Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов

Юкин, Аркадий Федорович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов"

На правах рукописи

ЮКИН АРКАДИЙ ФЕДОРОВИЧ

У'С^

УПРАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫМИ РЕЖИМАМИ ТРАНСПОРТА ВЯЗКИХ И ЗАСТЫВАЮЩИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 2004

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Галлямов Абузар Карамович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Абузова Фатиха Фиттяховна;

доктор физико-математических наук, профессор

Байков Виталий Анварович;

доктор технических наук, доцент Новоселов Владимир Викторович.

Ведущая организация Центр энергосберегающих технологий Рес-

публики Татарстан при Кабинете Министров Республики Татарстан.

Защита состоится «21 » октября 2004 года в 11-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственно -го нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « /У» сентября 2004 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Матвеев Ю.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Нефтяная Промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса. «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи нефти как для внутреннего потребления, так и на экспорт, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.

Основной объём российской нефти в настоящее время добывается в Западной Сибири, в удалении от основных потребителей нефти и нефтепродуктов. Поэтому конкурентоспособность российской нефтяной промышленности во многом зависит от эффективности доставки нефти и продуктов ее переработки покупателю.

Себестоимость транспорта существенно возрастает в сложных климатических условиях севера. Это определяется рядом факторов, основными из которых являются низкие температуры и наличие вечной мерзлоты. При низких температурах большинство нефтей и многие нефтепродукты становятся высоковязкими жидкостями с явно выраженными неньютоновскими свойствами. Наиболее распространенным видом транспорта высоковязких, застывающих нефтей был и остается трубопроводный транспорт. В сложных климатических условиях часто приходится отказываться от испытанных традиционных схем сооружения и эксплуатации нефтепроводов. Разработка нетрадиционных проектов трубопроводного транспорта нефти требует более тщательной подготовительной работы, направленной на прогнозирование осложнений при эксплуатации нефтепровода и разработку методов их устранения. В этих условиях обеспечение надежности транспорта требует решения задачи диагностирования, прогнозирования и оптимизации тепловых режимов работы нефтепроводов.

Альтернативные виды транспорта (железнодорожный и автомобильный) также сталкиваются с при низ-

I ИМ МОТКА

ких температурах окружающей среды. Нехватка либо техническое несовершенство средств подогрева высоковязких нефтепродуктов приводят к сверхнормативным срокам обработки цистерн и неполному сливу нефтепродуктов (в отдельных случаях остаток нефтепродукта в цистерне может достигать одной -полутора тонн) Часть этих остатков безвозвратно теряется из-за невозможности утилизации или реализуется как некондиционный продукт.

Поэтому вопросы оптимизации осложненных тепловых режимов транспорта высоковязких, застывающих нефтей и нефтепродуктов являются акгу-альными.

Цель работы — разработка методов управления и оптимизации тепловых режимов транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов, позволяющих повысить энергетическую эффективность и надежность работы транспортных систем.

Задачи исследований

1. Разработка методов расчета и прогнозирования стационарных тепловых режимов работы теплоизолированных трубопроводов с путевым электроло-догревом.

2. Моделирование нестационарных тепловых режимов работы теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом.

3. Разработка методов оптимального управления системой путевого электроподогрева трубопроводов.

4. Прогнозирование тепловых режимов работы надземных трубопроводов с применением вероятностно — статистических методов и методов имитационного моделирования.

5. Исследование влияния неравновесных характеристик нефти на точность диагностирования осложненных тепловых режимов нефтепроводов.

6. Обеспечение надежности транспорта и хранения застывающих нефтей и нефтепродуктов.

7. Повышение эффективности систем электроподогрева трубопроводов, емкостей хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Научная новизна

1. Разработана методика расчета тепловых режимов теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом, учитывающая особенности монтажа электронагревательных элементов на поверхности трубы. Учет особенностей распределения электронагревательных элементов на поверхности трубы имеет особое значение в случае разогрева трубопровода с застывшим нефтепродуктом.

2. Исследованы методы моделирования нестационарных тепловых режимов трубопровода с путевым подогревом. Предложены алгоритмы расчета переходных и периодических режимов работы системы путевого подогрева трубопроводов. Показана эффективность применения теорем сравнения для оценки переходных тепловых режимов трубопровода с путевым электроподогревом.

3. Впервые поставлена задача оптимального управления тепловым режимом трубопровода с путевым электроподогревом. Задача поставлена в рамках математической теории управления. На основе принципа максимума Пон-трягина получено оптимальное распределение мощности путевого электроподогрева но длине трубопровода. Исследованы условия существования решения и общие закономерности финитного оптимального управления нестационарным тепловым режимом нефтепровода с путевым электроподогревом.

4. Предложен метод имитационного моделирования для прогнозирования тепловых режимов надземных нефтепроводов. Метод позволяет на этапе проектирования прогнозировать основные параметры энергоэффективности и надежности работы трубопровода.

5. На основе теории катастроф исследованы осложненные тепловые режимы нефтепроводов с нарушенной тепловой изоляцией. Показано, что распреде-

ление по длине трубопровода слоя застывшего нефтепродукта подчиняется общей закономерности, описываемой катастрофой типа «сборки».

6. На основании принципов неравновесной термодинамики, а именно принципа минимума производства энтропии и принципа наименьшего рассеяния энергии, исследовано влияние неравновесных характеристик нефти на тепловые и гидродинамические процессы. Показано, что неравновесные характеристики снижают эффективность применения методов решения обратных задач для диагностирования осложненных режимов работы нефтепроводов.

7. Показано, что при транспорте застывающих нефтей и нефтепродуктов система «аварийного» электроподогрева наиболее эффективна при комбинированной прокладке трубопроводов.

На защиту выносятся результаты научных разработок по моделированию, диагностированию, прогнозированию и оптимизации тепловых режимов транспорта и хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов, направленных на повышение эффективности и надежности работы транспортных систем.

Практическая ценность работы

Результаты работы использованы при разработке нормативных документов: РД-39-3-22-77; РД-39-3-70-78; РД-39-30-475-80; комплексной программы Республики Башкортостан «Энергосбережение на 2003-2005гг.».

Методика расчета и оптимизации параметров тепловых режимов хранения нефтепродуктов использована при проектировании и испытаниях системы электроподогрева резервуаров для хранения темных нефтепродуктов на Иглин-ской нефтебазе ОАО «Башкирнефтепродукт».

Методика прогнозирования тепловых потерь надземных трубопроводов и резервуаров на основе метода имитационного моделирования используется Центром энергосбережения Республики Башкортостан при проведении энергетических обследований предприятий нефтегазового комплекса РФ. Методика применялась при обследовании ОАО «Башкирнефтепродукт», ОАО «Уренгой-газпром».

Методика определения оптимальных тепловых режимов транспорта высоковязкой нефти использована Региональным инновационным центром энергосбережения Республики Коми при проведении энергетических обследований предприятия «Северные магистральные нефтепроводы» ОАО АК «Транснефть».

Методы расчета и оптимизации параметров системы электроподогрева используются в учебном процессе кафедры транспорта и хранения нефти и газа УГНТУ.

Методы исследования особых режимов оптимального управления используются в учебном процессе кафедры математического моделирования УГНТУ.

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

- Республиканской конференции «Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии». (Уфа, 1977 г.)

- Республиканской научно-технической конференции «Роль ученых в ускорении научно технического прогресса и в подготовке кадров». (Уфа, 1978 г.)

-VI Всесоюзном семинаре по гидравлике промывочных жидкостей и тампонажных растворов. (Астрахань, 1978 г.)

-научно-технической конференции "Состояние научно-

исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности». (Уфа, 1979 г.)

-Республиканской научно-технической конференции "Проблемы нефти и газа". (Уфа, УНИ, 1981г.)

- Всесоюзном семинаре "Пути повышения нефтеотдачи пластов и интенсификация разработки нефтяных месторождений путем совершенствования технологических процессов". (Ухта, 1983 г.)

-II зональной научно-технической конференции по комплексной программе РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири". (Тюмень, 1983 г.)

-Республиканской научно-технической конференции "Актуальные проблемы нефти и газа». (Уфа, 1984 г.)

-IV Всесоюзной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче". (Баку, 1984 г.)

-VII Всесоюзной конференции по теплообмену. (Минск, 1984 г.)

- Республиканской научно-технической конференции "Вузовская наука -научно-техническому прогрессу". (Уфа, 1986 г.)

-III Международной научно-технической конференции "Управление в технических системах." (Ковров, 2000 г.)

-научно-технической конференции «Региональные проблемы энергосбережения и пути решения». (Нижний Новгород, 2002 г.)

-Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра». (Уфа: УГНТУ, 2002 г.)

- IV конгрессе нефтегазопромышленников России. (УфагТранстэк, 2003 г.)

- III Российском энергетическом форуме. (Уфа: Транстэк, 2003 г.)

-И Международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения». (Уфа: УГНТУ, 2004г.)

Публикации

По материалам диссертации опубликована 71 работа, в том числе 2 монографии, 1 тематический обзор, 35 статей, 27 тезисов докладов на научно-технических конференциях, 6 нормативных документов. 15 работ опубликовано в ведущих журналах и издательствах РФ, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, содержит 324 страницы машинописного текста, в том числе 16 таблиц, 69 рисунков, библиографический список использованной литературы из 275 наименований и одного приложения.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность работы, дана общая характеристика диссертационной работы.

Первая глава посвящена анализу существующих технологий транспорта и хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов, а также исследованию нерешенных проблем по обеспечению безопасного теплового режима транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов в сложных климатических условиях.

Трубопроводный транспорт был и остается на сегодняшний день наиболее распространенным видом транспорта нефти и нефтепродуктов. Наиболее серьезные технологические осложнения связаны с транспортом высоковязких и застывающих пефтей. Под термином «высоковязкая, застывающая нефть (нефтепродукт)» будем понимать нефть (нефтепродукт), транспорт которой по трубопроводам в заданных условиях невозможен без применения специальных способов улучшения транспортабельных свойств (подогрев, разбавители и т. д.). Улучшение реологических характеристик нефти может быть достигнуто различными способами: смешением с углеводородными разбавителями, применением поверхностно-активных веществ, различных депрессаторов, полимерных добавок, растворенного газа. Однако наибольшее распространение получил транспорт нефти с предварительным подогревом, впервые предложенный В.Г. Шуховым. Дальнейшее развитие теоретических основ технологии транспорта высоковязких нефтей по трубопроводу было сделано в работах Л. С Лейбензона, В.И. Черникина, B.C. Яблонского. Научными исследованиями по проблемам трубопроводного транспорта высоковязких жидкостей в разное время занимались многие исследователи. Среди трудов, посвященных этому направлению, следует особо выделить работы Л.С. Абрамзона, В.М. Агапкина, Р.Н. Бикчен-тая, А.К. Галлямова, Н.А. Гаррис, В.Е. Губина, В.Н. Дегтярева, Б.Л. Кривошеи-на, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Ф. Новоселова, Ю.А. Сковородникова, Б.А. Тон-кошкурова, П.И. Тугунова, В.И. Харламенко, В.А Юфина и др.

В этих работах затронуты различные вопросы организации транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов. В целом можно утверждать, что все основные проблемы и особенности эксплуатации «горячих» подземных трубопроводов достаточно хорошо изучены. Основной проблемой расчета и прогнозирования тепловых режимов подземных трубопроводов является точность прогноза теплофизических параметров грунта вдоль трассы трубопровода, особенно в зоне распространения вечномерзлых и увлажненных грунтов. Причем это не связано с недостаточной изученностью физических процессов. Вопросам взаимодействия трубопровода с грунтом всегда уделялось много внимания и посвящено большое количество научных работ. Однако мерзлотные процессы и процессы влагопереноса относятся к неустойчивым физическим явлениям, на которые оказывают влияние многие случайные факторы.

Прогнозирование состояния грунта вблизи трубопровода имеет особое значение для условий севера. В этих условиях не всегда возможна традиционная подземная прокладка трубопровода. Следует отметить, что для многих сортов нефти и нефтепродуктов температура грунта на глубине залегания трубопровода выше температуры застывания. Для надземных участков трубопроводов положение противоположное. Для многих сортов нефти и нефтепродуктов минимальная температура воздуха ниже температуры застывания. Поэтому вопросы обеспечения надежности транспорта нефти в зимнее время приобретают особое значение. В частности, при надземной прокладке трубопроводов в большинстве случаев требуется тепловая изоляция.

Для обеспечения безопасности теплового режима нефтепроводов может применяться путевой электроподогрев. Системы электроподогрева трубопроводов и резервуаров были успешно испытаны в промышленных условиях на многих нефтебазах, нефтепромыслах, нефтехимических производствах в конце 70-х - 80-е годы прошлого столетия. В дальнейшем в нашей стране внедрение технологии электроподогрева, как и других новых технологий, приостановилось в силу известных причин. За последние годы на за-

паде, в частности в США, технология производства греющих кабелей, тепловых пленок, теплоизоляционных покрытий существенно продвинулась вперед.

Внедрению технологии электроподогрева в основном препятствует высокая стоимость электроэнергии. Поэтому вопросы оптимизации параметров работы системы электроподогрева имеют особое значение. Без их решения невозможно оценить экономическую целесообразность внедрения электроподогрева.

В заключительном разделе главы обсуждаются критерии оптимальности работы транспортных систем. Показана существенная неопределенность в прогнозе стоимости основных энергоносителей. Стоимость электроэнергии для систем электроподогрева может быть существенно снижена за счет оптимизации тарифов на электроэнергию.

При проектировании систем транспорта и хранения нефтепродуктов, наряду с экономическими критериями капитальных и эксплуатационных расходов, приходится учитывать также и другие критерии. В частности, при сравнении различных способов транспорта нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать ограничения, связанные с обеспечением надежности транспорта застывающей жидкости.

Проведенный анализ позволил сформулировать основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена разработке методов расчета, прогнозирования и оптимизации режимов работы теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом. В начале главы исследуется влияние случайных факторов на точность определения тепловых потерь трубопровода с тепловой изоляцией при различных способах прокладки. Наибольшую неопределенность в расчеты стационарного теплового режима трубопровода вносит погрешность определения коэффициента теплопередачи. Для подземных трубопроводов неопределенность коэффициента теплопередачи от трубопровода в окру-

жающую среду связана с неопределенностью теплофизических характеристик грунта. Однако для теплоизолированных трубопроводов можно получить простые (верхнюю и нижнюю) оценки тепловых потерь.

Для надземной прокладки коэффициент внешней теплоотдачи зависит от скорости ветра и может рассматриваться как случайная величина. В работе на основании теории вероятностей исследуется влияние этого фактора на точность расчета теплового режима трубопровода в зависимости от толщины тепловой изоляции. Для прогнозирования тепловых потерь надземных трубопроводов предложен метод имитационного моделирования с использованием банка данных о среднесуточных температурах воздуха за несколько десятков лет.

Второй раздел главы посвящен методам расчета теплового режима трубопровода с путевым электроподогревом. Общая постановка задачи стационарного теплового режима трубопровода с путевым электроподогревом включает несколько сопряженных стационарных задач. К ним относятся: задача теплообмена между жидкостью и стенкой трубы; задача распределения тепловых нолей в нагревательных элементах, стенке трубопровода, теплоизоляции и грунте (для подземного трубопровода). Строгая постановка этих задач зависит от типа нагревательных элементов, их расположения и геометрии.

Предложенные в настоящее время способы путевого электроподогрева можно разбить условно на два типа. В системах электроподогрева первого типа мощность подогрева равномерно распределена по поверхности трубы. В системах второго типа тепловая мощность выделяется в нагревателях, имеющих достаточно малую площадь контакта со стенкой трубопровода. К этому типу относятся системы, использующие гибкие нагревательные ленты и кабели.

При равномерном распределении мощности подогрева по поверхности трубопровода расчет теплового режима производится на основании теплового баланса. При малой площади контакта нагревательного элемента с поверхностью трубы необходимо решать сопряженную задачу распространения тепла в стенке трубы и теплообмена между нефтепродуктом и стенкой трубы. Для тру-

бопроводов малого диаметра выравнивание температуры стенки трубы обусловлено во многом высокой теплопроводностью стали. Однако для трубопроводов большого диаметра неравномерность распределения температуры по поверхности трубы существенно зависит от коэффициента внутренней теплоотдачи. При снижении коэффициента теплоотдачи эффективность электроподогрева резко падает. Это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании систем для поддержания температуры нефтепродукта в остановленном трубопроводе или в емкости хранения. Для таких систем нагреватели целесообразно располагать в нижней части трубы, так как эффективность их использования в этом случае будет значительно выше. Существенное снижение эффективности системы при расположении нагревателей вдоль верхней образующей трубы проверено экспериментально.

При поиске оптимальных тепловых режимов теплоизолированных трубопроводов необходимо учитывать теплоту трения. Выделяемая в потоке жидкости теплота трения в некоторых случаях может компенсировать значительную часть, а иногда и превышать тепловые потери трубопровода в окружающую среду. При этом можно говорить о диссипативном путевом подогреве трубопровода. Для нефтепроводов большого диаметра при хорошей тепловой изоляции теплота трения может компенсировать тепловые потери даже для надземных нефтепроводов в зимних условиях. Однако режимы работы нефтепроводов с диссипативным подогревом очень чувствительны к изменениям внешних условий и производительности нефтепровода. В частности, в зоне квадратичного трения мощность теплоты трения пропорциональна кубу производительности. Поэтому малое снижение производительности существенно уменьшает мощность выделяемой энергии, а следовательно, и температуру перекачки. Снижение на 30% производительности снижает выделяемую теплоту трения примерно в три раза. В результате резко меняется режим работы нефтепровода. Поэтому в работе исследованы особенности работы трубопровода

с диссипативным подогревом. В частности, исследованы осложненные режимы работы таких трубопроводов.

При постановке задачи выбора температуры подогрева нефти естественным критерием оптимальности является критерий минимума суммарных затрат на подогрев и перекачку нефти при условии заданной пропускной способности трубопровода. Этот же критерий остается справедливым и при выборе оптимальных режимов трубопроводов с путевым электроподогревом. Однако в этом случае удельная стоимость энергии подогрева равна стоимости энергии, идущей на перекачку (и в том и в другом случае используется электрическая энергия). Поэтому можно искать минимум суммарных энергозатрат Э в единицу времени, которые определяются соотношением

где L — длина трубопровода (м); W - полезная мощность электроподогрева (Вт/м); - коэффициент полезного действия системы путевого электроподогрева; Q - объем перекачки (м3/с); Др - перепад давления (Па); Т)н - коэффициент полезного действия насосов.

С учетом тепла трения уравнение теплового баланса имеет вид

рсд£ + Я1со(е-во)=^ + ^-^, (2)

где р, с - соответственно плотность и теплоемкость нефти; - усредненная по сечению трубопровода температура нефти; Оо - температура окружающей среды; к - коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду; D -внутренний диаметр трубопровода; - коэффициент, учитывающий качество контакта нагревателя с подогреваемой жидкостью.

Энергия, развиваемая насосами, также идет на подогрев нефти в виде теплоты трения. Причем эта энергия выделяется непосредственно в потоке. В работе доказано, что минимум суммарных энергозатрат достигается в случае,

когда перепад давления максимален. На основании этого поставлена задача минимума энергозатрат на работу системы электроподогрева при заданном максимальном перепаде давления. Задача поставлена как задача оптимального управления распределенной по длине трубопровода мощностью электроподогрева.

Найти управление, минимизирующее функционал

при условии

(3)

(4)

и условии выполнения уравнения (2) с начальным условием 0(0) = 0„. Здесь - максимальная мощность электроподогрева, - температура нефти на входе в трубопровод. Для удобства теоретического рассмотрения задачи оптимального управления удобно перейти к безразмерным параметрам. Введем характер-

ную длину изменения температуры в нефтепроводе

рс(3 хЮ

и перейдем к

безразмерной координате Введем безразмерную температуру нефти

безразмерную температуру окружающей среды

безразмерное давление

- некоторая выбранная температура,

ЛРнорм

например, - нормирующие множители, учитывающие характер-

ный интервал изменения соответствующих параметров). Обозначим безразмерное управление через и, а градиент давления, зависящий от температуры, через ф(У|)- Тогда

и =--

тсшден0рм

ф(У1)=-

ш.

X йх)

ДРнорм

Введем также дополнительные переменные

т т

у=/ш1т; у 2 = |ф(у,)^х.

Тогда

где Т = -

у(т)=

А =

яюденормь0

АРтах

Уг(Т)=А,

(6)

(7)

(8)

-6

Ар

норм

Нетрудно заметить, что условие минимума выражения (3) соответствует минимуму у(Т), а условие (4) - граничному условию на у2(Т). Дифференцируя выражение (7) по т и преобразуя равенство (2), получаем следующую систему дифференциальных уравнений:

(9)

где

Граничные условия для системы (9) будут иметь вид

Таким образом, задача управления формулируется следующим образом: найти такое управление и(т) и фазовые переменные которые

удовлетворяют системе (9) и граничным условиям (10) и обращают в минимум величину у(Т). При этом на управление накладывается ограничение

0<и5и, где и = ————

тгкОДО

норм

Задача (9) - (10) решается на основе принципа максимума Понтрягина. Для сопряженных переменных ^(т) и Хг(т) (множителей Лагранжа) получена система уравнений.

(П)

Так как в поставленной задаче (9) - (10) У1(0); у2(0); у2(Т) заданы, то соответствующие вариации равны нулю. Следовательно, Х^О), А.2(0), Х2(Т) произвольны. Так как у1(Т) не задано, т.е. вариация 8у, & 0 , то получаем граничное условие

^О)=0. (12)

Задача (9) - (12) - замкнутая задача для определения у, у|, у2, Х2 при заданном управлении и. Оптимальному управлению соответствует максимум по и функции Гамильтона. С учетом ограничений на и сверху и снизу получаем зависимость оптимального управления от X.]

0, если Я, < I;

и*,еслиЯ1=1; (13)

и, если X, > 1,

где и* - управление, соответствующее равенству нулю производной функции Гамильтона. Режим управления и = и* в теории оптимального управления называется особым режимом. Особые режимы оптимального управления возникают, когда функционал линейно зависит от управления, и* - постоянное по длине управление, соответствующее поддержанию некоторой постоянной по длине температуры Характерные графики изменения температуры у1 приведены на рис. 1 - 3. Следует отметить, что в случае

ва. При

решение может не существовать, так как мощности подогрева недостаточно для выполнения условий работы трубопровода.

Таким образом, задача минимизации функционала сводится к задаче поиска минимума функции трех переменных. Следует отметить, что при *

Ун^У! (рис. 1) длина первого участка Т[ определяется ограничением на установленную мощность электроподогре-отсутствии указанного ограничения Т[=0, а управление имеет вид

^(т), (14)

Рис. 3. Распределение оптимальной температуры по длине нефтепровода у„>у 1

(У!-УмКт

где

Ди(т) =

О,

0<х< т2; -с, < X < Т.

8-функция в выражении (14) определяет наличие в начале трубопровода пункта подогрева. В рассматриваемом случае подогрев в начальном пункте трубопровода более экономичен, чем путевой. Причем управление (14) получено при условии, что стоимость подогрева в начальном пункте совпадает со стой-

мостью путевого подогрева, т. е. определяется стоимостью электроэнергии. Однако известно, что существуют более дешевые источники энергии, которые реализуются в пунктах подогрева. В этом случае 5-управление при т = 0 будет больше, чем (у( — у„) и должно быть определено из решения общей задачи минимизации затрат на подогрев в начальном пункте и путевой подогрев. Критерием оптимальности в этом случае будут суммарные затраты на подогрев и перекачку нефти. Этот критерий может быть приведен к критерию (1) добавлением члена

(15)

где - относительная стоимость единицы тепловой энергии по отношению к стоимости электроэнергии; Tie - коэффициент полезного действия пункта подогрева; 0„ - оптимальная температура подогрева; 0® - температура нефти на входе в пункт подогрева.

Случай, когда путевой подогрев отсутствует, достаточно хорошо изучен. Поэтому, в первую очередь, интересен случай ненулевого путевого подогрева. Однако в этом случае перепад давления должен быть максимальным. В результате мы получаем обобщение описанной выше задачи. Отличие рассматриваемой задачи от задачи (8) - (10) будет сводиться к граничным условиям при т - 0 на величину, пропорциональную стоимости подогрева. В данном случае

(16)

где а = Sg ——. Решение поставленной задачи определяет область эффектив-

Ле

ности электроподогрева. Эффективность применения электроподогрсва зависит от свойств транспортируемого продукта, температуры окружающего воздуха, соотношения цен на тепловую и электрическую энергию, а также от ограничений на допустимые температуры нефтепродукта. Причем существенное значе-

дэ = ^сРо(ен-е2);

У(0) = а(ун-у°н)

ние имеет как максимально допустимая температура нагрева нефтепродукта, так и минимально допустимая температура нефтепродукта. Рассмотрим конкретный пример для надземного теплоизолированного трубопровода производительностью 2 млн л- в год, диаметром 325 мм и длиной 180 км: Максимальный перепад давления 5,5 МПа. Тепловая изоляция толщиной 2,5 см с коэффициентом теплопроводности 0,04 Вт/М"С Характеристики транспортируемой нефти: плотность - 900 кг/м3, теплоемкость - 2,1 кДж/кг«°С, кинематическая вязкость при 20°С — 1,22 см2/с. Температура нефти на входе в трубопровод 40°С. Температура воздуха 0о= -30°С. Оптимальное распределение температуры по длине трубопровода соответствует случаю, изображенному на рис. 2. Электроподогрев с удельной мощностью 114 Вт/м включен на участке (0126 км). Общая мощность электроподогрева - 14 МВт. Температура нефти на выходе из трубопровода — 6°С.

Следует отметить, что система электроподогрева наиболее эффективна, когда имеется ограничение на минимальную температуру транспортируемой жидкости, в частности, при транспортировке застывающих нефтей и нефтепродуктов. При наличие ограничения на температуру нефти на выходе из трубопровода мощность электроподогрева линейно растет с увеличением При этом режим оптимального управления соответствует рис. 3. Для рассмотренного выше примера на рис. 4 представлена зависимость температуры от ограничения

Представляет интерес рассмотреть задачу равномерного распределения мощности по

от ограничения в.

длине трубопровода. Из решения этой задачи можно сделать вывод об эффективности оптимального распределения мощности путевого подогрева и на его основе оценить целесообразность технической реализации оптимального управления. Как показывают расчеты, эффективность оптимального управления по сравнению с равномерно распределенным подогревом существенно зависит от конкретных условий работы трубопровода. На рис. 5 представлена зависимость

энергозатрат при равномерном распределении мощности электроподогрева (в процентах от оптимального) от ограничения на конечную температуру нефти для различных значений температуры воздуха Как видно из рисунка, эффективность оптимального управления существенно возрастает с уменьшением разности -

е0).

Традиционным способом транспорта высоковязких, застывающих нефтей и нефтепродуктов является предварительный подогрев в начальном пункте трубопровода. Т.к. стоимость тепловой энергии существенно ниже стоимости электроэнергии, подогрев в начальном пункте трубопровода может быть эффективнее путевого электроподогрева. На рис. 6 представлена зависимость затрат при подогреве в начальном пункте трубопровода (в процентах от стоимости оптимального электроподогрева) от ограничения на конечную температуру нефти для различных значений температуры воздуха 9о- При расчете принято, что стоимость тепловой энергии составляет 20 % от стоимости электроэнергии. Как видно из рисунка, эффективность электроподогрева снижается с понижением тем-

200

180

160

140

120

V"" 1

_ 2

в.

Рис. 5, Зависимость энергозатрат при равномерном распределении мощности электроподогрева (в процентах от оптимального) от ограничения

е„. (1 - е0 = -ю°с, 2 - 0О = -20°с, з - е0=-зо°с)

140 130 120 110 100 90 80 70

пературы воздуха. Однако в рассмотренном примере осуществление подогрева в начальном пункте трубопровода невозможно из-за ограничений на допустимую температуру подогрева. В частности, в рассмотренном примере, когда электроподогрев экономически неэффективен,

температура подогрева в началь-Рис. 6. Зависимость затрат при подогреве в начальном пункте трубопровода (в процентах от ном пункте должна быть выше стоимости оптимального электроподогрева) от ограничения на конечную температуру нефти 0,.

(1 - е0=-ю°с, 2 - 0О = -2о°с, з - е0=-зо°С)

. 2

20 ек

175°С при температуре воздуха 0о = -10°С; и выше 240°С при

0о=-30°С.

В третьей главе рассматриваются вопросы моделирования нестационарных тепловых процессов в теплоизолированных трубопроводах. Строгая математическая постановка задачи содержит в себе уравнение теплообмена в нефтепродукте, стенке трубы, тепловой изоляции и грунте (для подземных трубопроводов). В стенке трубы и тепловой изоляции процесс распространения тепла однозначно описывается уравнением теплопроводности:

(17)

(18)

где с,, р„ X,, 0] _ удельная теплоемкость, плотность, коэффициент теплопроводности и температура стенки трубы (1 = 1) и изоляции (1 = 2); А - оператор Лапласа.

Распространение тепла в грунте также может быть описано уравнением теплопроводности. Однако на распространение тепла в грунте большое влияние

оказывают процессы влагопереноса и процессы замерзания и оттаивания грунта. Процессы распространения тепла в грунте происходят очень медленно, поэтому при рассмотрении нестационарных тепловых режимов с характерными временами в пределах нескольких суток температурный режим грунта можно считать неизменным.

Условия теплообмена в нефтепроводе существенно зависят от скорости движения нефтепродукта. Поэтому принципиально различаются задачи тепло -обмена в остановленном трубопроводе и в действующем трубопроводе.

Гидравлический режим действующих трубопроводов, как правило, турбулентный. При турбулентном режиме течения происходит интенсивное перемешивание нефтепродукта по сечению трубы. Поэтому в данном случае можно пренебречь неравномерностью распределения температуры и скорости потока по сечению трубы и в качестве температуры и скорости нефтепродукта принять средние по сечению величины. Это является основным приближением в постановке задачи. Кроме того, будем предполагать, что характерные времена гидродинамической нестационарности значительно меньше характерного времени тепловой нестационарности.

ловий теплового баланса получаем

1 - нефтепродукт, 2 - труба, 3 - нагрева-

уравнение для усредненной по сечению

Рассмотрим теплоизолированный участок трубопровода с путевым электроподогревом, на вход которого (х = 0) подают нефтепродукт с температурой 9Н(0 и расходом 9(1). Задачу будем рассматривать в цилиндрической системе

координат, с полярной осью, направленной вверх (рис. 7) и осью х, перпендикулярной плоскости рисунка. Из ус-

Ф - полярные координаты

температуры потока:

где с, р, 0, V — соответственно теплоемкость, плотность, температура и скорость нефтепродукта; Б - внутренний диаметр трубопровода; XVI - мощность теплового потока от стенки трубы к нефтепродукту, приходящаяся на единицу длины трубопровода; - теплота трения, выделяющаяся в единицу времени на единицу длины трубопровода. Для замыкания системы (16) - (19) необходимо задать граничные условия и условия сопряжения. В результате получается достаточно сложная система уравнений. Однако во многих случаях задача может быть существенно упрощена за счет применения теорем сравнения и масштабного разделения по характерным временам процессов теплообмена в стенке трубы, тепловой изоляции и т.д.

В случае, когда электронагревательные элементы равномерно распределены по поверхности трубопровода, система уравнений существенно упрощается. Во-первых, в операторах Лапласа Д0] и Д02 обращаются в нуль вторые производные по Во-вторых, так как теплопроводность стали достаточно

велика, то изменение температуры по сечению трубы достаточно мало. В результате в (17) можно перейти к усредненной по сечению температуре стенки трубы. В указанных предположениях систему (17)-(19) можно привести к виду

^ - мощность путевого подогрева, приходящаяся на 1 метр трубопровода.

В предположении квазистационарного распределения температуры в слое тепловой изоляции система (20) превращается в систему двух дифференциальных уравнений гиперболического типа.

В работе исследованы аналитические методы расчета переходных и периодических режимов работы системы путевого электроподогрева. Разработаны численные алгоритмы расчета переходных режимов. Рассмотрена методика оценки неравномерности распределения температуры стенки трубы, в зависимости от неравномерности распределения мощности электроподогрева по поверхности трубопровода.

Следует отметить, что предположение о квазистационарном распределении температуры в слое тепловой изоляции во многих случаях несправедливо. Однако в работе сформулированы и доказаны теоремы сравнения для оценки переходных тепловых режимов трубопровода с путевым электроподогревом. Применение теорем сравнения позволяет получить оценку сверху и оценку снизу для распределения по длине трубопровода и по времени температуры нефтепродукта и стенки трубы.

Тепловой режим надземных трубопроводов всегда нестационарный из-за случайных колебаний температуры воздуха. Влияние случайных колебаний температуры воздуха на тепловой режим трубопровода можно характеризовать тепловой восприимчивостью трубопровода, определяемой как отношение амплитуды колебаний температуры нефтепродукта к амплитуде колебаний температуры воздуха. Получено распределение по длине трубопровода тепловой восприимчивости в зависимости от частоты колебаний температуры воздуха. В случае, когда температура нефтепродукта, поступающего в трубопровод, не зависит от температуры воздуха, максимальная тепловая восприимчивость наблюдается в конечном сечении трубопровода. Верхнюю оценку тепловой восприимчивости можно получить для трубопровода «бесконечной» длины. Зависимость тепловой восприимчивости от частоты колебаний температуры возду-

ха позволяет выбрать интервал усреднения температуры воздуха при рассмотрении задач расчета и прогноза тепловых режимов надземных трубопроводов. В практических расчетах наиболее удобным является использование среднесуточной температуры воздуха. В табл. 1 дана верхняя оценка величины тепловой восприимчивости к суточным колебаниям температуры воздуха. Расчеты проведены для теплоизоляции с коэффициентом теплопроводности = 0,04 в предположении, что коэффициенты теплоотдачи от нефти к стенке трубы к| и от теплоизоляции в воздух достаточно большие.

При толщине теплоизоляции 8 ~ 0,05 м тепловая восприимчивость к суточным колебаниям температуры для всех диаметров не превышает 10%, для трубопроводов большого диаметра - 3%. Характерные амплитуды суточных колебаний температуры воздуха обычно не превышают 30°С.

Таблица 1

Верхняя оценка тепловой восприимчивости к суточным колебаниям воздуха

Тепловая восприимчивость Э.м Тепловая восприимчивость

8=0,01 м 8=0,05 м 8=0,01 м 8=0,05 м

0,219 0,484 0,096 0,63 0,182 0,036

0,273 0,399 0,08 0,72 0,161 0,032

0,325 0,341 0,068 0,82 0,14 • 0,028

0,377 0,297 0,059 0,92 0,124 0,025

0,426 0,267 0,053 1,02 0,112 0,022

0,529 0,217 0,043 1^2 0,093 0,019

Следовательно, колебания температуры нефти, вызванные этими колебаниями, будут порядка 3°С для трубопроводов малого диаметра (0,219 -0,325 м) и 1°С для трубопроводов большого диаметра (0,72 - 1,22 м). Указанные колебания температуры нефти не оказывают существенного влияния на технологические режимы работы нефтепроводов. Поэтому среднесуточное усреднение температуры воздуха для магистральных нефтепроводов с теплоизо-

ляцией толщиной 8=0,05м можно считать вполне обоснованным. Полученный результат использовался при определении параметров имитационного моделирования в задачах прогнозирования тепловых режимов надземных трубопроводов. Отметим, что для трубопроводов малого диаметра ф < 0,219 м) указанный вывод несправедлив. Так, например, для трубопровода диаметром D=0,l м даже при толщине теплоизоляции 5 0,05м, тепловая восприимчивость - 0,35, т.е. колебания температуры нефти составят 35% от колебаний температуры воздуха. Поэтому расчеты на основе среднесуточных температур воздуха в данном случае приведут к достаточно большой погрешности оценки теплового режима нефтепровода.

Необходимость рассмотрения теплообмена в остановленном трубопроводе связана с рядом практических задач транспорта высоковязких и застывающих нефтепродуктов и нефти. Наиболее важными из них являются задача остывания горячего трубопровода при временной остановке перекачки и задача разогрева трубопровода (емкости хранения) с застывшим нефтепродуктом. Предполагается, что разогрев осуществляется с помощью электроподогрева. В остановленном трубопроводе основными механизмами переноса тепла являются свободная конвекция, обусловленная градиентом температуры и силой тяжести (для нефтепродукта в жидком состоянии) и теплопроводность (для застывшего нефтепродукта). Процессы конвективного теплообмена в данном случае имеют явную анизотропию. При застывании нефтепродукта конвективный механизм теплообмена уступает место механизму теплопроводности. При разогреве застывших нефтепродуктов возникает задача учета фазового перехода из твердой фазы в жидкость. Для большинства нефтепродуктов указанный переход недостаточно четко выражен.

Исследованы различные модели для описания процесса разогрева трубопровода с застывшим нефтепродуктом: модели конвективного теплообмена; модели теплопроводности; модели конвективного теплообмена с учетом фазового перехода. Сопоставление рассматриваемых моделей с эксперименталь-

ными данными по разогреву трубопроводов с помощью электроподогрева показало, что для трубопроводов малого диаметра применимы как модели конвективного теплообмена, так и модели теплопроводности. Хорошее согласие получается, если коэффициенты соответствующих моделей определять из решения обратных задач. Однако проведенные эксперименты показали, что при интенсивном разогреве трубопроводов большого диаметра процесс разогрева застывшего нефтепродукта не может быть описан с помощью моделей теплопроводности и простейших моделей конвективного теплообмена. Поэтому можно утверждать, что не существует детерминированной модели, описывающей процесс разогрева трубопроводов большого диаметра с застывшим нефтепродуктом. При внедрении систем электроподогрева трубопроводов и емкостей хранения необходимо проведение натурных экспериментов. Проведенные эксперименты показали, что эффективность работы системы электроподогрева существенно снижается при расположении электронагревательных элементов вдоль верхней образующей трубы.

Сложность описания процесса разогрева трубопроводов с застывшим нефтепродуктом не позволяет рассмотреть задачу оптимального управления нестационарными тепловыми процессами в общем виде. Поэтому задача управления рассмотрена только для случая, когда теплообмен между стенкой трубы и нефтепродуктом осуществляется за счет свободной, или вынужденной конвекции. Рассмотрение задачи разогрева нефтепровода до заданной температуры показало, что оптимальное управление, соответствующее минимуму энергозатрат, является кусочно-постоянной функцией времени и определяется заданным временем разогрева, а также ограничениями на температуру и мощность электроподогрева. Оптимальное управление аналогично управлению (13), если под т понимать безразмерное время. Формальное отличие заключается в условии переключения. В данном случае внутренняя дуга и=и* определяется ограничением на температуру стенки трубы и достигается при А.1=Т|, где Т| - коэффициент во втором уравнении системы (20). На рис. 8 представлен ха-

рактерный вид температуры нефти и стенки трубы при оптимальном управлении при начальных условиях 6(0) = 9|(0) = 8о-

В общем случае задача оптимального управления тепловым режимом действующего трубопровода ставится как задача финитного управления. Необходимо за заданное время перевести трубопровод из одного стационарного теплового режима в другое стационарное состояние с минимальными энергетическими затратами. Эта задача особенно актуальна с учетом особенностей тарифов на электроэнергию. Оптимальное управление включает в себя как особенности управления стационарным распределением мощности электроподогрева по длине трубопровода, так и особенности оптимального управления процессом разогрева нефтепровода. В частности, управление включает в себя особый режим.

Следует отметить, что задача финитного управления не всегда имеет решение. Поэтому представляет интерес оценка быстродействия систехмы электроподогрева. Задача определения минимального времени разогрева трубопровода с учетом температурных ограничений и установленной мощности электроподогрева рассмотрена в заключительном разделе главы.

Четвертая глава посвящена вопросам диагностирования и прогнозирования осложненных тепловых режимов работы трубопроводов. При транспорте нефти с большим содержанием парафина и асфальтосмолистых веществ, а также при температуре окружающей среды ниже температуры застывания нефти в трубопроводе могут происходить фазовые переходы. При этом на внут-

е,в,

о т,

Рис. 8. Характерный вид зависимостей в(т) (кривая 1) и 6|(т) (кривая 2) при оптимальном управлении.

ренней поверхности трубы образуется слой парафиновых отложений или застывшей нефти. Указанные процессы, в основном определяемые тепловым режимом трубопровода, приводят к осложнениям в его работе. Поэтому наличие смол, парафиновых отложений или застывшей нефти на внутренней поверхности трубы можно рассматривать как осложненные тепловые режимы работы трубопровода.

В первом разделе главы рассматривается задача образования слоя застывшей нефти на коротком участке трубопровода. Под «коротким» понимается участок, для которого выполняется неравенство

(21)

где ^ - длина участка. В предположении квазистационарного распространения тепла в слое застывшей нефти получено уравнение для изменения относительного радиуса застывшего слоя на поверхности трубы от

времени

(22)

где Т = а1 ' ^ " К0ЭФФиЦиент теплопроводности нефти;

- коэффициент внутренней теплоотдачи, - коэффициент внешней теплоотдачи; 9« - температура застывания нефти; в — температура нефти, поступающей в нефтепровод; 8о - температура окружающей среды. Функция

достигает экстремума при

-1

V 2

; гтах=а|+ — ехр и

.~цв

а, I

интервале 0<Т)<1 график А[т|) направлен выпуклостью вверх.

Характерное поведение функции (рис. 9). можно разбить на три случая.

1. Дг|) < 0 при 0<т]<1 (кривые 1,2). В'этом случае из выражения (22)

видно, что всегда отрицательно,

т. е. длительная эксплуатация нефтепровода в данном режиме невозможна из-за неизбежного застывания нефти по всему сечению.

2. ^ц) имеет два корня т)| и ^ (кривая 3). Указанные значения соответствуют стационарному решению уравнения (22). Причем анализ на устойчивость состояния показывает,

что значению т] = т]г соответствует устойчивое стационарное состояние, а значению ц = т) ■ - неустойчивое. При этом, если начальное значение т]<т]|, то процесс застывания будет необратимым, а при 1}>т|| система придет в устойчивое состояние ц = т(2.

3. А[т1) имеет один корень, соответствующий единственному неустойчивому стационарному решению уравнения (22) (кривые 4, 5). При этом устойчивое стационарное состояние соответствует полностью чистой трубе с температурой стенки, превышающей температуру застывания нефти.

Таким образом, знание графика Дт]) позволяет найти возможность длительной эксплуатации нефтепровода, а также качественно определить поведение системы при различных начальных условиях. Количественная оценка зависимости т)(1) при различных начальных условиях, например, после остановки трубопровода или при изменении внешних условий, определяется из решения уравнения (22).

(М

Рис. 9. Зависимость Г(г|) для различных соотношений параметров: 1 - а, < - 02(10/11; < 1; 2 - «1 < - а2ио/и; а2> 1, Псхр(-1+1/а3>] < 0; 3 — а| с-агио/и; а2> 1; С[ехр(-1+1/а2)] > О; 4, 5 - си < - а2ио/и; а2>1

Следует отметить, что при оптимальной тепловой изоляции учет процесса застывания нефти на стенке трубы не представляет практической ценности. Поэтому рассмотренные вопросы имеют значение только в случае недостаточно хоро-приа2>1,а1>-а2гк/ч« шей тепловой изоляции, а

также при нарушении изоляции на некотором участке трубопровода. Причин появления указанных ситуаций может быть много. К ним относятся: снятие тепловой изоляции при ремонте или ее замене, старение изоляции, нарушение поверхностного гидроизолирующего слоя тепловой изоляции и т. д. Большая часть указанных причин не контролируема. Поэтому нельзя предсказать момент изменения свойств тепловой изоляции и значение указанных изменений. В связи с этим вопрос о точном решении задачи образования слоя застывшей нефти теряет смысл в силу неопределенности коэффициентов модели. В данной ситуации важный вопрос - оценка возможности появления осложненного режима, а также вопрос диагностирования момента появления и степени осложнения.

Методы решения обратных задач могут существенно повысить эффективность диагностирования режимов работы нефтепроводов. Однако рассмотренные в работе релаксационные эффекты снижают точность этих методов. С изменением температуры в многокомпонентных средах могут происходить различные процессы, такие как растворение, разрушение и восстановление структуры, химические реакции и т. д. На основании принципов неравновесной термодинамики, а именно принципа минимума производства энтропии и принципа наименьшего рассеяния энергии, исследовано влияние неравновесных характе-

цессы. Показано, что не-

ристик нефти на тепловые и

ммкотекл ся*пр$т о§ «п ••*

равновесные характеристики, независимо от их физической природы, повышают порядок дифференциального уравнения, описывающего соответствующие процессы. В частности, уравнение распространения давления в трубопроводе с учетом релаксационных эффектов имеет вид

где а- скорость звука, Ь| ,Ь2, Ьз - коэффициенты, зависящие от гидравлического сопротивления трубопровода и релаксационных параметров нефти. В отличие от уравнения И. А. Чарного, уравнение имеет два дополнительных члена. Повышение порядка дифференциального уравнения существенно снижает эффективность применения методов решения обратных задач для идентификации параметров уравнения.

Неопределенность параметров перекачиваемой жидкости существенно снижает точность прогноза режима работы нефтепровода, а также эффективность диагностирования осложненных режимов его работы. Поэтому представляет интерес применение вероятностно статистических методов для прогнозирования осложненных режимов работы нефтепроводов. Так как на режим работы нефтепровода оказывает влияние большое число факторов, особенно при работе нефтепровода в осложненных условиях, классические статистические методы регрессионного анализа не всегда устойчивы к случайным ошибкам измерений. Поэтому рассматривается возможность применения метода группового учета аргументов (МГУА). Устойчивость этого метода достигается использованием наряду с критерием наименьших квадратов дополнительного критерия регулярности. Показана эффективность применения этого метода для диагностирования и прогнозирования параметров работы нефтепроводов, транспортирующих нефть с высоким содержанием парафина.

В заключительном разделе главы предложена методика прогнозирования осложненных тепловых режимов работы надземных нефтепроводов с использованием методов имитационного моделирования. Достоинство метода - еди-

ный подход к решению задач прогноза, позволяющий исследовать эффективность различных стратегий управления тепловыми) режимами нефтепровода. Метод позволяет на этапе проектирования прогнозировать вероятность возникновения осложнений при эксплуатации нефтепровода при заданных проектных решениях.

В пятой главе рассматриваются вопросы повышения надежности и эффективности транспорта и хранения нефти и нефтепроводов. При отсутствии путевого электроподогрева вопросы восстановления работоспособности трубопровода после временной остановки перекачки имеют особое значение. При температуре окружающей среды ниже температуры застывания нефтепродукта может образоваться достаточно прочная структура, и восстановление работоспособности трубопровода в короткое время будет невозможно. При этом стоимость восстановительных работ может оказаться сравнимой со стоимостью самого трубопровода. Для обеспечения безопасной остановки трубопровода необходимо поддерживать температурный режим выше оптимального, что приводит к дополнительным энергозатратам. Альтернативный способ обеспечения надежности транспорта нефтепродуктов - применение системы аварийного электроподогрева, которую используют только в период остановки перекачки, обеспечивая поддержание температуры нефтепродукта выше критической. При этом в период нормальной эксплуатации трубопровода система или полностью отключена, или работает только часть системы, обеспечивая оптимальный режим эксплуатации трубопровода. Следует отметить, что система аварийного подогрева позволяет полностью решить задачу восстановления работоспособности трубопровода после остановки перекачки независимо от времени остановки. Кроме того, система путевого подогрева обеспечивает оптимальные параметры перекачки при изменении условий эксплуатации трубопровода (снижение или увеличение пропускной способности, изменение свойств транспортируемого нефтепродукта и т. д.). Система аварийного подогрева особенно эффективна при комбинированном способе прокладки трубопровода (рис. 12),

когда температура застывания нефтепродукта выше минимальной температуры воздуха и ниже температуры грунта на глубине залегания трубопровода.

Рис. 12. Комбинированная прокладка трубопровода: 1 - Подземная прокладка без подогрева. 2 - Надземная прокладка с электроподогревом

При расположении надземного участка на большом расстоянии от начала трубопровода обеспечение заданного температурного режима без применения электроподогрева потребует существенных энергозатрат. В диссертации рассмотрен пример транспортировки нефти с температурой застывания 0,ф = -15°С, плотностью - 900 кг/м3, теплоемкостью -2,1 кДж/кг°С. Трубопровод производительностью 2 млн т в год, диаметром 325 мм имеет комбинированную прокладку с подземным начальным участком длиной Li (км). Предполагается, что подземный участок трубопровода изолирован (толщина тепловой изоляции -2,5 см, коэффициент теплопроводности изоляции - 0,04 Вт/м-°С). Без учета надземного участка транспортировка нефти возможна при температуре, близкой к температуре грунта на глубине залегания трубопровода (принято -5°С). Короткий надземный участок имеет тепловую изоляцию толщиной - 5 см. При нормальной работе трубопровода подогрев нефти не требуется. Однако возможные случайные остановки на время Т (часы) требуют повышения температуры на надземном участке. Для того чтобы при возобновлении перекачки температура на надземном участке была выше температуры застывания, необходимо поддерживать температуру надземного участка 22°С для времени остановки 48 часов. Соответственно температура подогрева нефти в начальном пункте трубопровода будет зависеть от длины начального подземного участка

^ (рис. 13). При расчете принято, что минимальная среднесуточная температура воздуха во = -40°С. Следует отметить, что в трубопроводном транспорте

допускаются- аварийные остановки до 3-х суток. Однако при Т = 72 часа температура подогрева 56°С даже при Ь| =0. Повышенная температура перекачки на подземном участке трубопровода окажет дополнительное тепловое воздействие на грунт. Это может иметь негативные последствия при прохождении трассы трубопровода в вечно-мерзлом грунте. На рис. 14 представлена зависимость необходимой тепловой мощности от Значения тепловой мощности можно сравнить с мощностью электроподогрева (28,6

кВт/км), которая обеспечивает

и ю в

£ 8

о о 2

з 6

^ 2

100

40 60

Ьь км

Рис. 14. Зависимость необходимой тепловой мощ поста от Ь,: 1 - Т=24 ч.; 2 - Т=36 ч.; 3 - Т=48 ч.;

поддержание температуры надземного участка = -5 при температура воздуха = -40°С. Мощность электроподогрева становится сравнимой с тепловой мощностью при Т = 24 часа для надземных участков длиной 20 км и более. Следует отметить, что для короткого надземного участка система электроподогрева ра-

ботает только в период остановок трубопровода. Рассмотренный пример показывает эффективность применения системы «аварийного» электроподогрева при комбинированной прокладке трубопровода для транспорта нефти с «умеренной» (от 0°С до -20°С) температурой застывания.

Второй раздел главы посвящен исследованию оптимальных параметров железнодорожного транспорта застывающих нефтепродуктов. Рассмотрены вопросы обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций за счет применения тепловой изоляции и системы электроподогрева. Показано, что стоимость системы электроподогрева составляет (3-5)% от стоимости цистерны.

При непродолжительном хранении и транспортировке на короткие расстояния могут использоваться теплоизолированные емкости без системы подогрева. Однако в этом случае существенно возрастают требования к планированию и выполнению графика перевозок. Причем, для обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций, необходимо учитывать возможные отклонения графика перевозок от планового и учитывать неопределенность в прогнозе температуры воздуха. Показано, что обеспечение надежности за счет дополнительного подогрева в пункте налива явно экономически невыгодно при нечетком графике перевозок.

Критерий обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций и критерий минимума затрат на подогрев нефтепродукта являются противоречивыми критериями. Поэтому при выборе рациональных параметров транспорта застывающих нефтепродуктов можно сформулировать следующую цель: выбрать параметры транспорта с наименьшими затратами при условии обеспечения его достаточной надежности. Причем, термин «достаточная надежность» не имеет четкого определения и может рассматриваться как расплывчатая цель. В работе предложена методика принятия решений на основе теории расплывчатых множеств.

Систематическое увеличение стоимости электроэнергии заставляет многие компании искать собственные пути решения проблемы повышения своей энергетической безопасности и удешевления стоимости электроэнергии и тепловой энергии, в частности, путем строительства мини-электростанций (мини-ЭС). Электростанции для обеспечения собственных нужд приняты в эксплуатацию многими нефтегазовыми компаниями. В их числе такие крупнейшие компании, как «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «Юкос». Поэтому возникает задача оптимизации тепловых режимов транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов при индивидуальном энергоснабжении нефтебаз и перекачивающих станций- С точки зрения энергосбережения в настоящее время хорошо зарекомендовали себя установки ГТ ТЭЦ. Выход тепловой и электрической энергии для указанных установок составляет примерно 50% и 35% от энергии сжигаемого топлива. В то же время для нефтебаз и нефтеперекачивающих станций, занимающихся операциями с застывающими нефтепродуктами, потребность в тепловой энергии существенно превосходит потребность в электроэнергии на работу насосно-силового оборудования, особенно в зимнее время года. Для насосных и тепловых станций соотношение относительной потребности в электроэнергии может изменяться от 1% до

100%, что иллюстрирует рис. 15. На рисунке представлена зависимость относительной потребности в электроэнергии на работу насосов от толщины тепловой изоляции и перепада темпера гур воздуха и нефтепро-

Толшипа. мм

1-19-10; 2-48-20: 3-40-30; 4-А0-40; 5-40-50;

Рис. 15. Относительная потребность в электроэнергии

дукта в конечном сечении трубопровода. При расчете принято: длина участка трубопровода - 100 км, диаметр — 325 мм, производительность - 2,2 млн т/год, перепад давления - 5 МПа, теплоемкость нефти - 2 кДж/кг«°С, коэффициент теплопроводности тепловой изоляции - 0,036 Вт/м-°С, коэффициент теплоотдачи от тепловой изоляции в окружающую среду - 2 Вт/м2-°С. Как видно из рисунка, при малой толщине тепловой изоляции относительная потребность в электроэнергии существенно ниже, чем выход электроэнергии ГТУ. Таким образом, при индивидуальном энергоснабжении целесообразно подогрев осуществлять как в пунктах подогрева, так и используя электроподогрев.

Следует отметить, что обоснование эффективности и целесообразности индивидуального энергоснабжения является чисто экономической задачей и выходит за рамки темы диссертации. Однако полученный результат является доказательством эффективности применения систем электроподогрева. Он указывает направление снижения стоимости электроэнергии для систем электроподогрева. Особенности индивидуального энергоснабжения проявляются и при централизованном энергоснабжении. Поэтому имеется возможность оптимизировать тарифы на электроэнергию. Задача выбора наиболее выгодного тарифа неразрывно связана с вопросами оптимального управления системой электроподогрева. В работе эти вопросы рассмотрены на примере использования дифференциального по зонам суток тарифа на электроэнергию. Возможность использовать дифференциальный тариф должна быть предусмотрена при проектировании системы. Относительное изменение технологических (коэффициента увеличения перепада температур и коэффициента увеличения мощности и экономических (коэффициента увеличения энергозатрат и коэффициента эффективности показателей оптимальных режимов зависит от базовой и льготной (5|) с"—" -------льготного тарифа (1|) и параметра сис-

кБ_ .

темы а =- (Сет, Шст - теплоемкость материала и масса цистерны;

Сити +Ссттст

mH - теплоемкость и масса нефтепродукта; S - площадь поверхности; к -коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду). При действующих тарифах стоимость электроэнергии для системы электроподогрева может быть снижена на 45% и более, что иллюстрирует рис. 16.

Зависимость коэффициента увеличения мощности от времени действия льготного тарифа представлена на рис. 17. Следует отметить, что в соответствии с постановлением Правительства РФ от 2.04.2002г. №226 «Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» существует большое разнообразие тарифов на электроэнергию. Причем разнообразие тарифов не связано с механизмом государственного регулирования цен. Более того, именно государственное регулирование сдерживает развитие гибкой тарифной политики со стороны производителей и поставщиков электроэнергии. Множественность тарифов определяется особенностями производства и реализации тепловой и электрической энергии. Для этих видов энергоресурсов не существует эффективных способов аккумуляции и хранения достаточно большого количества энергии. Тепловые электростанции вырабатывают оба вида энергии. Причем потребность в электроэнергии имеет явные суточные и недельные колебания. Потребность в тепловой энергии имеет явную сезонную зависимость.

Кроме того, потребление тепла существенно зависит от температуры воздуха и имеет локальный характер. Нет возможности перераспределить тепловую энергию между различными регионами страны. Поэтому с развитием договорных отношений при определении тарифов на электроэнергию можно существенно снизить плату за электроэнергию зимой, в ночное время, при низкой температуре воздуха. Именно в этих условиях требуется наибольшая мощность электроподогрева. Таким образом, существует достаточно много возможностей оптимизировать стоимость электроэнергии для целей электроподогрева резервуаров нефтебаз и нефтепроводов. По-видимому, без оптимизации стоимости электроэнергии система электроподогрева экономически малоэффективна.

Последний раздел главы посвящен промышленному внедрению полученных новых технологических и организационных решений для повышения эффективности применения средств электроподогрева на действующих объектах. Для действующей нефтебазы определены оптимальные параметры системы электроподогрева резервуара для хранения масла. С учетом номенклатуры нефтепродуктов, их температуры застывания и минимальной температуры воздуха, проектом предусматривалось поддержание максимальной разности температур нефтепродукта и воздуха Д9 = 40°С. Для выполнения этого условия мощность электроподогрева, рассчитанная для системы постоянного действия, должна быть Система электроподогрева резервуаров проектирова-

лась с учетом рекомендаций по оптимизации тарифов на электроэнергию. Поэтому мощность электроподогрева выбиралась с учетом времени действия льготного тарифа Кроме того, предполагалось использование цирку-

ляционного подогрева для обеспечения температурного режима соседних резервуаров. Поэтому коэффициент мощности выбран К\у = 6. Промышленные испытания системы показали, что реальные параметры системы соответствуют расчетным. Показана возможность циклической эксплуатации системы электроподогрева при заданных параметрах = 8 ч. и Д0 = 40°С).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. При расчете тепловых режимов теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом необходимо учитывать особенности монтажа электронагревательных элементов на поверхности трубы. Учет особенностей распределения электронагревательных элементов на поверхности трубы имеет особое значение в случае разогрева трубопровода с застывшим нефтепродуктом. Эффективность системы электропрдогрева существенно снижается при расположении нагревательных элементов вдоль верхней образующей трубы.

2. Разработаны методы расчета переходных и периодических режимов работы системы путевого подогрева. Для получения надежных оценок переходных тепловых режимов трубопровода с путевым электроподогревом эффективно применение теорем сравнения.

3. На основе принципа максимума Понтрягина доказано, что оптимальное распределение мощности электроподогрева по длине нефтепровода соответствует особому режиму управления. Показана высокая эффективность оптимального управления по сравнению с равномерным распределением мощности по длине трубопровода.

4. Показана эффективность прогнозирования параметров надземных трубопроводов на основе метода имитационного моделирования с использованием банка данных о среднесуточных температурах воздуха вдоль трассы нефтепровода. Достоинство метода - единый подход к решению задач прогноза, позволяющий исследовать эффективность различных стратегий управления тепловыми режимами нефтепровода.

5. Показано, что неравновесные характеристики нефти, независимо от их физической природы, повышают порядок дифференциальных уравнений, описывающих тепловые и гидродинамические процессы. Это повышает погрешность методов решения обратных задач и снижает эффективность диагностирования осложненных режимов работы нефтепроводов.

6. Эффективным способом обеспечения надежности транспорта застывающих нефтепродуктов может стать система «аварийного электроподогрева», которую используют только в период остановки перекачки, обеспечивая поддержание температуры нефти выше критической. Система «аварийного» электроподогрева наиболее эффективна при комбинированной прокладке трубопроводов.

7. Показано, что при действующих тарифах стоимость электроэнергии для системы электроподогрева может быть снижена на 45% и более за счет оптимального управления системой электроподогрева.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах,

из которых первые 15 опубликованы в ведущих журналах и издательствах

в соответствии с перечнем ВАК РФ:

1. Черняев В.Д., Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. - М.: Недра, 1990. - 232 с.

2. Бахтизин Р.Н., Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Применение электроподогрева. - М.: Химия, 2004.-196с.

3. Пустовойт Г.П., Юкин А.Ф. Исследование влияния солнечной активности на процесс движения нефти в трубах // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1977. -№6. - С. 83 - 86.

4. Султанов Н.Ф., Юкин А.Ф. Оценка погрешности метода детерминирован -ных моментов при определении гидравлических характеристик трубопроводов // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1977. - №7. - С. 27 - 29.

5. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Применение самоорганизующейся модели для гидравлического расчета газожидкостных потоков в трубах // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1978. - №6. - С. 65-67

6. Юкин А.Ф. Распространение давления в трубопроводе с застывшей нефтью при возобновлении перекачки // Нефтяное хозяйство. - 1979. - №1.-С. 51-52.

7. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Определение оптимального объема резервуарного парка // Изв. вузов. Нефть и газ. -1980. - №1. - С. 69 - 71.

8. Юкин А.Ф. Неравновесные процессы в нефтепроводе при наличии в нефти внутренних преобразований // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1981. - №11. - С. 53 -56.

9. Фаттахов М.М., Юкин Л.Ф. Построение модели движения газоводонефтя-ных смесей в трубопроводах с помощью МГУА // Изв. вузов. Нефть и газ. -1982. - № И . - С. 69-71.

Ю.Галлямов А.К. Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф: О влиянии асфальтосмолистых веществ на интенсивность запарафинивания нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. - 1983. - №3. - С. 42-43.

11 .Галлямов А.К. Рахимов М.Э., Юкин А.Ф. Оптимизация параметров электроподогрева промысловых нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. — 1985. -№4. -С. 12-74.

12.Юкин А.Ф. Моделирование нестационарных тепловых процессов в теплоизолированных нефтепроводах // Изв. вузов. Нефть и газ. - 2003. - №5. - С. 63 - 69.

13.Юкин А.Ф., Хасанов М.Р- Моделирование тепловых процессов при разогреве трубопроводов с застывшим нефтепродуктом // Нефтегазовое дело. -2003. - № 1. - С. 213-221.

14.Бахтизин Р.Н., Хасанов М.Р., Юкин А.Ф Оптимизация электроподогрева железнодорожных цистерн для транспорта застывающих нефтепродуктов // Башкирский химический журнал. - 2003. - Т.4 - №10. - С. 47-49.

15.Юкин А.Ф., Хасанов МР., Мастобаев Б.Н., Бахтизин Р.Н. Исследование процессов транспорта и хранения вязких нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №7. - С. 110-111.

16.РД-39-3-22-77. Методическое руководство по статистическим исследованиям гидравлики газожидкостных потоков / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галля-мов, А.Ф. Юкин и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977. - 56 с.

17.РД-39-3-70-78. Временное методическое руководство по гидравлическому расчету транспорта неньютоновских нефтей / Л.Х. Мирзаджанзаде, Л.К. Галлямов, Л.Ф. Юкин и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978. - 96 с.

18.Методическое руководство по проведению планированных экспериментов к исследованию влияния различных добавок на реологические характеристики парафинистых нефтей / Л.Х. Мирзаджанзаде, Л.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978.-38 с.

19.Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Применение алгоритмов самоорганизации для исследования процессов запарафинивания нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1978. - №8. - С. 21-23.

20.Галлямов А.К., Юкин А.Ф. К расчету пуска трубопровода с застывшей нефтью // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1979. - №2.-С. 18-19.

21.Галлямов А. К. Шаммазов A.M., Юкин А.Ф. и др. Применение статистического дифференцирования для диагностирования течения газожидкостных смесей в горизонтальных трубах // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1979. -Вып.41.-С. 82-84.

22.Юкин А.Ф. Определение производительности нефтепроводов и объема ре-зервуарного парка головной насосной станции // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1979. - Вып.41. - С. 43-46.

23.Галлямов А.К. Султанов Н.Ф., Юкин А.Ф. и др. Определение оптимальной периодичности осмотра линейной части нефтепровода // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1979. - Вып.44. - С. 5 9- 61.

24.Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Использование метода группового учета аргументов при гидравлическом расчете двухфазных потоков в трубах // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и нефтебаз: Межвузовский НТС. - Уфа, 1980. - С. 39-43.

25.РД-39-30-475-80. Методическое руководство по определению неравновесных характеристик нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981. - 76 с.

26.Галлямов А.К. Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Определение оптимальных параметров системы совместного сбора и транспорта нефти и газа. // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1981. - Вып.51. - С. 49 - 51.

27.Галлямов А.К. Гумерова У.И., Юкин А.Ф. Оптимизация системы попутного электроподогрева нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1982. - №8. - С. 20 - 22.

28.Галлямов А.К. Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Моделирование процесса пара-финизации с использованием, алгоритмов самоорганизации // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов - 1982. - №9. - С. 14-16.

29.Юкин А.Ф. Влияние случайных факторов на точность теплового расчета трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1983. -№8. - С. 22-25.

30. Юкин А.Ф. Расчет периодического теплового режима нефтепровода с путевым электроподогревом // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1983. - Вып. 60. -С. 48-51.

31.Галяямов А.К. Рахимов М.Э., Юкин А.Ф. Выбор параметров электроподогрева для режима пуска нефтепровода // Трубопроводный транспорт нефти Западной Сибири: СНТ. - Уфа, 1983. - С. 15 - 20.

32. Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Методы диагностирования внутренней поверхности магистральных трубопроводов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-47 с.

33.Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Распространение тепла в средах при наличии внутренних преобразований // ИФЖ. - 1984. - №-5. - С. 829 - 831.

34.Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Теплообмен в реологически сложных средах с учетом внутренних преобразований // Материалы VII Всесоюзной конференции по теплообмену. - Минск, 1984. -Т.5. - 4.2. - С. 37 -41.

35.Юкин А.Ф. Учет надежности транспорта застывающих нефтей при выборе проектных решений // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - 1985. -№11.-С. 22-24.

36.Методическое руководство по контролю и регулированию реологических и тепловых свойств систем трубопроводного транспорта / Л.Х. Мирзаджанза-де, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985. - 136 с.

37.Бахтизин Р.Н., Умергалина Т.В., Юкин А.Ф. Расчет нестационарных тепловых режимов нефтепроводов с путевым электроподогревом // Методы освоения Западно-Сибирского нефтяного комплекса. —Тюмень. - 1985. - Вып. 65.-С. 47-50.-

38.Бахтизин Р.Н., Шаммазов A.M., Юкин А.Ф. Релаксационные тепловые процессы при фазовых переходах // ИФЖ. - 1985. - №4. - С. 639 - 642.

39.Юкин А.Ф., Умергалина Т.В. Применение имитационного моделирования для оценки вероятности застывания нефти в нефтепроводе при остановке перекачки // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: РНТС. — 1986. -Вып.4.-С. 14-17.

40.Галлямов, А.К. Сулейманов И.Н., Юкин А.Ф. Исследование некоторых особенностей оптимального управления системой путевого электроподогрева нефтепроводов // Актуальные вопросы трубопроводного транспорта: Сб. науч. трудов. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С. 49 - 53.

41.Галлямов А.К. Московский Б.А., Юкин А.Ф. Оптимальное управление стационарными режимами работы системы путевого электроподогрева нефтепроводов // Сбор, подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования: СИТ. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - С. 124 — 128.

42.Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Периодические режимы напорных течений с фазовым переходом // ИФЖ. - 1988. - №6. - С. 938-942.

43.Галлямов А.К., Мастобасв Б.Н., Муталов Д.И., Юкин А.Ф. Использование гибких электронагревательных лент для разогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 1988. - №3. - С. 19 - 20.

44.Юкин А.Ф. Помехоустойчивые статистические методы обработки данных // Управление в технических системах: Материалы: III Междунар. науч.-техн. конференции. - Ковров, 2000. - С. 47 - 48.

45.Юкин А.Ф. Оценка потенциала энергосбережения потребителей энергоресурсов // Региональные проблемы энергосбережения и пути решения: науч.-техн. конференция. - Нижний Новгород, 2002. - С. 143 - 144.

46.Юкин А.Ф. Обеспечение надежности транспорта застывающих нефтей // Трубопроводный транспорт — сегодня и завтра: Междунар. науч.-техн. конференция. - Уфа: УГНТУ, 2002. - С. 194-196.

47. Юкин А.Ф. Энергоэффективность и надежность транспорта застывающих нефтепродуктов // Энергоэффективные технологии: 4-й конгресс нефтегазо-промышленников России. - Уфа: Транстэк, 2003. - С. 29-32.

48.Пашин СТ., Байков И.Р., Юкин А.Ф., Юкин Г.А. Потенциал энергосбережения в ООО «Баштрансгаз» // III Российский энергетический форум. - Уфа: Транстэк, 2003. - С. 49 - 50

49.Байков И.Р , Юкин А.Ф. и др. // Комплексная программа Республики Башкортостан «Энергосбережение на 2003-2005гг.». - Уфа: УГНТУ, 2003.- 259с.

50. Хасанов М.Р., Юкин А.Ф., Мастобаев Б.Н., Нечваль A.M. Решение задачи оптимизации железнодорожного транспорта высоковязких нефтепродуктов при использовании электронагревательных лент // Новоселовские чтения: II Международная науч.-техни. конференция. - Уфа: УГНТУ, 2004. - С. 40.

51.Хасанов М.Р., Юкин А.Ф., Мастобаев Б.Н., Нечваль A.M. Исследование подогрева высоковязких нефтепродуктов при использовании электронагревательных лент // Новоселовские чтения: II Международная науч.-техни. конференция. - Уфа: УПГГУ, 2004. - С. 41.

Подписано в печать 8.09.2004. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Печать трафаретная. Печ. л. 3. Тираж 90 экз. Заказ 232.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. Адрес типографии: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

»1646%.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Юкин, Аркадий Федорович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ И НЕФТЕПРОДУКТОВ.

1.1 Трубопроводный транспорт высоковязких нефтей и нефтепродуктов в сложных условиях.

1.2 Исследования тепловых режимов нефтепроводов.

1.3 Исследования осложненных режимов работы нефтепроводов.

1.4 Способы подогрева вязких нефтепродуктов в транспортных емкостях и емкостях хранения.•••••••

1.5 Применение путевого электроподогрева для транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов.

1.6. Критерии оптимальности транспорта и хранения застывающих нефтепродуктов.

Выводы по главе.

ГЛАВА 2 РАСЧЕТ, ПРОГНОЗИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С ПУТЕВЫМ ЭЛЕКТРОПОДОГРЕВОМ.

2.1 Оценка тепловых потерь теплоизолированных нефтепроводов.

2.2 Расчет тепловых параметров теплоизолированных нефтепроводов с путевым подогревом.

2.3 Тепловые режимы нефтепроводов с диссипативным подогревом.

2.4 Прогнозирование тепловых потерь надземных нефтепроводов.

2.5 Оптимальное управление стационарными тепловыми режимами нефтепроводов с путевым электроподогревом.

2.6 Оптимальное управление путевым электроподогревом с учетом пунктов подогрева.

2.7 Учет температурных ограничений при выборе оптимального управления.

2.8 Оптимальное управление равномерно распределенным путевым подогревом.

Выводы по главе.

ГЛАВА 3 МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ В ТЕПЛОИЗОЛИРОВАННЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ.

3.1 Математическое описание нестационарных тепловых режимов теплоизолированных нефтепроводов с путевым подогревом.

3.2 Переходные тепловые режимы нефтепроводов с путевым подогревом.

3.3 Теоремы сравнения для оценки переходных тепловых режимов нефтепроводов с путевым подогревом.

3.4 Оценка неравномерности распределения температуры по поверхности трубопровода.

3.5 Периодические тепловые режимы нефтепроводов.

3.6 Тепловая восприимчивость надземных нефтепроводов к случайным колебаниям температуры воздуха.

3.7 Моделирование тепловых процессов в остановленном нефтепроводе.

3.8 Оптимальное управление процессом разогрева нефтепровода.

3.9 Оптимальное управление нестационарными тепловыми режимами нефтепроводов с путевым электроподогревом.

ЗЛО Оценка быстродействия системы разогрева нефтепровода.

Выводы по главе.

ГЛАВА 4 ДИАГНОСТИРОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ

ОСЛОЖНЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ.

4.1 Осложненные тепловые режимы на коротких участках нефтепроводов.

4.2 Распределение параметров осложненных режимов по длине нефтепровода.

4.3 Диагностирование осложненных тепловых режимов нефтепровода.

4.4 Релаксационные тепловые процессы в сложных реологических средах.

4.5 Идентификация параметров неравновесных процессов в сложных реологических средах.

4.6 Применение вероятностно-статистических методов для диагностирования и прогнозирования осложненных режимов работы нефтепроводов.

4.7 Прогнозирование осложненных тепловых режимов работы надземных нефтепроводов.

Выводы по главе.

ГЛАВА 5 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И

НЕФТЕПРОДУКТОВ.

5.1 Обеспечение надежности трубопроводного транспорта застывающих нефтей и нефтепродуктов.

5.2 Оптимизация железнодорожного транспорта застывающих нефтепродуктов.

5.3 Применение теории расплывчатых множеств при выборе параметров транспорта застывающих нефтепродуктов.

5.4 Особенности оптимизации параметров электроподогрева при индивидуальном энергоснабжении нефтебаз и перекачивающих станций.

5.5 Оптимизация стоимости электроэнергии для систем электроподогрева.

5.6 Промышленные испытания системы электроподогрева нефтепродуктов.

Выводы по главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов"

Актуальность проблемы

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса. «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи нефти как для внутреннего потребления, так и на экспорт, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.

Основной объём российской нефти в настоящее время добывается в Западной Сибири, в удалении от основных потребителей нефти и нефтепродуктов. Поэтому себестоимость и конкурентоспособность российской нефтяной промышленности во многом зависят от эффективности доставки нефти и продуктов ее переработки покупателю.

Себестоимость транспорта существенно возрастает в сложных климатических условиях севера. Это определяется рядом факторов, основными из которых являются низкие температуры и наличие вечной мерзлоты. При низких температурах большинство нефтей и многие нефтепродукты становятся высоковязкими жидкостями с явно выраженными неньютоновскими свойствами. Трубопроводный транспорт был и остается на сегодняшний день наиболее распространенным видом транспорта высоковязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов. В сложных климатических условиях часто приходится отказываться от испытанных традиционных схем сооружения и эксплуатации нефтепроводов. Разработка нетрадиционных проектов трубопроводного транс/ порта нефти требует более тщательной подготовительной работы, направленной на прогнозирование осложнений при эксплуатации нефтепровода и разработку методов их устранения. В этих условиях для обеспечения надежности транспорта требуется решение задач диагностирования и прогнозирования осложненных тепловых режимов работы нефтепроводов.

Альтернативные виды транспорта (железнодорожный и автомобильный) также сталкиваются с проблемой текучести нефтепродуктов при низких температурах окружающей среды. Нехватка, либо техническое несовершенство средств подогрева высоковязких нефтепродуктов, приводят к сверхнормативным срокам обработки цистерн и неполному сливу нефтепродуктов (в отдельных случаях остаток нефтепродукта в цистерне может достигать одной — полутора тонн). Часть этих остатков безвозвратно теряется из-за невозможности утилизации или реализуется как некондиционный продукт.

Поэтому задачи прогнозирования, диагностирования и оптимизации осложненных тепловых режимов транспорта высоковязких нефтей и нефтепродуктов являются актуальными.

Задачи исследований

1. Разработка методов расчета и прогнозирования стационарных тепловых режимов работы теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом.

3. Разработка методов оптимального управления системой путевого электроподогрева трубопроводов.

4. Прогнозирование тепловых режимов работы надземных трубопроводов с применением вероятностно - статистических методов и методов имитационного моделирования.

6. Обеспечение надежности транспорта и хранения застывающих нефтей и нефтепродуктов.

Научная новизна

3. Впервые поставлена задача оптимального управления тепловым режимом трубопровода с путевым электроподогревом. Задача поставлена в рамках математической теории управления. На основе принципа максимума Пон-трягина получено оптимальное распределение мощности путевого электроподогрева по длине трубопровода. Исследованы условия существования решения и общие закономерности финитного оптимального управления нестационарным тепловым режимом нефтепровода с путевым электроподогревом.

5. На основе теории катастроф исследованы осложненные тепловые режимы нефтепроводов с нарушенной тепловой изоляцией. Показано, что распределение по длине трубопровода слоя застывшего нефтепродукта подчиняется общей закономерности, описываемой катастрофой типа «сборки».

Практическая ценность работы

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

-Республиканской научно-технической конференции «Роль ученых в ускорении научно технического прогресса и в подготовке кадров». (Уфа, 1978 г.)

-VI Всесоюзном семинаре по гидравлике промывочных жидкостей и тампонажных растворов. (Астрахань, 1978 г.)

- научно-технической конференции "Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности». (Уфа, 1979 г.)

- Республиканской научно-технической конференции "Проблемы нефти и газа". (Уфа, УНИ,1981 г.)

- 11 зональной научно-технической конференции по комплексной программе РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири". (Тюмень, 1983 г.)

-Республиканской научно-технической конференции "Актуальные проблемы нефти и газа». (Уфа, 1984 г.)

- IV Всесоюзной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче". (Баку, 1984 г.)

- VI1 Всесоюзной конференции по теплообмену. (Минск, 1984 г.)

-Республиканской научно-технической конференции "Вузовская наука — научно-техническому прогрессу". (Уфа, 1986 г.)

- 111 Международной научно-технической конференции "Управление в технических системах." (Ковров, 2000 г.)

- IV конгрессе нефтегазопромышленников России. (Уфа:Транстэк, 2003г.)

- 111 Российском энергетическом форуме. (Уфа: Транстэк, 2003г.)

- 11 Международной научно-технической конференции «Новоселовские чтения». (Уфа: УГНТУ, 2004г.)

Публикации

По материалам диссертации опубликована 71 работа, в том числе 2 монографии, 1 тематический обзор, 35 статей, 27 тезисов докладов на научно-технических конференциях, 6 нормативных документов. 15 работ опубликовано в изданиях рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Юкин, Аркадий Федорович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. При расчете тепловых режимов теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом необходимо учитывать особенности монтажа электронагревательных элементов на поверхности трубы. Учет особенностей распределения электронагревательных элементов на поверхности трубы имеет особое значение в случае разогрева трубопровода с застывшим нефтепродуктом. Эффективность системы электроподогрева существенно снижается при расположении нагревательных элементов вдоль верхней образующей трубы.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Юкин, Аркадий Федорович, Уфа

1. А. С. 1002227 СССР, МКИ В 67 Б 5/00. Установка для нижнего слива нефтепродуктов из железнодорожных цистерн / В. П. Гончаров, Э. В. Шледевиц (СССР). № 3351557/28-13; Заяв. 20.10.81; Опуб. 07.03.83. Бюл. № 9.

2. А. С. 1146237 СССР, МКИ В 65 Э 88/74. Устройство для выгрузки из цистерн грузов с твердым осадком / В. П. Гончаров, Э. В. Шледевиц (СССР). -№3351557/28-13; Заяв. 01.07.82; Опуб. 23.03.85. Бюл. № 11.

3. А. С. 1171405 СССР, МКИ В 65 Э 88/74. Резервуар для вязких жидкостей / А. Н. Петрушин, А. Ф. Андриец, В. Е. Низовцев и др. (СССР). -№1146182/27-11; Заяв. 03.04.67; Опуб. 30.03.85. Бюл. № 29.

4. А. С. 1306849 СССР, МКИ В 65 Б 88/74. Устройства для разогрева паром застывающих продуктов в емкости / Ю. И. Савойский, С. И. Шабанов, А. М. Островский, В. П. Гончаров (СССР). №3903403/27-13; Заяв. 08.04.85; Опуб. 30.04.87. Бюл. № 16.

5. А. С. 233724 СССР, МКИ В 61 Э; В 61 в. Устройство для подогрева вязких жидкостей в железнодорожных цистернах при сливе / Н. Г. Болдов, С. И. Братцев, А. Н.Левенцов и др. (СССР). №1146182/27-11; Заяв. 03.04.67; Опуб. 30.03.69. Бюл. № 3.

6. А. С. 243652 СССР, МКИ В 61 О . Установка для подогрева и слива вязких жидкостей из железнодорожных цистерн / В. Е. Губин, В. П. Свиридов, А. Н. .Левенцов и др. (СССР). №1075332/27-11; Заяв. 10.15.66; Опуб. 05.08.69. Бюл. № 17.

7. А. С. 418421 СССР, МКИ В 65 Б 69/20. Способ слива высоковязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн / В. П. Свиридов, А. В. Сидоренко, М. В. Фокин (СССР). № 1712522/27-11; Заяв. 02.11.71; Опуб. 05.03.74. Бюл. №9.

8. А. С. 916354 СССР, МКИ В 65 Э 88/74. Способ выгрузки из цистерн наливных грузов с твердым осадком / В. П. Гончаров, Ю. Л. Корытько, Э. В. Шледевиц (СССР). №2920311/28-13; Заяв. 29.04.80; Опуб. 30.03.82. Бюл. № 12.

9. Абрамзон Л.С., Белоозеров В.А., Галлямов М.А., Иваницкий С.Н., Каспар И.Д., Нечипорчук В.И., Осередько Ю.С. Исследование работы горячего нефтепровода // НТС Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - №9. - С. 7-9.

10. Абрамзон JI.C., Белоозеров В.А., Губин В.Е. Особенности неизотермического течения вязкопластичных нефтей // Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1969. - №2 - С.62-66.

11. Абрамзон JI.C., Галлямов М.А., Михновский Е.П. Экспериментальное исследование теплоотдачи и гидравлики на «горячем» промышленном нефтепроводе // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. -№3.- С. 8-12.

12. Абрамзон Л.С., Губин В.Е., Дегтярев В.Н., Степанюгин В.Н. Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - 93с.

13. Абузова Ф. Ф., Репин В. В., Газизов В. Т. и др. Комплексные системы подогрева (КСП) и анализ эксплуатации // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1997. -№12-11. -С. 29-31.

14. М.Абузова Ф. Ф., Несговоров А. М., Репин В. В. Об экологической оптимизации систем подогрева вязких нефтепродуктов на нефтебазах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. — 1991. — №1.-С.9—И.

15. Абузова Ф. Ф., Репин В. В., Газизов В. Т. и др. Комплексные системы подогрева вязких нефтепродуктов в резервуарах и анализ эксплуатации // Ресурсо-и энергосбережение в республике Башкортостан: проблемы и задачи. Часть 1 : БГУ. Уфа, 1997. - С. 142-146.

16. Агапкин В.М. Переходные режимы работы надземных теплоизолированных нефтепроводов при изменении начальной температуры подогрева нефти // Изв. вузов. Нефть и газ. 1975. - № 8. - С. 75-79.

17. Агапкин В.М. Трубопроводы для транспортировки высоковязкой и застывающей нефти. М.: Информнефтегазстрой, 1982. — 140 с.

18. Агапкин В.М., Губин В.В. Пусковые режимы трубопроводов для транспорта вязких подогретых нефтей и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 43с.

19. Агапкин В.М., Кривошеин Б.Л., Юфин В.А. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1981. — 256 с.

20. Александров A.B. Надежность систем дальнего газоснабжения. М.: Недра,1976.-318 с.

21. Александров В.А., Тихонов В.В. Тепловые потери «горячего» трубопровода большого диаметра // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - №9.- С. 14-16.

22. Александров В.К., Тугунов П.И., Тихонов В.В. О тепловых потерях «горячего» трубопровода большого диаметра // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - № 1. - С. 10-17.

23. Альтгаузен А.П. Низкотемпературный электронагрев. М.: Наука, 1878.

24. Антипьев В.Н. Определение периодичности очистки нефтепровода от отложений парафина // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - №9. - С. 22-24.

25. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф. Парафинизация нефтепроводов. Уфа,1977.-79 с.

26. Арменский Е.А., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Запарафинивание коротких трубопроводов //Известия ВУЗов. «Нефть и газ». 1971. - №7. - С.71-73.

27. Арменский Е.А., Отмывка парафиновых отложений // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. -Уфа: УНИ. 1972. - вып. 4. С. 102-104.

28. Арутюнов С. А. Эксплуатация нефтебаз. М.: Недра, 1983. - 148 с.

29. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-199 с.

30. Баженов В. Ю., Загер Д. Е. Опыт эксплуатации электронагревательных элементов типа ЭНГЛ-180 в ПО «Киришинефтеоргсинтез» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1986. — №1. - С. 2-5.

31. Байков И.Р , Юкин А.Ф. и др. Комплексная программа Республики Башкортостан «Энергосбережение на 2003-2005». Уфа: УГНТУ, 2003. - 259 с.

32. Байков И.Р. Диагностирование и регулирование гидродинамических характеристик нефтегазопроводов: Дис д-ра технических наук. - Уфа, 1995. -378с.

33. Бахтизин Р.Н., Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Применение электроподогрева. М.: Химия, 2004. - 196с.

34. Бахтизин Р.Н., Умергалина Т.В., Юкин А.Ф. Расчет нестационарных тепловых режимов нефтепроводов с путевым электроподогревом // Методы освоения Западно-Сибирского нефтяного комплекса. — Тюмень: ЗАПСИБ-НИГНИ. 1985. - вып.65. - С. 47 - 50.

35. Бахтизин Р.Н., Хасанов М.Р., Юкин А.Ф. Оптимизация электроподогрева железнодорожных цистерн для транспорта застывающих нефтепродуктов // Башкирский химический журнал, 2003. Т.4. - №10. - С. 47-49.

36. Бахтизин Р.Н., Шаммазов A.M., Юкин А.Ф. Релаксационные тепловые процессы при фазовых переходах // ИФЖ, 1985. №4. - С. 639 - 642.

37. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Определение оптимального объема резервуарного парка // Известия ВУЗов Нефть и газ. Баку. - 1980. - №1. - С. 69 - 71.

38. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Периодические режимы напорных течений с фазовым переходом // ИФЖ, 1988. №6. - С. 938-942.

39. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Распространение тепла в средах при наличии внутренних преобразований // ИФЖ, 1984. №5. - С. 829 - 831.

40. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Теплообмен в реологически сложных средах с учетом внутренних преобразований // Материалы VII Всесоюзной конференции по теплообмену. Минск, 1984. - Т.5. - 4.2. - С. 37 -41.

41. Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И. Ротационные приборы. Измерение вязкости физико-механических характеристик материалов. М.: Машиностроение, 1968. - 272 с.

42. Белосельский Б.С. Топочные мазуты. М.: Энергия, 1978. - 256 с.

43. Беляев Ю.К., Гнеденко Б.В. Надежность и теория //В кн. Математическая энциклопедия. Т. 3. М., Советская энциклопедия. М., 1982.

44. Беннет К.О., Майерс Дж. Е. Гидродинамика, теплообмен и массообмен. М., 1966.

45. Блоки электронагревателей БЭР // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1983. №3 .- С. 38.

46. Богданов Н.Ф., Переверзев А.Н. Депарафинизация нефтяных продуктов. — М.: Гостоптехиздат, 1961. 247 с.

47. Болдов Н. Г., Свиридов В. П., Сидоренко А. В. и др. Слив вязких нефтепродуктов из железнодорожных цистерн // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 1982. — №1. — С. 28-31.

48. Бондаренко П. М., Логинов В. В., Степанюгина М. П. Электрообогрев трубопроводов при перекачке высоковязких нефтей и нефтепродуктов // Тема-тич. науч.-техн. обзор. -М.: ВНИИОЭНГ, 1976.- 68 с.

49. Боничук Н.В. Введение в оптимизацию конструкций. М.: Наука, 1986.

50. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: Недра,1982.

51. Буевич Ю.А., Ясников Г.П. О применении методов неравновесной термодинамики для описания релаксационных эффектов в процессах добычи, транспорта и обработки нефти // Нефть и газ. 1981. - № 10. - С. 54 - 59.

52. Вапнярский И.В. Оптимальный режим особый // В кн. Математическая энциклопедия. Т.4. - М.: Советская энциклопедия, 1984.

53. Василенко В.В. Термическое сопротивление грунта в зоне прокладки канальных теплотрасс // Изв. Ростов, гос. строит, ун-та. Ростов, 1998. - №3. -С.214-215.

54. Вязунов Е.В., Дымшиц Л.А. Определение полного коэффициента теплопередачи по результатам эксплуатации магистрального трубопровода // Нефтяное хозяйство, 1976. №12. - С. 59-60.

55. Галлямов А.К., Гумерова У.И., Юкин А.Ф. Оптимизация системы попутного электроподогрева нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1982. №8. - С. 20 - 22.

56. Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н., Муталов Д.И. Юкин А.Ф. Использование гибких электронагревательных лент для разогрева нефтепродуктов в железнодорожных цистернах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. №3. - С. 19 - 20.

57. Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Методы диагностирования внутренней поверхности магистральных трубопроводов. М.: ВНИИОЭНГ,1983.-47 с.

58. Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Моделирование процесса пара-финизации с использованием алгоритмов самоорганизации // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1982. №9. - С. 14 — 16.

59. Галлямов А.К., Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. О влиянии асфальтосмолистых веществ на интенсивность запарафинивания нефтепроводов И Нефтяное хозяйство, 1983. №3. - С. 42 - 43.

60. Галлямов А.К., Рахимов М.Э., Юкин А.Ф. Выбор параметров электроподогрева для режима пуска нефтепровода // Трубопроводный транспорт нефти Западной сибири. Уфа, 1983. - С. 15 - 20.

61. Галлямов А.К., Рахимов М.Э., Юкин А.Ф. Оптимизация параметров электроподогрева промысловых нефтепроводов // Нефтяное хозяйство, 1985 -№4. С. 72 - 74.

62. Галлямов А.К., Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Определение оптимальных параметров системы совместного сбора и транспорта нефти и газа // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗАПСИБНИГНИ. - 1981. - Вып.51. - С. 49 -51.

63. Галлямов А.К., Сулейманов И.Н., Юкин А.Ф. Исследование некоторых особенностей оптимального управления системой путевого электроподогрева нефтепроводов // Актуальные вопросы трубопроводного транспорта. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С. 49 - 53.

64. Галлямов А.К., Султанов Н.Ф., Юкин А.Ф. и др. Определение оптимальной периодичности осмотра линейной части нефтепровода // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗАПСИБНИГНИ. - 1979. - Вып.44. - С. 59-61.

65. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Сахарова JI.A., Юкин А.Ф. Применение самоорганизующейся модели для гидравлического расчета газожидкостных потоков в трубах // Изв. вузов. Нефть и газ, 1978. №6. — С. 65 - 67.

66. Галлямов А.К., Шаммазов A.M., Юкин А.Ф. и др. Применение статистического дифференцирования для диагностирования течения газожидкостных смесей в горизонтальных трубах // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗАПСИБНИГНИ. - 1979. - Вып.41. - С. 82 - 84.

67. Галлямов А.К., Юкин А.Ф. К расчету пуска трубопровода с застывшей нефтью // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №2. - С. 18 — 19.

68. Гаррис H.A., Максимова С.А., Новоселов В.В. Фактор переувлажнения грунта: его влияние на трубопровод // Строительство трубопроводов, 1991. -№4. С. 29-30.

69. Гаррис H.A., Тугунов П.И. Определение времени безопасной работы горячего трубопровода при уменьшении производительности // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1975. №6. - С. 11-13.

70. Геотехнические вопросы освоения Севера / Под ред. О.Б. Анднрсленда и Д.М. Анднрсена. М.: Недра, 1983.

71. Гончаров В. П. Обоснование рациональной подачи теплоносителя в процессе удаления твердой фазы при сливе железнодорожных цистерн продуктов с двухфазной средой // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1984. -№3 С. 12-16.

72. Гончаров В. П. Слив из железнодорожных цистерн высоковязких нефтепродуктов и других грузов с двухфазной средой // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1989. -51с.

73. Гончаров В. П. Способ удаления застывающих и кристаллизующихся наливных грузов из железнодорожных цистерн // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988 .— №3 С. 22-24.

74. Григоращенко Т.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Швецов И.А. Исследование влияния обработки на реологические свойства неньютоновских систем // Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1977. - №7. - С.44-46.

75. Губанов Б.Ф., Жуйко П.В., Пелевин В.В., Челинцев С.Н., Мингалимов Х.Я. Снижение пускового давления в нефтепроводах при перекачке парафини-стых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977. №5. -С. 3-6.

76. Губин В. Е. Слив и налив нефтей и нефтепродуктов. М.: Недра, 1972. -192с.

77. Губин В.Е. Транспортировка вязких нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1967.-№11.-С. 21-24.

78. Губин В.Е., Гоник A.A., Емков A.A. Физико-химические основы применения ПАВ в трубопроводном транспорте высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство, 1976. №7. - С.59-60.

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

80. Губин В.Е., Мансуров Ф.Г., Тюпа А.Н., Горбунова М.И., Хабибуллина С.С. Инструкция по очистке магистральных трубопроводов от внутренних отложений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1972. - 57 с.

81. Гусейн-заде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. М.: Недра, 1981. — 232 с.

82. Дадонов Ю.А. Управление промышленной безопасностью в новых экономических условиях // Безопасность труда в промышленности, 2001. №1. - С. 10-15.

83. Девликамов В.В., Рогачев М.К. Влияние ПАВ на реологические свойства нефти // Нефтяное хозяйство, 1976. №7. - С.29-31.

84. Девликамов В.В., Салимгареев Т.Ф. О тиксотропности нефти // Вопросы бурения скважин и добыча нефти и газа. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1972. - С. 107-110.

85. Девликамов В.В., Салимгареев Т.Ф. О тиксотропности пластовой нефти // Изв. вузов. Нефть и газ, 1973. - №9. - С.43-45.

86. Девликамов В.В., Хабибулин З.А. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии // Нефтяное хозяйство, 1968. -№10. С.38-41.

87. Дегтярев В.Н., Данилов В.И. Влияние термообработки на температуру застывания маловязких парафинистых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971. №3. - С. 18-20.

88. Дегтярев В.Н., Палий П.А., Меркулов В.П. Результаты термообработки нефти на пилотной установке // Нефтяное хозяйство, 1978. №3. - С. 52-55.

89. Диденко B.C. Некоторые процессы, происходящие в высокопарафинистых нефтях при хранении // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971.-№11.-С. 17-19.

90. Диденко B.C., Дегтярев В.Н. Исследование условий пуска нефтепровода с застывшей нефтью // Нефтяное хозяйство, 1977. №3. - С.44-47.

91. Диденко B.C., Дегтярев В.Н. Совместная термическая обработка высокопарафинистых и высокосмалистых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1971. №7. - С. 10-12.

92. Дубина Н.М., Красовицкий Б.А. Теплообмен и механика взаимодействия трубопроводов и скважин с грунтами. — Новосибирск, 1983.

93. Дытюк JI.T. Пути улучшения реологических свойств нефтей // Нефтяное хозяйство, 1969. №8. - С.38-42.

94. Дьярмати И. Неравновесная термодинамика. Теория поля и вариационные принципы. М.: Мир, 1974. - 304 с.

95. Едигаров А. С. Расчет времени полной разгрузки железнодорожных цистерн при внешнем обогреве // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1980.- №12.-С. 13-16.

96. Еремин И. И. Выбор необходимой теплостойкости электронагревательных лент при спиральном способе установки на трубопровод // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1979. — №2. — С. 19-21.

97. Еремин И. И. Методика расчета коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов с путевым подогревом // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. -№1. С. 27-29.

98. Еремин И. И. Температурный режим электрообогреваемого трубопровода при спиральном расположении нагревательных лент // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1978. — №1. С. 9-11.

99. Еремин И. И., Красовицкий Б. А. Применение интегрального метода теплового баланса для исследования разогрева застывших нефтепродуктов в трубопроводах гибкими электронагревателями // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1978. №12. - С. 13-16.

100. Зайцев Ю.В., Хасаев A.M., Милинбеков A.C., Салимов Т.И. О структурно-механических свойствах Узеньских нефтей // Нефтяное хозяйство, 1967. -№8. С.64-67.

101. Зарубежный опыт теплоизоляции и подогрева горячих технологических трубопроводов (референт Н. В. Старков) // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1983. №4. - С. 18-21.

102. Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопроводов России // Трубопроводный транспорт нефти, 1997. №10. - С.26-31.

103. Ивахненко А.Г. Долгосрочное прогнозирование и управление сложными системами. — Киев: Техника, 1975. — 311 с.

104. Ивахненко А.Г., Зайченко Ю.П., Дмитриев В.Д. Принятие решений на основе самоорганизации. М.: Советское радио, 1976. — 280 с.

105. Исламов И.А., Коротченко А.Г., Боясон P.M. Оценка фактических значений коэффициентов теплоотдачи газопроводов большого диаметра. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

106. Казубов А. И. Современные теплоизоляционные материалы // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: информ. обзор М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

107. Казубов А. И. Строительство теплоизолированного мазутопровода // Строительство трубопроводов, 1986. — №5. С. 25-26.

108. Казубов А. И. Что дает применение пенополиуретановой изоляции // Нефтяник, 1985.-№10.-С. 6-8.

109. Караев O.A. Оценка и регулирование гидравлических характеристик неньютоновских нефтей в трубопроводном транспорте при нестационарном течении: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа, 1978.

110. Клементьев А.Ф. Устойчивость магистральных трубопроводов в сложных условиях. М.: Недра, 1985.

111. Комплект электрогрелок К2 ГТЦ-18 // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. №5. - С. 26.

112. Красовицкий Б.А. // ИФЖ. 1986. Т.51. - № 5. с. 802-809.

113. Корщак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Уфа: Ди-зайнПолиграфСервис, 2001. - 543 с.

114. Кузнецов П.Б., Лебедич С.П., Рабинович Е.З., Шириазданов Ф.М. Определение оптимальных сроков и оценка экономической эффективности пропуска очистных устройств по нефтепроводам // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1969. №11. - С. 9-14.

115. Кутуков С. Е. Эксплуатация магистральных трубопроводов, проложенных в районах распространения многолетне мерзлых грунтов: Дис-канд. техн. наук. - Уфа, 1993. - 135 с.

116. Лейбензон Л.С. Собрание трудов. Т.З. М.: АН СССР, 1955. - 673 с.

117. Ленты нагревательные керамические ЛНК // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. — №5. — С. 23-24.

118. Лыков A.B., Берковский Б.М. Законы переноса в неньютоновских жидкостях. В сб.: Тепло- и массообмен в неньютоновских жидкостях. - М.: Энергия, 1968.-С. 3-14.

119. Люшин С.Ф., Репин H.H. О влиянии скорости потока на интенсивность отложений парафина. — 1965. С. 157-165.

120. Макаров A.A., Волкова Е.А., Веселов Ф.В., Макарова A.C. Перспективы развития российской электроэнергетики. ТЭК, 2002. - №1. - С. 74-77.

121. Мансуров H.H. Исследование процесса парафинизации и поддержание пропускной способности магистральных нефтепроводов: Автореферат канд. техн. наук. Уфа, 1974.

122. Мансуров H.H., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Гаррис H.A. Уточнение гидравлического расчета «горячих» нефтепроводов // Нефтяное хозяйство, 1970. №9. - С.61-62.

123. Мансуров Ф.Г., Губин В.Е., Абрамзон Л.С. Влияние отложений парафина на температурный режим «горячего» нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1967. №5. - С. 3-6.

124. Мастобаев Б.Н., Юкин А.Ф. Применение алгоритмов самоорганизации для исследования процессов запарафинивания нефтепровода. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1978. №8. — С. 21-23.

125. Махов А. Ф., Якимовец Н. Л., Игнатьев Н. П. И др. Установка разогрева и слива присадок из железнодорожных цистерн // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1982. №1. - С. 26-27.

126. Мацкин Л. А., Черняк И. Л., Илембитов М. С. Эксплуатация нефтебаз. -М.: Недра, 1975.-392 с.

127. Межирицкий Л. М. Оператор нефтебазы. — М.: Недра, 1976. 239 с.

128. Методика расчета эксплуатационных режимов теплоизолированных ма-зутопроводов. Уфа: УНИ, 1979. - 163 с.

129. Методическое руководство по контролю и регулированию реологических и тепловых свойств систем трубопроводного транспорта / Мирзаджанзаде А.Х. Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1985. - 136 с

130. Методическое руководство по проведению планированных экспериментов к исследованию влияния различных добавок на реологические характеристики парафинистых нефтей / Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов А.К.,.Юкин А.Ф. и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978. - 38 с.

131. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении и нефтедобыче. — Баку: Азнефтьиздат, 1959. -409с.

132. Мирзаджанзаде А.Х., Булина И.Г., Галлямов А.К., Шерстнев Н.М., Назаров A.A. О влиянии асфальтенов на гидравлические сопротивления при движении нефтей // Инженерно-физический Журнал. 1973. - Т.25. - №6. -С.1023-1026.

133. Мирзаджанзаде А.Х., Галлямов А.К., Марон В.И., Юфин В.А. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1984-287 с.

134. Мирзаджанзаде А.Х., Константинов H.H., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. О прогнозировании некоторых параметров для проектирования и эксплуатации магистральных трубопроводов // Нефтяное хозяйство, 1969. № 9. -С.57-60.

135. Михайлов Н.В. О текучести и прочности структурированных жидкостей // Колоидный журнал, 1955. Т. 17. - Вып. 2.

136. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплоотдачи. М.: Энергия, 1973. -319с.

137. Михеев Ю. М., Овчинин Д. И. Передвижные резервуары и тара для хранения и транспортирования нефтепродуктов: тематич. обзор. Сер. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-66 с.

138. Мусин М. Ф., Шалавин Н. Г., Чураков Б. П., Барсуков Г. Я. Переоборудование эстакады слива нефти // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1982. — №6. С. 17-18.

139. Неустановившийся теплообмен подземных трубопроводов / В.М. Агап-кин, Б.А. Красовицкий, Б.Л. Кривошеин, В.П. Радченко. Изв. АН СССР. Сер.: Энергетика и транспорт, 1983. - №3. - С. 163-169.

140. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред. М.: Наука, 1978. -336 с.

141. Новоселов В.В Влияние различных факторов на значение эффективного коэффициента теплопроводности грунта // Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. ВНИИОЭНГ, 1985. - №9. - С. 5-8.

142. Новоселов В.В. Тепловые режимы магистральных трубопроводов в сложных геогидрологических условиях прокладки: Дис-д-ра техн. наук — Уфа, 1996. 368 с.

143. Новоселов В.В. О рациональной эксплуатации трубопровода, перекачивающего с предварительным подогревом, при плановых недогрузках // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. ВНИИОЭНГ, 1984. — №4. - С. 34 -36.

144. Новоселов В.В., Гаррис H.A. Варианты циклической эксплуатации неизотермических трубопроводов при временной недогрузке. // Транспорт и хранения нефти и нефтепродуктов, 1983. — №2. С. 10—11.

145. Новоселов В.В., Гаррис H.A., Тугунов П.И. Особенности теплообмена подземного неизотермического трубопровода при высоком уровне грунтовых вод // Транспорт и хранение нефти. ВНИИОЭНГ, 1988. - №4. - С. 610.

146. Новоселов В.Ф. Исследование режимов работы магистральных нефтепроводов при различных степенях загрузки: Автореферат д-ра техн. наук-Уфа, 1973

147. Новоселов В.Ф., Муфтахов Е.М., Муфтахова В.Н. Исследование влияния температуры окружающей среды на процесс застывания. // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. Уфа, 1975. - С. 35 - 40.

148. Новоселов В.Ф., Муфтахов Е.М., Муфтахова В.Н. Теплогидравлический расчет подземных трубопроводов при переменной температуре окружающей среды // Проблемы нефти и газа Тюмени, 1977. Вып. 34. - С.41-45.

149. Панарин В. Р. Сопутствующий обогрев трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1979. №3. - С. 22—24.

150. Панов Ю. Е. Технология перекачки высоковязких нефтей включая северные районы. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 36 с.

151. Пиядин М.Н. Исследование течения тиксотропных вязкопластичных нефтей в трубопроводах: дис. канд. техн. наук Уфа, 1976.

152. Пустовойт Г.П., Юкин А.Ф. Исследование влияния солнечной активности на процесс движения нефти в трубах. // Изв. вузов. Нефть и газ, 1977. №6. -С. 83 - 86.

153. Рабинович Е.З., Кузнецов Е.П. Борьба с парафинизацией магистральных нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. 75 с.

154. РД-39-30-475-80. Методическое руководство по определению неравновесных характеристик нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981. - 76 с.

155. РД-39-3-22-77. Методическое руководство по статистическим исследованиям гидравлики газожидкостных потоков / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1977. - 56 с.

156. РД-39-3-70-78. Временное методическое руководство по гидравлическому расчету транспорта неньютоновских нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галлямов, А.Ф. Юкин и др. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1978. - 96 с.

157. Репин В. В., Латыпов Р. Ш. К вопросу использования вторичных энергоресурсов при подогреве вязких нефтепродуктов // Проблемы нефтегазового комплекса России: Всероссийская научно-техническая конференция. Уфа, 1995.-С. 155.

158. Рыбаков К. В., Митягин В. А. Автомобильные цистерны для нефтепродуктов: Устройство и особенности эксплуатации. — М.: Транспорт, 1989. -240 с.

159. Рыбаков К. В., Митягин В. А., Турчанинов В. Е. Перевозки нефтепродуктов специальным автомобильным транспортом // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. М.: ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1989. -51 с.

160. С. де Гроот, П. Мазур Неравновесная термодинамика — М.: Мир, 1964. -456 с.

161. Салатенян И.З., Требин Г.Ф., Фокеев В.М. К вопросу о влиянии скорости движения нефти на интенсивность отложения парафина в трубах // Изв. вузов Нефть и газ, 1960. № 10. - С.49-55.

162. Салатенян И.З., Фокеев В.М. О скорости роста отложений парафина в трубах // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. Баку, 1960. - № 9. - С.53-60.

163. Саханов А.Н., Кащеев A.A. К вопросу о перекачке парафинистых нефтей и мазутов по трубопроводам // Государственное научно-техническое, горногеологическое издательство. Нефтяное хозяйство. — М:, 1925. Т.9. — №8. -С. 175-180.

164. Сахарова JI.A., Юкин А.Ф. Использование метода группового учета аргументов при гидравлическом расчете двухфазных потоков в трубах. // Проектирование строительство и эксплуатация магистральных нефтепроводов и неф тебаз. Уфа, 1980. - С. 39-43.

165. Свиридов В. П., Сидоренко А. В., Петрушин А. Н. и др. Способы и средства налива (слива) нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1985.-С. 70

166. Система типовая унифицированная комплексного электроподогрева нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. №5. - С. 24-26.

167. Сковородников Ю.А., Сазонов О.В., Скрипников Ю.В. Новый способ применения депресаторных присадок при перекачке высокопарафинистых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1977. №3. - С. 911.

168. Скрипников Ю.В., Сковородников Ю.А., Антонова Т.А., Фролова JI.A. Применение присадок при перекачке высоко-парафинистых нефтей // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1973. №2. - С. 3-6.

169. Соннинский А. В. Устройство для попутного подогрева теплоизолированных водоводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981.-№7.-С. 24-27.

170. Соннинский А. В. Устройство для электроподогрева стальных резервуаров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №5. - С. 30-34.

171. Сыртланов Р.Ш. Расчет и исследования тепла трения в трубопроволеом транспорте нефти и нефтепродуктов: Дис. — к-та техн. наук. Уфа, 1980. -180 с.

172. Султанов Н.Ф., Юкин А.Ф. Оценка погрешности метода детерминированных моментов при определении гидравлических характеристик трубопроводов // Изв. вузов. Нефть и газ, 1977. №7. — С. 27 - 29.

173. Типовая модульная система электроподогрева нефтепродуктопроводов Dy= 100-3 00 мм // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988.-№5.-С. 13.

174. Токарев Ю.Н. Метод расчета неустановившегося теплообмена трубопровода // Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности: Сер. "Сооружение линейной части трубопроводов". М.: Информнефтегаз-строй, 1983. - № 2. - С.8-9.

175. Тронов В.П., Сучков Б.М. Влияние некоторых факторов на отложение парафина // Борьба с отложениями парафина. — М.: Недра, 1965. С.63-72.

176. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Под ред. В.А. Юфина. М.: Недра, 1979. - 194 с.

177. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1984. - 224 с.

178. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» трубопроводов: Автореферат дис. д-ра техн. наук. — М., 1970.

179. Тугунов П.И., Гаррис Н.А., Гималетдинов Г.М. Влияние сезонного изменения влажности на работу «горячего» магистрального трубопровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1981. №10. - С. 3-5.

180. Тугунов П.И., Кузнецова Н.А., Новоселов В.Ф. Оптимальное число циклов при циклической эксплуатации «горячих» тпубопроводов. // Известия вузов. Нефть и газ, 1968. №11. - С.77-81.

181. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. О коэффициенте теплоотдачи подземного трубопровода в процессе его охлаждения // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1968. №4. - С. 7-9.

182. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Пуск «горячего» трубопровода в эксплуатацию после его сооружения // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. Уфа: УНИ, 1972. - вып. 4. - С.149-156.

183. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. М.: Недра, 1973. — 88 с.

184. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975. - 248 с.

185. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Иванова Л.И. Упрощенный расчет «горячего» трубопровода при циклическом режиме его эксплуатации // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1967. №4. - С.8-11.

186. Угрюмова С. Д., Шкодин В. П. Интенсификация подогрева мазута в цистернах при сливе // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1987. №6. - С. 25-27.

187. Установка местного подогрева // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1983. №3. - С. 37-38.

188. Установка УСН-150-ХЛ1 // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. — №5. С. 14.

189. Устройство с электронагревательными элементами для перевозки битума и аналогичных материалов (референт Н. А. Пинчук) // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1984. №6. - С. 20-21.

190. Устройство с электроподогревом для налива темных нефтепродуктов в автоцистерны СНА // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988. №5. - С. 18-19.

191. Ушаков С.С., Борисенко Т.М. Экономика транспорта топлива и энергии. -М.: Энергия, 1980.-191 с.

192. Фаттахов М.М., Юкин А.Ф. Построение модели движения газоводонеф-тяных смеси в трубопроводах с помощью МГУА. // Изв. вузов. Нефть и газ, 1982. -№11. С. 69-71.

193. Фоменко И.Е. Фильтрация девонской нефти Ромашкинского месторождения через пористую среду // Нефтяное хозяйство, 1968. №8.- С.28-32.

194. Фонарев 3. И. Электроподогрев трубопроводов, резервуаров и технологического оборудования в нефтяной промышленности. Л.: Недра, 1984.-148с.

195. Фонарев 3. И., Павлова Л. В. Применение электронагревательных устройств для операций с вязкими нефтепродуктами на нефтебазах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1987. -№3.-С.22-25.

196. Фонарев З.И. Электроподогрев трубопроводов на нефтебазах. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

197. Фрязинов В. В., Грудников И. Б. Транспортирование и хранение нефтяных битумов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1981.-40 с.

198. Фрязинов В. В., Смирнов Л. П., Грудников И. Б. Зарубежный опыт хранения, затаривания и транспортирования битумов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1981. №1. - С. 13-15.

199. Харламенко В.И. Яблонский B.C. К определению критического числа при замещении высоковязких нефтепродуктов. Изв. вузов. Нефть и газ, 1963. -№10.- С. 71-76.

200. Хасанов М.Р., Мастобаев Б.Н., Нечваль A.M. Разогрев вязких нефтепродуктов при их хранении и отпуске внешними подогревателями // Трубопроводный транспорт сегодня и завтра: Международная научно-техническая конференция. - Уфа, 2002. - С. 122-123.

201. Хасанов М.Р., Юкин А.Ф., Мастобаев Б.Н., Нечваль A.M. Исследование подогрева высоковязких нефтепродуктов при использовании электронагревательных лент // Новоселовские чтения: II Международная научно-техническая конференция Уфа, С. 41

202. Хизгилов И. X. О рациональном использовании электроэнергии на нефтебазах // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1980. №7. — С. 26-28.

203. Хизгилов И. X. Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов на нефтебазах и нефтепродуктопроводах: Справочное пособие. — М.: Недра, 1988.-187 с.

204. Химельблау Д. Анализ процессов статистическими методами — М.: Мир, 1973.-957 с.

205. Цветков JI.A. Транспорт парафинистых и эмульсионных нефтей по промысловым нефтепроводам: Автореферат на соискание ученой степени канд. техн. наук. Куйбыщев, 1953.

206. Цистерны. (Устройство, эксплуатация, ремонт): Справочное пособие / В. К. Губенко, А. П. Никодимов, Г. К. Жилин и др. — М.: Транспорт, 1990.-151с.

207. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. — М.: Недра, 1975.-295 с.

208. Черкасов Н.М. Экспериментальные исследования переходных процессов на магистральном нефтепроводе диаметром 1220 мм // республиканская на-уч.-техн. и науч.-метод. конференция. Уфа.: УНИ, 1978. - 54 с.

209. Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз. М.: Гостоптехиз-дат, 1955.-522 с.

210. Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. — М.: Гостоп-техиздат, 1958. 163 с.

211. Черняев В.Д. Галлямов А.К., Юкин А.Ф., Бондаренко П. М. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. М.: Недра, 1990. -232 с.

212. Чубов В.А. Электроподогрев стальных трубопроводов // Водоснабжение и санитарная техника, 1985. №4. - С. 23-26.

213. Чудновский. А.Ф. Теплофизика почв. М.: АН СССР, 1976. - 352с.

214. Шабанов С. И., Гончаров В. П., Литвяк Л. В., Савойский Ю. И. Устройство для разогрева застывающих грузов в цистернах // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1983. №6. — С. 17-18.

215. Шаммазов A.M. Диагностирование и оптимизация режимов работы трубопроводов в осложненных условиях эксплуатации: Дис-д-ра техн. наук — Уфа, 1985.-318 с.

216. Шишкин Г. В. Справочник по проектированию нефтебаз. Л.: Недра, 1978.-216 с.

217. Шульман З.П., Хусид Б.М., Зальцгендлер Э. А. Теплообмен при течении термочувствительных неньютоновских жидкостей в длинных каналах: препринт ИТМО АН БССР №22. Минск, 1982

218. Шутов А. А., Бондаренко П. М., Рябуха В. Г. и др. Трубопроводный транспорт высоковязких и застывающих нефтей по теплоизолированным трубопроводам с электроподогревом. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 56 с.

219. Шухов В.Г. Трубопроводы и их применения в нефтяной промышленности. С-Пб, 1895.-220с.

220. Щербаков А. 3. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов с подогревом. М.: Недра, 1981. - 220 с.

221. Электрогрелка ГТ18Ц // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1983. №3. - С. 38.

222. Элемент нагревательный гибкий кабельный взрывозащищенный ЭН-ГКЕх-180 // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 1988.-№5.-С. 28.

223. Юкин А.Ф. Влияние случайных факторов на точность теплового расчета трубопроводов. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1983. -№8.-С. 22-25.

224. Юкин А.Ф. Моделирование нестационарных тепловых процессов в теплоизолированных нефтепроводах // Изв. вузов. Нефть и газ, 2003. №5. — С. 63-69.

225. Юкин А.Ф. Неравновесные процессы в нефтепроводе при наличии в нефти внутренних преобразований. // Изв. вузов. Нефть и газ, 1981. №11. -С. 53-56.

226. Юкин А.Ф. Обеспечение надежности транспорта застывающих нефтей. // Трубопроводный транспорт сегодня и завтра: Международная научно-техническая конференция. - Уфа: УГНТУ, 2002. - С. 194-196.

227. Юкин А.Ф. Определение производительности нефтепроводов и объема резервуарного парка головной насосной станции. // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗАПСИБНИГНИ, 1979. - Вып.41. - С. 43 - 46.

228. Юкин А.Ф. Помехоустойчивые статистические методы обработки данных. // Управление в технических системах: III международная науч.-техн. конференция. Ковров, 2000. - С. 47 - 48.

229. Юкин А.Ф. Оценка потенциала энергосбережения потребителей энергоресурсов. // Региональные проблемы энергосбережения и пути решения. -Нижний Новгород, 2002. С. 143 - 144.

230. Юкин А.Ф. Распространение давления в трубопроводе с застывшей нефтью при возобновлении перекачки. // Нефтяное хозяйство, 1979 №1. - С. 51 -52.

231. Юкин А.Ф. Расчет периодического теплового режима нефтепровода с путевым электроподогревом. // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗАПСИБНИГНИ, 1983. - Вып.60. - С. 48 - 51.

232. Юкин А.Ф. Учет надежности транспорта застывающих нефтей при выборе проектных решений. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985. -№11.-С. 22-24.

233. Юкин А.Ф. Энергоэффективность и надежность транспорта застывающих нефтепродуктов. // Энергоэффективные технологии: IV конгресс нефте-газопромышленников России. Уфа: Транстэк, 2003. - С. 29-32.

234. Юкин А.Ф., Умергалина Т.В. Применение имитационного моделирования для оценки вероятности застывания нефти в нефтепроводе при остановке перекачки. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1986. Вып.4. -С. 14-17.

235. Юкин А.Ф., Хасанов М.Р. Моделирование тепловых процессов при разогреве трубопроводов с застывшим нефтепродуктом. // Нефтегазовое дело, 2003.-№1.-С. 213-221.

236. Юфин А.Ф., Белоусов В.Д., Блейхер З.М., Немудров А.Г., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. — М.: Недра, 1978. 497с.

237. Яблонский B.C., Белоусов В.Д. Проектирование нефтегазопроводов. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 292 с.

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

239. Ясников Г.П., Бедоусов B.C. Эффективные термодинамические функции газа с твердыми частицами. ИФЖ, 1978. - Т. 34. - № 6. - С. 1085 - 1089.

240. Akagi S. Heat Transfer in Oil Tanks of Ship // Japan Shipbuilding and Mar. Eng. 1969.- V. 4.- №2.- P. 26-35.

241. Ando Masao, Othmer D. F. Heating pipelines with electrical skin current // Chemical Engineering 1970-V. 77.-№5.-P. 154-158.

242. Angel F. «Which» type of electric trace heater // The Heating and Ventilating Engineer 1979.-June.-P. 26-29.

243. Arctic pipeline sagging "Eng. News Rec", 1984, 213, N 23, 21.

244. Cheng D. Cone-and-Plate Viscosimetry Explicit Formulae Shear Stress and Shear Rate and the Determination of Inelastic Thixotropic Properties. "Brit. J. Appl.Phys.", 1966, vol. 17, №2, pp. 253-263.

245. Couchman A. A. Y., Dowie W. F., McClimant W. Heating of High-Viscosity Oil Cargoes // Trans. Inst. Mar. Eng. 1966 - V. 78 - P. 53-71.

246. Davenport T.C., Conti V.J. Heat transfer problems encountered in the handling of waxy grade oils in large pipelines // J. of the institute of petroleum, Vol. 57, № 555, 1971.-p. 147-164.

247. Davenport T.S., Somper P.S., The Yield Value and Breakdown of Crude Oil Cells. "J. Inst. Petrol." 1971, vol. 57, №554, pp. 86-105.

248. Galati U., Napolitano C., Culzone F. Heated pipeline solves unloading problem offshore // Pipeline industry.- 1979 Oct.- P. 39-41.

249. Geill F., Russel R.J. Pumpaoility of Residual Fuel Oils. "Industrial and Engineering Chemistry", 1954, vol. 46, №6, pp. 1264-1278.

250. Hagasi N., Tnouge K. Transient heat transfer through a thin circular pipe due to unsteady flow in the pipe. // J. of heat transfer, Vol. 87, Series C, № 4, 1965. p. 101-110.

251. Hahn S.J., Ree T., Euring H. Flow Mechanism of Thixotropic Substances. "Industrial and Engineering Chemistry", 1959, vol. 51, №7, pp. 856-857.

252. Hangs F.E. More insulated, heated oil pipelines are prospect // Oil & Gas J. -1966. Vol. 64, № 40. p. 117-122.

253. Jessen F.W., Howell J.R. Effect of Flow Rate on Paraffin accumulation in plastic, steel and coated pipe. "J. of Petroleum Technology", ASME, 1958, vol. 10, №4, pp. 80-84.

254. Johnson J.J. Multi-product pipelines for heated fuel oils // J. of the institute of petroleum, 1966, Vol. 52, № 516. p. 360-381.

255. Kayanagi M., Hojo H., Nagamune A., Ogato J. The Coaxial Pipe Electric Heating System for Pipeline. Trans. ASME // J. Energy Resour. Technol- 1983-V. 105.- №4.- P. 469-474.

256. Masao A., Takaki H. Application of the SECT Electric Heating System to long Distance Pipelines; International Congress on Electrotermics 9-th, Cannes 2024.- 1980.- Session 8.- Paper III.- D. 3.- P. 1-12.

257. Mastobaev В., Nechval A., Khasanov, M.R., Bakhtizin, R. Investigation of external heating of viscous oil products / Intelltctual service for oil and gas industry / Miskolc University, 2002 .- P. 168-172.

258. Meissel J. T. Electric surface heating of pipe in hazardous areas // Pipes and Pipelines International 1975- Dec - P. 11-14.

259. Newton F. J. P. Principles and practice of electric trace heating of pipe (Pt. 1) // Pipes and Pipelines International 1973- Sept.- P. 10-20.

260. Parkins Т.К., Turner J.B. Starting Behavior of Gathering lines and Pipelines Filled with Celled Phudhoe Bay Oil. "J. Petrol. Technol." 1971, vol. 23, №3, pp. 301-308.

261. Raychem. Системы электрообогрева для нормальных и взрывоопасных зон. Руководство по монтажу и техническому обслуживанию — М.: Додэка, 1999.-46 с.

262. Raychem. Справочное руководство по промышленным системам электрообогрева (Проспект фирмы Raychem).- Вып. 1999 20 с.

263. Ritter R.A., Goveir G.W. The Development and Evaluation of a Theory of Thixotropic Behavior. "Can. J. Chem. Eng., 1970, vol.48, №5, pp. 505-513."

264. Shoe D.A., Sudbury J.D. Crockeit J.C. Studies of the Mechanism of Paraffin Deposition and Its Control. "Journal of Petroleum Technology", 1955, №9, pp.2328.

265. Suhara J., Kato H., Kurichara T. Experimental Studies on the Rolling Effect on Heat Losses from Oil Tanker Cargoes // Report of Research Institute for Applied Mechanics.- 1976.-V. 24.-№76.-P. 1-30.

266. Taps to replace segment hit by subsidence "Oil and Gas J", 1985, 83, №4, P. 66.

267. The Alaska pipeline: design and construction protect the environment. Cons tract and End. Man., 1974, Vol. 71,.

268. Van der Heeding D. Y. Experimental evaluation of heat transfer in dry-cargo ships'tank, using thermal oil as a heat transfer medium // International Shipbuilding Progress.- 1969.-V. 16.-№173.-P. 27-37.

269. Yurkanin R. M. Safety aspects of electrical systems // Chemical Engineering-1970.-V. 77.-№27.-P. 164-166.

Информация о работе

Юкин, Аркадий Федорович
доктора технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.19

Диссертация

Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы