на каждом из которых определена зависимость температурного режима от затрат на подогрев.

Так как потери на гидравлическое трение и затраты на подогрев нефти связаны функционально А, = Л;(/(Эу)), то можно для каждого из рассматриваемых участков построить график этой зависимости (рисунок 3).

Э2-АЭ2 Э2 Зг+АЭ'2

Рисунок 3 - Зависимость гидравлических потерь в нефтепроводе от полных дисконтированных затрат на подогрев нефти в ТНПП

При увеличении затрат на подогрев, увеличивается температура нагрева, а значит, увеличивается температурный напор между перекачиваемой нефтью и окружающей средой, поэтому при увеличении затрат на подогрев скорость уменьшения потребного напора падает, а значит, график функции =Л;(/(Э;)) выпуклый вниз. Уменьшение затрат на подогрев на любом из участков (например, дэ, на участке длиной 7/ или дЭ2 на участке длиной 12) вызовет увеличение потерь на данном участке и с целью компенсации данного увеличения потерь необходимо понизить потери на любом другом участке, причем для этого потребуются большие затраты (АЭ'г > ДЭ,, а дЭ,' > лЭ2). Таким образом, при поддержании заданной производительности и известном располагаемым напоре любое отклонение от утверждения (3) вызовет увеличение расходов на подогрев. При выполнении условия (3) затраты на подогрев будут минимальны.

В рамках модели Лейбензона с учетом вязкостно-температурной зависимости по Рейнольдсу-Филонову, осевого градиента температур по В.Г. Шухову, радиального по М.А. Михееву частная производная (3) имеет вид

ВИ, п О

2.л,т> 0иГтЖч-,ч)

(8)

(п г. Уг(ьп31+ьп)

"п е , е_ , е

Н---г - — —

В итоге, из уравнений (8) для каждого из у-х участков графоаналитическим методом находятся дисконтированные затраты на теплонасосные станции, которые определяют температурный режим перекачки.

Тепловая мощность ТНПП /-го пункта подогревау'-го участка равна

Я»={*н/,-*Лв'РшСр> ест />1;

/ \ (9) ым = V»;- ~'«и )-в-Р'сР' если »' =1 •

Рассмотрено увеличение пропускной способности нефтепровода Уса - Ухта с

мъ

1872 до 2412 —. На рисунке 4 показано изменение графической

характеристики нефтепровода. На рисунке 5 показано изменение температуры по длине нефтепровода до и после реконструкции.

В работе определены мощности и места установок теплонасосных пунктов подогрева N^. Суммарная тепловая мощность теплонасосных установок N=13,85 МВт; потребляемая электрическая - //э=3,45 МВт, что составляет всего 27% от энергозатрат на привод магистральных насосов, перекачивающих нефть по данному нефтепроводу, что может служить критерием предварительной оценки о возможности эффективного применения тепловых насосов при транспорте высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу.

о 4

Рисунок 4 - Графическая характеристика нефтепровода и насосных станций

¿, км

1 - распределение температур по нефтепроводу до реконструкции;

2 - распределение температур по нефтепроводу после реконструкции Рисунок 5 - Изменение температуры по длине магистрального нефтепровода Уса-Ухта

В четвертой главе обоснованы критерии применения на ТНПП дополнительных пиковых нагревателей.

Температура окружающей нефтепровод среды в течение года изменяется. По мере ее снижения увеличивается температурный напор, и тепловые потери трубопровода в окружающую среду возрастают. Вместе с тем, именно в зимний период с понижением температуры окружающей среды теплопроизводительность тепловых насосов снижается, и можно предположить, что подогрев только с использованием тепловых насосов может оказаться неэкономичным.

В качестве пиковых нагревателей целесообразно использовать традиционные способы нагрева нефти: нагрев в путевых подогревателях, паро-, электро- или индукционный подогрев.

Определено соотношение мощности теплонасосной установки и дополнительного нагревателя. Рассмотрена работа нефтепровода в различных условиях эксплуатации. На рисунке 6 приведен график изменения суммарной мощности теплонасосных пунктов подогрева при прокладке

нефтепровода в районе с континентальном - климатом (Башкортостан), где диапазон изменения температуры грунта на глубине заложения оси составляет 17 градусов.

О 730 1460 2190 Т 3650 4380 5110 5840 6570 7300 8030 8760

1, ч

Рисунок б - График изменения во времени суммарной мощности теплонасосных пунктов подогрева

Мощность ТНПП при пиковой нагрузке, соответствующей минимальной температуре грунта, обозначена на графике Ытах, номинальная мощность теплового насоса - ИТН. Площадь под графиком Р-Р1+Р2 представляет собой теплоту, переданную нефтепроводу за нагревательный период, причем Р2 -теплота, переданная нефтепроводу от теплового насоса, Р\ - от дополнительного нагревателя.

Дисконтированные затраты на подогрев нефти определены как:

э-1

-,(Ю)

где гг - часть всех капитальных затрат в у-м году;

сдопу - стоимость 1 кВт-ч энергии, выдаваемой дополнительным нагревателем;

<р — отношение стоимости единицы тепловой энергии дополнительного нагревателя к стоимости единицы тепловой энергии теплового насоса;

ц - стоимость капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности дополнительного нагревателя;

ц/ - отношение стоимостей капитальных затрат единицы мощности теплонасосной станции к единице мощности дополнительного нагревателя.

Из условия минимума целевой функции (10) построены графики зависимости отношения номинальной тепловой мощности теплового насоса ЫТ1] к пиковой нагрузке на ТНПП Итах от отношения стоимостей капитальных затрат единиц мощности теплонасосной станции и дополнительного нагревателя для различных отношений стоимости единицы тепловой энергии теплового насоса к стоимости единицы тепловой энергии дополнительного нагревателя <р (рисунок 7).

При сроке эксплуатации оборудования 20 лет для нефтепровода, эксплуатирующегося в условиях континентального климата, на пиковый нагреватель приходится от 10 до 40% нагрузки в зимний период эксплуатации в зависимости от диапазона изменения температуры грунта.

1 I

■а

■о ® § о

1 *

I I

* 5

® «ё I §

Отношение стоимостей капитальны затрат единиц мощности теплонасосной станции и дополнительного ногревотеля

а), б), в) - срок эксплуатации оборудования 20, 15 и 10 лет соответственно Рисунок 7 - Зависимость отношения номинальной тепловой мощности теплового насоса к пиковой нагрузке на ТНПП от отношения стоимостей капитальных затрат единиц мощности теплонасосной станции и дополнительного нагревателя

а) б) 6)

Аналогичный расчет для нефтепровода, проходящего в райнах Крайнего Севера, где диапазон изменения температуры грунта не превышает 10 градусов, показал, что при эксплуатации более 10 лет уменьшение полных дисконтированных затрат за счет установки пиковых нагревателей составляет менее 1%, а доля пикового нагревателя в общей мощности ТНПП составляет менее 10%. С учетом удорожания стоимости обвязки ТНПП и автоматики теплонасосного пункта подогрева при установке пиковых нагревателей, можно сделать вывод, что в районах Крайнего Севера полные дисконтированные затраты на сооружение и эксплуатацию ТНПП без пиковых нагревателей будут минимальными.

В пятой главе даны рекомендации по проектированию теплонасосных пунктов подогрева.

Применение предлагаемой технологии подогрева нефти требует тщательного обследования трассы нефтепровода на наличие приоритетных источников низкотемпературного тепла. При наличии по трассе нефтепровода водных источников тепла, ТНПП привязываются к месту их нахождения из-за более низкой стоимости внешнего теплообменника. Если частота расположения водных источников недостаточна для обеспечения требуемого распределения температуры, то можно использовать доступный повсеместно грунт.

Даны рекомендации по выбору грунтового теплообменника. Предпочтение отдается вертикальным грунтовым теплообменникам с глубиной монтажа 50 - 200 м. При глубине меньше 50 м увеличивается площадь поверхности Земли, используемой для установки грунтового теплообменника, а бурение на глубину более 200 м повлечет за собой дополнительные эксплуатационные затраты, связанные с преодолением гидравлического сопротивления трубок теплообменника.

При прочих равных условиях стоимость тепловой мощности, производимой автономными ТНПП, ниже, чем стоимость тепловой мощности ТНПП при подключении к электросети, что связано с существующими

высокими тарифами на электроэнергию (стоимость услуг по диспетчеризации, передаче и сбыту электроэнергии составляет более 70% тарифа). Поэтому когенерационная установка является неотъемлемой частью технологической цепочки.

В диапазоне изменения температуры грунта более 7-13 градусов рекомендуется использовать на ТНПП дополнительный нагреватель номинальной мощностью от 10 до 40% в зависимости от технических параметров ТНПП. При изменения температуры грунта в более низком диапазоне, установка пиковых нагревателей нецелесообразна.

Использование сторонним пользователем в качестве источника электроэнергии когенерационной установки ТНПП возможна как крайняя мера, при объединении технологических процессов. При расчете эксплуатационных затрат на ТНПП продажа электроэнергии от когенерационной установки нецелесообразна.

Определена электрическая мощность когенерационной установки при ее совместной работе с тепловым насосом на ТНПП:

»ку=-О1)

Пе

где № - тепловая мощность когенерационной установки:

Ыг// - потребляемая мощность теплового насоса; Ынг - суммарная потребляемая мощность циркуляционных насосов гидравлической обвязки;

Ф - коэффициент преобразования энергии теплового насоса;

щ - тепловой КПД когенерационной установки;

г]Е - электрический КПД когенерационной установки.

Проведено технико-экономическое обоснование повышения пропускной способности магистрального нефтепровода, рассмотренного в примере 1.

Установлено, что использование природного низкопотенциального тепла для «распределенного» подогрева высоковязкой нефти, транспортируемой по магистральному нефтепроводу, позволяет снизить энергозатраты на трубопроводный транспорт высоковязкой нефти с экономией условного топлива для нефтепровода Уса-Ухта более 25%, по сравнению с альтернативным способом - реконструкцией насосных станций.

Индекс доходности во всем диапазоне возможных цен на условное топливо и стоимости капитальных затрат больше единицы, что свидетельствует о высокой эффективности и малом сроке окупаемости предложенной технологии.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Разработан и обоснован энергосберегающий и экологически безопасный способ транспортировки высоковязкой нефти с «распределенным» подогревом, предполагающий использование природного тепла «с возвратом» за счет расстановки по трассе теплонасосных пунктов подогрева, и подведены основы для методологического расчета температурных режимов ТНПП из условия оптимизации затрат при их неравномерном расположении с учетом вида используемого источника природного низкопотенциального тепла.

2 Рекомендовано осуществлять подогрев нефти на ТНПП на величину не более 7 °С и использовать тепловые насосы с центробежным компрессором, коэффициент преобразования энергии которых в условиях эксплуатации на нефтепроводе превышает значение 5.

3 Обоснован критерий применения на ТНПП дополнительных пиковых нагревателей. В диапазоне изменения температуры грунта более 7-13 градусов рекомендуется использовать на ТНПП дополнительный нагреватель номинальной мощностью от 10 до 40% в зависимости от технических параметров ТНПП. При изменения температуры грунта в более низком диапазоне, установка пиковых нагревателей нецелесообразна.

4 Проведено технико-экономическое обоснование повышения пропускной способности магистрального нефтепровода Уса-Ухта. Установлено, что использование природного низкопотенциального тепла для «распределенного» подогрева высоковязкой нефти, транспортируемой по магистральному нефтепроводу, позволяет снизить энергозатраты на трубопроводный транспорт высоковязкой нефти. Для нефтепровода Уса-Ухта экономия условного топлива превышает 25% в сравнении с альтернативным способом - реконструкцией насосных станций, а срок окупаемости капитальных затрат не превысит двух лет.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1 Гаррис, H.A. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (Модель вязкопластичной жидкости) / H.A. Гаррис, Ю.О. Гаррис, A.A. Глушков // Нефтегазовое дело. - 2004. - №2. - С.296.

2 Глушков, A.A. Расчет неизотермического нефтепровода с учетом подкачек нефти / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Материалы 55-й н.-т. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 153.

3 Глушков, A.A. Низкотемпературная перекачка при помощи тепловых насосов с электрическим нагревателем / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Трубопроводный транспорт - 2005: материалы Международной учебно-научно-практической конференции. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2005. - С. 66.

Глушков, A.A. Определение оптимальных параметров перекачки при яижении вязкости нефти с использованием теплового насоса / A.A. Глушков, ..А. Гаррис // Трубопроводный транспорт - 2005: материалы Международной кбно-научно-практической конференции. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, )05. - С. 64-66.

Глушков, A.A. Учет тепла трения при моделировании неизотермического |убопровода / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Материалы 56-й научно-технич. »нференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: "НТУ, 2005. - С. 101.

6 Глушков, A.A. Технико-экономическое обоснование возможности применения тепловых насосов при перекачке вязкопластичных жидкостей / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Материалы 56-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: УГНТУ, 2005. -С.101-102.

7 Глушков, A.A. Моделирование магистрального неизотермического трубопровода в осложненных условиях эксплуатации / A.A. Глушков // Записки Горного института. - СПб.: Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет), 2006. - Т. 167. - 4.2. - С. 13-15.

8 Гаррис, H.A. Нетрадиционный способ подогрева потока высоковязкой нефти / H.A. Гаррис, A.A. Глушков // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: материалы V Международной научно-технической конф.-Новополоцк: УО "ПГУ", 2006. - С. 126.

9 Гаррис, H.A. Определение числа тепловых насосов и их тепловой мощности в расчете на максимальную загрузку магистрального нефтепровода / H.A. Гаррис, A.A. Глушков // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: материалы V Международной научно-технической конф.-Новополоцк: УО "ПГУ", 2006. - С. 127-128.

10 Гаррис, H.A. Экономический эффект за счет оборудования теплонасосных установок дополнительным нагревателем, компенсирующим пиковые нагрузки / H.A. Гаррис, A.A. Глушков // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: материалы V Международной научно-технической конф.-Новополоцк: УО "ПГУ", 2006. - С. 129.

11 Глушков, A.A. Грунт как источник низкотемпературного тепла / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Материалы 57-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: УГНТУ, 2006. - С. 54.

12 Глушков, A.A. Нетрадиционный способ подогрева потока высоковязкой нефти / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: материалы V Международной научно-технической конф.-Новополоцк: УО "ПГУ", 2006. - С. 122-125.

13 Глушков, A.A. Определение мощности тепловых насосов в расчете на максимальную загрузку магистрального нефтепровода / A.A. Глушков, H.A.

Гаррис // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного ранспорта: материалы V Международной научно-технической конф.-[овополоцк: УО "ПГУ", 2006. - С. 125-130.

14 Глушков, A.A. Определение функциональной зависимости между емпературами нагрева на теплонасосных установках при распределенном одогреве / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // Трубопроводный транспорт - 2006: атериалы Международной учебно-научно-практической конференции. -'фа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. - С. 43-44.

15 Глушков, A.A. Способ перекачки нефти с низкотемпературным одогревом, не нарушающий естественный радиационно-тепловой баланс / ..А. Глушков, H.A. Гаррис // Трубопроводный транспорт - 2006: материалы 1еждународной учебно-научно-практической конференции. - Уфа: ,изайнПолиграфСервис, 2006. - С. 41-42.

16 Глушков, A.A. Хладагенты нового поколения / A.A. Глушков, H.A. Гаррис // 1атериалы 57-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов и молодых 4еных УГНТУ. - Уфа: УГНТУ, 2006. - С. 53.

7 Глушков, A.A. Способ, альтернативный "горячей" перекачке / A.A. лушков, H.A. Гаррис // VII научно-техническая конференция молодежи ОАО Неверные МН": материалы конференции, г. Ухта, 21-23 нояб. 2006г. / под гд. Н. Е. Чепурного. - Ухта: ГТУ, 2006. - С. 14.

3 Гаррис, H.A. Энергосбережение при трубопроводном транспорте лсоковязких нефтей / H.A. Гаррис, A.A. Глушков // Нефтегазовое дело. -Ю7. -Т.5, №1. - С.99-103.

Подписано в печать 08.10.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл.- печ. л.1. Тираж 90. Заказ 218. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Глушков, Алексей Анатольевич

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ИНДЕКСЫ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ И ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ИХ В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ НЕФТИ

1.1 Принцип работы компрессионных тепловых насосов. Выбор типа компрессора для условий эксплуатации при трубопроводном транспорте нефти

1.2 Опыт применения тепловых насосов зарубежом

1.3 Обоснование возможности применения тепловых насосов в трубопроводном транспорте нефти

1.4 Выводы по главе

2 СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНОМУ НЕФТЕПРОВОДУ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ

2.1 Способ транспортировки высоковязкой нефти с «распределенным» подогревом

2.2 Устройство пункта подогрева для осуществления способа «распределенного» подогрева

2.3 Выводы по главе

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ФИКСИРОВАНО РАСПОЛОЖЕННЫХ ПО ТРАССЕ ТЕПЛОНАСОСНЫХ ПУНКТОВ ПОДОГРЕВА (С ПРИВЯЗКОЙ К ИСТОЧНИКАМ ПРИРОДНОГО ТЕПЛА)

3.1 Построение целевой функции

3.2 Определение температур нагрева на пунктах подогрева в пределах одного участка

3.3 Определение тепловых мощностей теплонасосных станций

3.4 Определение мощности теплонасосных пунктов подогрева для магистрального нефтепровода Уса-Ухта

3.4.1 Подготовка исходных данных

3.4.2 Определение температур нагрева нефти на пунктах подогрева в зависимости от полных дисконтированных затрат на участке

3.4.3 Определение мощности теплонасосных пунктов подогрева

3.5 Выводы по главе

4 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ, ПОЛУЧАЕМЫЙ ЗА СЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОНАСОСНЫХ УСТАНОВОК ДОПОЛНИТЕЛЬНЫМ ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЕМ, ПОКРЫВАЮЩИМ ПИКОВЫЕ НАГРУЗКИ

4.1 Определение соотношения мощностей ТНУ и дополнительного нагревателя, покрывающего пиковые нагрузки для подземного магистрального нефтепровода

4.2 Выводы по главе

5 РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ТЕПЛОНАСОСНЫХ ПУНКТОВ ПОДОГРЕВА

5.1 Влияние температуры испарения хладагента на коэффициент преобразования теплового насоса.

5.2 Грунт, как источник низкотемпературной тепловой энергии

5.2.1 Выбор грунтового теплообменника

5.2.2 Оценка изменений температуры теплоносителя на выходе из U-образного вертикального грунтового теплообменника при эксплуатации теплового насоса

5.3 Определение мощности когенерационных установок. Расчет 89 экономии условного топлива.

5.4 Технико-экономическое обоснование повышения пропускной способности магистрального нефтепровода за счет использования автономных теплонасосных пунктов подогрева

5.5 Выводы по главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов"

На территории Российской Федерации, Республики Казахстан действуют несколько магистральных неизотермических трубопроводов, перекачивающих высокопарафинистые нефти. На данных нефтепроводах применяются различные технологии перекачки высоковязких, высокозастываю щи х нефтей. На нефтепроводах Уса-Ухта-Ярославль (Российская Федерация), Кумколь-Каракоин-Шымкент (Республика Казахстан) для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки; на нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара (Республика Казахстан, Российская Федерация) используются печи для нагрева нефти.

На пределе своих возможностей в холодные зимние периоды работает магистральный нефтепровод Уса-Ухта. Модернизация или замена насосно-силового оборудования, с целью увеличения располагаемого напора для повышения производительности нефтепровода, ограничена предельным напором трубопровода. Сооружение новых пунктов подогрева, позволит разрешить проблему роста гидравлического сопротивления на этой важнейшей северной магистрали, частично проходящей по зонам островной вечной мерзлоты.

Следует отметить, что способ «горячей» перекачки в районах Крайнего Севера неприемлем, как не отвечающий требованиям экологической безопасности. Кроме того, в [83, 84] доказано, что для Усинских нефтей он экономически нецелесообразен. Возникла необходимость в разработке нового способа перекачки высоковязких нефтей, приемлемого для условий Крайнего Севера, с экосистемой, крайне чувствительной к тепловому воздействию, а потому и жесткими требованиями экологической безопасности.

Использование тепловых насосов для подогрева нефти при магистральном транспорте имеет определенные преимущества.

Во-первых, применение тепловых насосов позволяет исключить из технологии перекачки высокотемпературный процесс сжигания топлива в печах и удовлетворить основное требование экологической безопасности: сохранение нулевого теплооборота на поверхности Земли - чрезвычайно важное для северных районов России [71, 39, 75, 74, 69, 70, 58, 49, 96, 10, 46].

Во-вторых, тепловые насосы чрезвычайно экономично трансформируют низкотемпературное природное тепло, обеспечивая минимальный уровень нагрева нефти, рассосредотачивая его практически равномерно по длине нефтепровода на уровне, достаточном для преодоления гидравлического сопротивления только за счет напора hpacn, создаваемого насосными станциями.

В-третьих, при минимальном уровне нагрева нефти, тепловые насосы имеют высокую эффективность.

Целью данной работы является сокращение потребления первичных энергоресурсов при транспорте высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу за счет использования природного низкопотенциального тепла. Для достижения цели потребовалось решить ряд задач, основными из которых являются:

Методы исследований

В работе использовались: а) графоаналитические методы; б) промышленные исследования поставленных задач; в) методы математического моделирования.

Научная новизна

Практическая ценность и реализация результатов работы

Апробация работы

Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

1) Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводной транспорт - 2005», Уфа, 2005 г.

4) VII научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН», Ухта, 2006 г.

5) Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводной транспорт - 2006», Уфа, 2006 г.

6) 54, 55, 56, 57, 58, 60 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 2003-2009 гг.

Публикации

Автор защищает:

1 Способ «распределенного» подогрева высоковязкой нефти с использованием рассредоточенных по трассе автономных теплонасосных пунктов подогрева, в состав которых входят тепловой насос и когенерационная установка.

3 Критерии установки пиковых нагревателей на ТНПП.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Глушков, Алексей Анатольевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

3 Обоснован критерий применения на ТНПП дополнительных пиковых нагревателей. В диапазоне изменения температуры грунта шире 7-13 градусов рекомендуется использовать на ТНПП дополнительный нагреватель номинальной мощностью от 10 до 40% в зависимости от технических параметров ТНПП. При изменения температуры грунта в более узком диапазоне, установка пиковых нагревателей нецелесообразна.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Глушков, Алексей Анатольевич, Уфа

1. Абрамзон, Л.С. Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей / Л.С. Абрамзон, В.Е. Губин, В.Н. Дегтярев, В.Н. Степанюгин // Экспресс информация. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

2. Абрамзон, Л.С. Выбор шага при расчете "горячих" трубопроводов по участкам / Л.С. Абрамзон, П.И. Тугунов, Р.Ш. Сыртланов // Нефтяное хозяйство. 1976. - №9. - С. 59 - 60.

3. Абрамзон, Л.С. Методика расчета "горячих" трубопроводов при установившемся режиме перекачки высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов / Л.С. Абрамзон, В.А. Белозеров. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.-56 с.

4. Абрамзон, Л.С. Оптимальные параметры работы "горячих" трубопроводов / Л.С. Абрамзон // Нефтяное хозяйство. 1979. - №2. -С. 53-54.

5. Абузова,Ф.Ф. Патент №2104911. Устройство для хранения вязких нефтепродуктов / Ф.Ф. Абузова,В.В. Репин, Е.В. Савичев, A.M. Шаммазов, Г.Г. Янборисова. Опубл. в БИ №5, 1998. 3 с.

6. Абузова,Ф.Ф. Патент №2104912. Устройство для хранения вязких нефтепродуктов / Ф.Ф. Абузова, В.В. Репин, Е.В. Савичев, A.M. Шаммазов, Г.Г. Янборисова. Опубл. в БИ №5, 1998. 3 с.

7. Агапкин, В.М. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов зарубежом / В.М. Агапкин, С.Н. Челенцов. -М.:ВНИИОЭНГ обзорн. информ. 1974. - 88 с.

8. Бартош, Е.Т. Тепловые насосы в энергетике железнодорожного транспорта / Е.Т. Бартош М.:Транспорт, 1985. - 280с.

9. Браун, Д. Нарушение поверхности и ее защита при освоении Севера / Д. Браун, М.А. Граве. Новосибирск: Наука, 1981. 87 с.

10. Бутузов, В.А. Перспективы применения тепловых насосов / В.А. Бутузов // Промышленная энергетика. 2005. - № 10.

11. Васильев, Г. П. Использование низкопотенциальной тепловой энергии земли в теплонасосных системах / Г. П. Васильев, Н. В. Шилкин. -Электрон, текст, дан. Журнал "АВОК", 2003, №2. - Режим доступа к журн.: http://tgv.khstu.ru/lib/artic/abok, свободный.

12. Васильев, Г.П. Энергоэффективная сельская школа в Ярославской области / Г.П. Васильев, Н.С. Крундышев. Электрон, текст, дан. -Журнал "АВОК", 2002, №5. - Режим доступа к журн.: http://tgv.khstu.ru/lib/artic/abok, свободный.

13. Васильев, Г.П. Энергоэффективные здания с теплонасосными системами снабжения / Г.П. Васильев. Электрон, текст, дан. - Журнал "АВОК", 2002, №12. - Режим доступа к журн.: http://tgv.khstu.ru/lib/artic/abok, свободный.

14. Везиршвили, О.Ш. Энергосберегающие системы тепло- и хладоснабжения / О.Ш. Везиршвили, Н.В. Меладзе. М.: Издательство МЭИ, 1994. - 160 е.: ил.

15. Галеев, В.Б. Магистральные нефтеподуктопроводы / В.Б. Галеев, М.З. Карпачев, В.И. Харламенко. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1988.-296 с.

16. Гаррис, Н.А. Построение динамической характеристики магистрального трубопровода (Модель вязкопластичной жидкости) / Н.А. Гаррис, Ю.О. Гаррис, А.А. Глушков // Нефтегазовое дело. 2004. -т.5 №2. - С.296

17. Гаррис, Н.А. Применение тепловых насосов для утилизации сбросного тепла на насосных и компрессорных станциях магистральных трубопроводов: Учеб. пособие. / Н.А. Гаррис, JI.B. Сабитова. Уфа: УГНТУ, 2003.- 123 с.

18. Гаррис, Н.А. Регламент эксплуатации магистрального трубопровода при условии сохранности окружающей среды / Н.А. Гаррис, С.А. Максимова // Нефтяное хозяйство. 1990. - №1. - С.63 - 64.

19. Гаррис, Н.А. Эксплуатация магистрального горячего трубопровода в период сезонной недогрузки / Н.А. Гаррис, П.И. Тугунов, В.К. Александров // Известия высших учебных заведений. 1982. - С. 63 -67.

20. Глушков, А.А. Грунт, как источник низкотемпературного тепла / А.А. Глушков, Н.А. Гаррис // Материалы 57-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов УГНТУ. -Уфа: УГНТУ. 2006. - С. 54.

21. Глушков, А.А. Расчет неизотермического нефтепровода с учетом подкачек нефти / А.А. Глушков, Н.А. Гаррис // Материалы 55-й н.-т. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, УГНТУ. -2004. -С.153.

22. Глушков, А.А. Способ, альтернативный "горячей" перекачке / А.А. Глушков, Н.А. Гаррис // VII научно-техническая конференция молодежи ОАО "Северные МН": материалы конференции., г. Ухта, 21-23 нояб. 2006г. / под ред. Чепурного. Ухта: ГТУ. - 2006. - С. 14

23. Глушков, А.А. Учет тепла трения при моделировании неизотермического трубопровода / А.А. Глушков, Н.А. Гаррис // Материалы 56-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов, молодых ученых УГНТУ. Уфа: УГНТУ. - 2005. - С. 101.

24. Глушков, А.А. Хладагенты нового поколения / А.А. Глушков, Н.А. Гаррис // Материалы 57-й научно-технич. конференции студентов, аспирантов, молодых ученых и специалистов УГНТУ. — Уфа: УГНТУ. 2006. - С. 53.

25. Гаррис, Н.А. Энергосбережение при трубопроводном транспорте высоковязких нефтей / Н.А. Гаррис, А.А. Глушков // Нефтегазовое дело. 2007. -т.5. №1. - С.99-103

26. Граве, М.А. Охрана окружающей среды при освоении области многолетнемерзлых пород / М.А. Граве. М.: Наука, 1980. - 135 с.

27. Губин, В.Е. Транспортировка высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам / В.Е. Губин // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. —1967. -№11.

28. Губин, В.Е. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов / В.Е. Губин, В.В. Губин. М.: Недра, 1982. - 296 с.

29. Дубини Г. Энергия — под ногами. Но. лень «поднять» / Г Дубин // Украинская техническая газета. 21.08.2008. № 33.

30. Казубов, А.И. Перекачка вязкопластичных высокозастывающих нефтей с подогревом / А.И. Казубов, С.Г. Щербаков, В.И. Черникин // НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов", ВНИИОЭНГ. 1965. -№7. -СЗ-7.

31. Калнинь, И.М. Энергосберегающие теплонасосные технологии / И.М. Калнинь. Электрон, текст, дан. - Режим доступа к журн.: http://www.transgasindustry.eom/renes/tpump/l/tpmp 1 .shtml, свободный.

32. Калнинь, И.Н. Эффективность альтернативных хладогентов / И.Н. Калнинь, К.Н. Фадеков // Холодильная техника. 1999. №4. - С. 10-13.

33. Камышев, М.А. Охрана окружающей среды при сооружении магистральных мазутопроводов на Аляске / М.А. Камышев, В.И. Акимов.- М., 1979. 57 с.

34. Карслоу, Г. Теплопроводность твердых тел / Г. Карслоу, Д. Егер. // Перев. с англ. под ред. А.А. Померанцева. М.: Наука, 1964. - 488 с.

35. Кривошеин, Б.Л. Магистральный трубопроводный транспорт (физико-технический и технико-экономический анализ) / Б.Л. Кривошеин, П.И. Тугунов. М.: Наука, 1985. - 237 с.

36. Кривошеин, Б.Л. Экономические и теплофизические проблемы при сооружении северных трубопроводов / Б.Л. Кривошеин, В.П. Ковальков // "Систем. Энерг." Симпоз. 80. Т. 3. Иркутск, 1980. - с. 124- 123.

37. Кудрявцев, В.А. Управление радиационно-тепловым балансом -основа охраны природы в области вечной мерзлоты / В.А. Кудрявцев// Сб. Мерзлотные исследования. М.: Изд. МГУ, 1979. - Вып.Х1Х. - с. 3-6.

38. Лыков, А.В. Теория теплопроводности / А.В. Лыков М.: Высшая школа, 1967.-599 с.

39. Мартемьянов, А.В. Полезная модель №51519. Устройство для подогрева нефти / А.В. Мартемьянов. Опубл. 27.02.2006 Бюл. №6

40. Мартынов, А.В. Установки для трансформации тепла и охлаждения: Сборник задач; учебное пособие для вузов / А.В. Мартынов М.: Энергоатомиздат, 1989. - 200 е.: ил.

41. Мартыновский, B.C. Тепловые насосы / B.C. Мартыновский М.,Л.: Госэнергоиздат, 1955. - 191 е.: ил.

42. Мартыновский, B.C. Циклы, схемы и характеристики термотрансформаторов./ B.C. Мартыновский. Под ред. В.М.

43. Бродянского.- М.: Энергия, 1979. 288с.

44. Мирзаджанзаде, А.Х. О прогнозировании некоторых параметров при проектировании и эксплуатации магистральных трубопроводов / А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Н. Константинов, П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов // Нефтяное хозяйство. 1969. — № 9. - с. 57 - 60.

45. Неволин, А.П. Экологические критерии проектирования магистральных нефтепроводов в северных районах / А.П. Неволин, М.И. Дзик, С.И. Челомбитко // Проблемы нефти и газа Тюмени. -Тюмень, 1981.-№51.-с. 52-53.

46. Пехович, А.И. Расчеты теплового режима твердых тел / А.И. Пехович, В.М. Жидких. Л.: Энергия, 1968.

47. Пискунов, Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисления: Учеб. Пособие для втузов в 2-х т. Т I / Н.С. Пискунов М.: Интеграл-Пресс, 1997, С. 252

48. Поляков, В. Основы и преимущества малой энергетики и когенерации / В. Поляков. Электрон, текст, дан. - Режим доступа к журн.: http://issuu.eom/sadreek/does/page25/3, свободный.

49. РД 39 0147103 - 386 -87. Руководящий документ. Выбор коэффициента теплопроводности грунта при проектировании трубопроводов / П.И. Тугунов, Н.А. Гаррис, В.В. Новоселов и др. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 26 с.

50. РД-30-577-81. Руководящий документ. Методика теплового и гидравлического расчета трубопроводов при стационарной перекачке ньютоновских нефтей с учетом тепла трения, 1981. 90 с.

51. Рей, Д. Тепловые насосы / Д. Рей, Д. Макмайл: Пер. с англ. М.: Энергоиздат, 1982. - 224 с.:ил.

52. Рей, Д. Экономия энергии в промышленности / Д. Рей.: Справочное пособие для инженерно-технических работников. Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1983. -208 с.

53. Решение Правления ФСТ России от 20 сентября 2005 года № 435-э/1 Об установлении согласованного тарифа на транспортировку нефти по нефтепроводу "Уса-Ухта" системы магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть"

54. Решетников, Л.Н. Взаимодействие межпромыслового коллектора с многолетнемерзлыми грунтами на месторождении Медвежье / Л.Н. Решетников // ЭИ ВНИИЭГАЗпром. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. — 1980. № 3. — с. 8 - 10.

55. Роль и значение многолетнемерзлых пород при освоении территории и в решении проблемы охраны природной среды. // Мерзлотоведение. -М.: МГУ, 1981.-С. 225-234.

56. Руднев, В.П. Оптимизация режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов Западной и Северо-Западной Сибири / В.П. Руднев, В.Д. Черняев. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 48 с.

57. Савичев Е. В. Совершенствование систем энергосбережения в процессах подогрева на нефтебазах : дис. канд. техн. наук / Е. В. Савичев; Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа, 2009. - 121 с.

58. Савичев, Е.В. Системы энергосбережения на нефтебазах / Е.В. Савичев, Г.Г. Янборисова, В.В. Репин //Материалы 49 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ.-Уфа, 1998.

59. Соколов, С.М. Исследование условий работы промысловых трубопроводов в мерзлых грунтах / С.М. Соколов, С.С. Караваев, Г.Г. Первушин // РНТС ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое строительство, 1980.-№ 11.-с. 8- 12.

60. Спиридонов, В.В. Исследование трубопроводов, сооружаемых в условиях Крайнего Севера /В.В. Спиридонов // Труды ВНИИСТ. -М.: 1974. Вып 29. - с .7 - 79.

61. Справочник по климату СССР. Вып. 9. Пермская, Свердловская, Челябинская области и Башкирская АССР. Часть II. Температура воздуха и почвы. JL: 1965. - 363 с.

62. Тугунов, П.И. Методика расчета эксплуатационных режимов теплоизолированных мазутопроводов. Главнефтеснаб РСФСР // Отрасл. лабор. трубопр. транспорта. / П.И. Тугунов, Н.А. Гаррис, Л.П. Заболотникова и др. Уфа: УНИ, 1979. - 79 с.

63. Тугунов, П.И. Методика теплогидравлического расчета мазутопроводов. Госкомнефтепродукт РСФСР // Отрасл. лабор. трубопров. транспорта / П.И. Тугунов, Н.А. Гаррис, B.C. Галиев -Уфа: УНИ, 1982.-55 с.

64. Тугунов, П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов / П.И. Тугунов М.: Недра, 1984. 224 с

65. Тугунов, П.И. Тепловая изоляция нефтепродуктопроводов и резервуаров / П.И. Тугунов. М.: Недра, 1985. - 152 с.

66. Тугунов, П.И. Челночный разогрев трубопровода / П.И. Тугунов, Н.А. Гаррис // НТС. "Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз". Уфа, 1972. - вып. 4. -с. 57-62.

67. Фельдман, Г.М. Пособие по прогнозу температурных режимов грунтов Якутии / Г.М. Фельдман, А.С. Тетельбаум, Н.И. Шендер и др. Отв. Ред. П.И. Мельников. Якутск: СО АН СССР, 1988. - 240 с.

68. Филатова, А.Н. Оптимизация режимов работы нефтепровода Уса-Ухта с учетом путевых отборов и подкачек / А.Н. Филатова, Н.А. Гаррис // Материалы 52-й н.-т. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых,-Уфа: УГНТУ, 2001.

69. Хайнрих, Г. Теплонсосные установки для отопления и горячего водоснабжения/ Г. Хайнрих, X. Найорк, В. Нестлер; пер. с нем. H.JI. Кораблевой, Е.Ш. Фельдмана; под ред.Б.К. Явнеля,- М.: Стройиздат, 1985. 351 е.: ил.

70. Черникин, В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей / В.И. Черникин. М.: Гостоптехиздат, 1958.

71. Шутов, А.А. Тепловые потери подземного изолированного "горячего" трубопровода / А.А. Шутов // Техн.-экон. вопросы трубопроводного транспорта. Уфа.: ВНИИСПТнефть, 1982.

72. Яблонский, B.C. Еще об оптимальных условиях перекачки нефти по трубопроводам / B.C. Яблонский // Нефтяное хозяйство. 1956. - № 5. - С. 53 -59.

73. Яблонский, B.C. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов / B.C. Яблонский, В.Ф. Новоселов, В.Б. Галеев, Г.З. Закиров, М.: Недра, 1965. - 410 с.

74. Янтовский, Е.И. — Промышленные тепловые насосы / Е.И. Янтовский, JT.A. Ленвин. М.: Энергоатомиздат 1989. - 128 с.:ил.

75. ASHRAE Handbook. 1999 HVAC Application. Chapter 31. Energy resources.

76. Clauser, С (1997a) Geothermal energy use in Germany — status and potential.Geothermics, Vol.26(2), pp203-220.

77. Godard, O. and Poppe, H. Temperatures in the soil in Belgium and in Luxemourg. Bulletin of the Belgian Society of Astronomy, Meteorology and Earth Sciences, Vol.76, No. 9-10, Sept/Oct. 1963. (In French).

78. Heat pumps and three important "E:S": Energy, Enviroment and economy / Granryd E., Jonsson M.E. // Refrig., Clim. Contr. And Energy Conserv/: Proc. Meet. Commis. E2, El, B2/B1, Melbourne, Febr. 11-14, 1996 / Int. Inst. Refrig.-Paris, 1996. P. 13-22.

79. ORKUSTOFNUN Working Group, Iceland (2001): Sustainable production of geothermal energy suggested definition. IGA News no. 43. January-March, 2001. 1-2.

80. Reclamation of the Norman Wells pipeline. Donald M. Wishart Interprovincial pipe line limited P.O. Box 398 Edmonton, Alberta, T5J 2J9/Wishart Donald M.//Occas. Publ./Boreal Inst. North. Stud.-1988.-№24. c. 11-27.

81. Rybach L. Status and prospects of geothermal heat pumps (GHP) in Europe and worldwide; sustainability aspects of GHPs. International course of geothermal heat pumps, 2002.

82. Sanner В . DESCRIPTION OF GROUND SOURCE TYPES FOR THE HEAT PUMP . 2002. www.geothermie.de/uebseiten/ubsanner.htm

Информация о работе

Глушков, Алексей Анатольевич
кандидата технических наук
Уфа, 2009
ВАК 25.00.19

Диссертация

Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы