автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Эффективность применения различных типов насосных агрегатов в условиях снижения производительности магистральных нефтепроводов

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.1. Режимы работы магистральных трубопроводов и способы их регулирования

1.2. Описание технологических режимов работы нефтепроводов. Математические модели элементов нефтетранспортных систем.

1.3. Использование высоконапорных центробежных насосов в трубопроводном транспорте

2. АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПОТОКА НЕФТИ

2.1. Характеристика исследуемой нефтепроводной системы

2.2. Анализ производительности нефтепроводов

3. МОДЕЛИ ЭЛЕМЕНТОВ НЕФТЕТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ

3.1. Модель линейной части

3.2. Модель насосной станции

3.3. Модель центробежного насоса

3.4. Модель электродвигателя

3.5. Модель муфты скольжения

3.6. Модель газотурбинного двигателя

3.6.1. Расчет располагаемой мощности газотурбинного двигателя

3.6.2. Определение расхода топливного газа для газотурбинного двигателя

4. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

4.1. Критерии оценки эффективности перекачки нефти

4.2. Алгоритм поиска рациональных режимов работы нефтепровода при заданном плане перекачки

4.3. Определение рационального передаточного числа мультипликатора для регулируемого электропривода с муфтой скольжения

4.4. Выбор режима работы насосного агрегата с регулируемым электроприводом

5. ВЫБОР ТИПА НАСОСОВ С УЧЕТОМ ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТЕТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ И ПРОГРАММ ДЛЯ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. Сравнительная оценка применения последовательного и параллельного соединения насосов на перекачивающих станциях магистральных нефтепроводов

5.1.1. О применении высоконапорных насосов без регулирования частоты вращения ротора

5.1.2. Влияние профиля трассы трубопровода на режим работы насосных станций без регулирования частоты вращения ротора насоса

5.2. Эффективность режимов при регулировании частотой вращения ротора насоса. Рациональное число агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора

5.3. Алгоритм оценки рационального технического решения о выборе типа насоса с учетом способа регулирования производительности

Актуальность работы. Система магистральных нефтепроводов акционерной компании "Транснефть" обеспечивает основной объем транспортировки нефти от месторождений к потребителям. Возрастающие до 1982 года объемы добычи нефти в бывшем СССР обусловили строительство мощных нефтяных артерий, и основной проблемой при эксплуатации нефтепроводной системы являлось изыскание резерва для увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов. Первые симптомы нестабильности добычи нефти в 1984. 1987 годах и результаты анализа ее причин повлияли на объем проектируемых и строящихся нефтепроводов.

До 1990 года еще наблюдается рост объемов перекачки по действующим нефтепроводам. В дальнейшем проблемы нефтедобывающей отрасли начинают сказываться на загрузке нефтепроводов. К настоящему времени объемы перекачки по ряду нефтепроводов снизились в два раза. К проблемам нефтедобывающей отрасли добавились проблемы нефтеперерабатывающей отрасли и проблемы, связанные с политической и экономической нестабильностью в России и странах СНГ. Акционирование предприятий нефтяного комплекса дало им большую самостоятельность, но в то же время, в условиях нестабильной кредитно-банковской политики государства, породило кризис неплатежей. Это ощутимо сказалось на деятельности нефтетранспортных предприятий и привело к снижению эффективности использования мощностей нефтепроводов.

Финансовые проблемы предприятий затрудняют техническую перевооруженность нефтепроводов и поддержание их технического состояния на уровне, обеспечивающем высокую экономическую эффективность и безаварийность. По ряду нефтепроводов допустимое рабочее давление снизилось на 25.35 %.

Проектные режимы большинства из действующих нефтепроводов были рассчитаны с учетом работы с производительностями, близкими к номинальным. Снижение же объемов перекачки привело к применению неэкономичных режимов, зачастую с использованием энергозатратного метода регулирования - дросселирования.

Преклонный" возраст некоторых трубопроводных систем ставит задачу их реконструкции как с точки зрения улучшения технического состояния линейной части, так и с точки зрения переоснащения нефтеперекачивающих станций (НПС) современным насосно-силовым оборудованием. Учитывая мировую тенденцию к снижению энергозатрат с использованием регулирования производительности частотой вращения ротора насоса, а также широкого внедрения высоких частот вращения ротора, позволяющих значительно снизить габариты и стоимость насосов, встает вопрос о целесообразности использования этих технологий, как при реконструкции действующих насосных станций, так и при проектировании новых нефтетранспортных систем.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности работы магистральных нефтепроводов путем снижения затрат энергии на перекачку в условиях недогрузки.

Основные задачи исследований

1) Анализ режимов работы конкретной нефтепроводной системы с целью выявления тенденций изменения производительности нефтепроводов, оценки уровня неравномерности их работы, выявления основных факторов, оказывающих существенное влияние на режимы работы нефтепроводов.

2) Разработка математических моделей элементов магистрального нефтепровода: модели линейной части, учитывающей возможность появления перевальной точки, как на конечном участке, так и между работающими насосными станциями; модели насосного агрегата, учитывающей возможные схемы их соединения (последовательное или параллельное), изменения частоты вращения ротора насоса; моделей электродвигателя, муфт скольжения, газотурбинного двигателя.

3) Разработка алгоритма и программы для расчета режимов работы магистрального нефтепровода и выбора среди них рациональных с точки зрения минимизации расхода энергии.

4) Сравнительная оценка применения последовательного и параллельного соединения насосов на насосных станциях магистральных нефтепроводов без регулирования и с регулированием частотой вращения ротора насоса.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• разработаны модели элементов нефтетранспортной системы: линейной части с учетом возможности появления перевальной точки; центробежного насоса с регулируемой частотой вращения ротора; муфты скольжения; электродвигателя; газотурбинного привода;

• показано, что область применения высоконапорных насосов с постоянной частотой вращения ротора при их параллельном соединении ограничивается трубопроводами с преобладающей долей статической составляющей в общих потерях напора в трубопроводе;

• показано, что при последовательном соединении низконапорных насосов минимальным и достаточным числом насосов с регулируемой частотой вращения ротора следует признать один. Необходимым и достаточным числом высоконапорных насосов с регулируемой частотой вращения следует признать три (из трех работающих);

• разработан алгоритм обоснования технического решения о перевооружении насосных станций, отличающийся тем, что с целью наилучшей адаптации к изменяющимся условиям эксплуатации он использует перспективный план изменения объемов перекачки с учетом вероятности его реализации на заданный период и гистограмму распределения часовых производительностей нефтепровода.

На защиту выносятся следующие основные научные положения:

• математические модели основных элементов нефтетранспорт-ной системы;

• методика и программа для расчета рациональных режимов работы магистрального нефтепровода с точки зрения минимума затрат энергии.

• утверждение о том, что преимущество высоконапорных насосов перед низконапорными, с точки зрения удельных затрат энергии, проявляется лишь в случае значительной доли статической составляющей в общих потерях напора в трубопроводе;

• вывод о том, что при последовательном соединении низконапорных насосов минимальным числом насосов с регулируемой частотой вращения ротора следует признать один, а в случае параллельного соединения высоконапорных насосов с регулируемой частотой вращения следует признать три (из трех рабочих).

Практическая ценность. Полученные в работе результаты позволяют повысить эффективность работы магистральных нефтепроводов за счет:

• использования предложенных математических моделей элементов магистрального нефтепровода при его проектировании и при расчете рабочих режимов;

• применения оптимальной схемы соединения насосных агрегатов в зависимости от параметров магистрального нефтепровода, как на стадии проектирования, так и на стадии его реконструкции;

• использования рекомендаций по применению центробежных насосов с регулируемой частотой вращения ротора

Реализация работы. По результатам исследований разработан комплекс программ, который позволяет выполнять расчеты режимов работы магистрального нефтепровода, определять рациональные режимы с точки зрения минимума энергозатрат, рассчитывать параметры циклической перекачки. Программы переданы и используются диспетчерской службой ОАО "Приволжскнефтепровод". Разработанные алгоритмы и программы широко используются в учебном процессе, при курсовом и дипломном проектировании на кафедре "Транспорт и хранение нефти и газа" УГНТУ.

Апробация работы. Основные материалы диссертации докладывались на:

• Республиканских научно-технических конференциях "Проблемы нефти и газа", г. Уфа, УНИ, 1988, 1990;

• Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", г. Уфа, УГНТУ, 1995;

• 49-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, УГНТУ, 1998;

• Международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", г. Уфа, УГНТУ, 1998.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 12 научных работ.

Первая глава посвящена обзору исследований по теме диссертации. Теоретическим и экспериментальным исследованиям режимов работы нефте- и нефтепродуктопроводов, насосных станций и методов их регулирования посвящены работы Н.З. Аитовой, A.M. Акбердина, С.А. Бобровского, В.В. Васильковского, A.A. Веремеенко, С.А. Веремеен-ко, Е.В. Виноградова, Е.В. Вязунова, В.И. Голосовкера, А.И. Гольянова, Л.А. Зайцева, Л.Г. Колпакова, Э.Г. Любарской, В.Ф. Новоселова, Ш.И. Рахматуллина, Г.С. Салащенко и др.

Многие исследователи, анализируя работу магистральных нефтепроводов, отмечают существенное влияние колебаний производительности на себестоимость перекачки и надежность работы трубопроводов. При этом отмечается, что с начала 90-х годов производительность некоторых трубопроводов устойчиво снижается. Увеличиваются колебания производительности в течение суток. Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показал, что методы регулирования, связанные с изменением параметров насосной станции, такие как отключение насосных агрегатов и насосных станций не обеспечивают достаточной полноты режимов работы трубопровода.

Вследствие ухудшения технического состояния линейной части не всегда удавалось избежать энергозатратного метода регулирования -дросселирования. Зарубежный опыт и опыт эксплуатации водопроводных систем указывают на необходимость глубоких исследований эффективности использования насосных агрегатов с переменной частотой вращения ротора. Достаточно полные исследования, проведенные в ИПТЭР (ранее ВНИИСПТнефть), показали, что регулирование изменением частоты вращения ротора насоса позволяет путем согласования рабочей характеристики с требуемым режимом работы избежать потерь энергии на дросселирование.

В этот же период были проведены исследования по созданию высоконапорных центробежных насосов типа НМво. Эти исследования, а также зарубежный опыт использования подобных насосов указывают на некоторые их преимущества. Однако качество адаптации высоконапорных насосов к условиям работы нефтепровода в существенной мере зависит от передаточного числа мультипликатора. Выбор передаточного числа определяется режимами загрузки нефтепровода и является самостоятельной задачей исследования.

В анализируемых работах отмечаются три наиболее употребительных технических варианта регулирования частоты вращения ротора насоса: двигатели с изменяемой частотой вращения (дизельные, газотурбинные), специальные регулирующие муфты, преобразователи частоты питающего переменного тока. Однако на отечественных магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах эти технические решения не нашли применения по ряду причин: отсутствие отечественного оборудования, отвечающего высоким требованиям к энергоемкому насосно-силовому оборудованию нефтепроводов, отсутствие глубоких теоретических и экспериментальных исследований в этой области. Проведение же вычислительного эксперимента сдерживалось из-за отсутствия быстродействующих вычислительных машин и математических моделей элементов системы, адекватно описывающих их характеристики.

В заключении первой главы на основании анализа научно-технических работ сделана постановка основных задач исследований.

Во второй главе проводится анализ режимов работы конкретной нефтепроводной системы. В качестве объекта для исследований выбраны магистральные нефтепроводы Усть-Балык - Курган - Уфа -Альметьевск (УБКУА), Нижневартовск - Курган - Куйбышев (НКК) и нефтепровод ТОН-И.

Основным параметром, характеризующим работу системы магистральных нефтепроводов с точки зрения использования насосных агрегатов, является производительность нефтепровода.

Анализ производительности участков трубопроводов системы за 1989.1997 годы показывает, что работа системы характеризуется существенным уменьшением суммарной годовой производительности. Так, на участке Юргамыш - Черкассы годовая производительность системы трех нефтепроводов уменьшилась с 175,586 млн. т в 1989 году до 73,880 млн. т в 1997 году. Для рассматриваемых временных рядов среднечасовой за месяц производительности нефтепроводов УБКУА и НКК (1989 - 1997 гг.) построены полиномиальные модели тренда (детерминированной составляющей временного ряда, зависящей только от времени).

Помимо общей тенденции снижения объемов перекачки нефти работа как системы, так и отдельных нефтепроводов характеризуется резкими колебаниями производительности, начиная с 1990 года.

Уменьшение и колебания общей производительности системы нефтепроводов и его отдельных участков объясняются влиянием как внешнесистемных, так и внутрисистемных факторов.

К внутрисистемным факторам следует отнести только те, которые привнесены параметрами трубопроводов и которые зависят от управленческих действий специалистов. Большинство внутрисистемных факторов являются продуктом проектных и технических решений по реконструкции, а также мероприятий по повышению надежности работы системы трубопроводов.

Многие из внешнесистемных факторов напрямую определяют колебания производительности трубопроводов. Например, ограничения по максимуму энергопотребления приводят к частой смене режимов, связанными с отключением - включением агрегатов.

Далее во второй главе производится оценка уровня неравномерности работы магистральных нефтепроводов в соответствии с существующими правилами обработки статистических материалов.

Третья глава посвящена разработке математических моделей элементов магистрального нефтепровода.

Отмечается, что, используя в качестве модели линейной части известные формулы гидравлики, необходимо учитывать возможность появления перевальных точек при эксплуатации нефтепровода с пересеченным профилем. При неполной загрузке перевальные точки могут появиться как в конце трубопровода (эксплуатационного участка), так и между промежуточными насосными станциями. В первом случае появление перевальной точки приводит к изменению расчетной длины нефтепровода. Во втором случае возникают ограничения на возможные режимы работы насосных станций.

При создании модели насосной станции учитывается, что выбор средств регулирования производительности и напора осуществляется на основании технико-экономического анализа с учетом технологических ограничений по различным параметрам, характеризующим трубопровод и насосные станции.

На основе анализа характеристик центробежных насосов серии НМ зависимости напора центробежного насоса и коэффициента полезного действия (КПД) от производительности предлагается записывать в виде полиномов второй и третьей степени соответственно. Используя известные уравнения подобия центробежных насосов, получаем зависимости для напора и КПД насоса при переменных частотах вращения ротора.

До последнего времени в отечественной практике считалось, что КПД электродвигателя изменяется незначительно и его изменением можно пренебречь. Однако, в связи с существенным снижением производительности нефтепроводов нагрузка на валу электродвигателя составляет 50.60% от номинальной. В этом диапазоне работы КПД электродвигателя снижается на 1,5.2%, а коэффициент мощности асинхронных двигателей снижается на 6.7%. Пренебрежение этими изменениями может привести к выбору заведомо неэкономичного режима работы нефтепровода. Используя данные для асинхронного электродвигателя, аналитические зависимости КПД электродвигателя и соэф от степени загрузки можно вполне адекватно представить в виде полиномов второй степени.

Гидравлические муфты и дисковые муфты скольжения имеют практически одинаковые зависимости КПД от частоты вращения выходного вала. В настоящее время они используются в комплекте с электродвигателем и мультипликатором. Математическая модель муфты скольжения описывается на основании поведения кривой КПД (прямая пропорциональность при относительной частоте вращения п в диапазоне от 0 до 0,7.0,75 и отклонение от прямой в сторону уменьшения при уменьшении скольжения).

В настоящее время в мировой практике широкое распространение на магистральных трубопроводах получили насосные установки с газотурбинными двигателями (ГТД). Рассмотрены . зависимости, описывающие линию оптимальных режимов, которая соответствует наилучшим значениям КПД ГТД, и относительного КПД ГТД.

Разработанные математические модели основных элементов магистрального нефтепровода и полное математическое описание моделей линейной части и насосной станции с учетом ограничений по рабочим параметрам позволяют производить численные эксперименты по исследованию режимов работы трубопровода с помощью ЭВМ (в том числе, связанные с регулированием частотой вращения ротора).

Четвертая глава посвящена исследованиям по выбору рациональных режимов работы магистральных нефтепроводов.

В настоящее время существует целый ряд критериев по которым можно оценить эффективность работы предприятия по транспортировке нефти. Показано, что для конкретной нефтепроводной системы при выборе варианта работы насосных станций для перекачки некоторого планового количества нефти за планируемый период времени удобно пользоваться критерием, размерность которого легко позволяет оценить увеличение стоимости перекачки нефти за счет работы, выполняемой насосными агрегатами. Это удельные затраты энергии, необходимые для транспорта единицы массы нефти в пределах рассматриваемого участка нефтепроводной системы с размерностью кВтч/т. При решении поставленных в работе задач эта величина, как критерий, учитывает влияние свойств и характеристик возможного промежуточного звена в виде механической муфты, мультипликатора (редуктора), гидромуфты, муфты скольжения и самого привода, дает возможность улучшить, с точки зрения затрат электроэнергии, параметры насосного агрегата.

В настоящее время отсутствуют методики оценки эффективности капиталовложений в трубопроводном транспорте на современном этапе, учитывающих источники финансирования, инфляционные процессы, а также общие сроки и продолжительность этапов выполнения работ по строительству и реконструкции. Разработке такой методики должна предшествовать работа по выработке критериев выбора типа насосов и привода (электродвигатель с постоянной частотой вращения ротора, электродвигатель с тиристорным преобразователем частоты, электродвигатель с муфтой скольжения и мультипликатором, дизельный двигатель с мультипликатором, газовая турбина). Отмечено, что методика оценки и выбора эффективного варианта технического решения должна базироваться на анализе "жизненного" цикла рассматриваемой технической системы.

Далее в четвертой главе разработан алгоритм поиска рациональных режимов работы нефтепровода при заданном плане перекачки, который лег в основу соответствующей программы. Программа позволяет вести расчеты показателей режимов при различных сочетаниях работающих насосов с учетом всех технологических ограничений, отбирает среди множества допустимых режимов наиболее рациональные, обладающие минимальным расходом энергии.

На примере задачи по определению рационального передаточного числа мультипликатора при регулировании частоты вращения с помощью муфты скольжения рассмотрено влияние различных критериев на выбор оптимального технического решения; показано, что учет вероятного изменения производительности в процессе эксплуатации трубопровода позволяет принять обоснованное решение об основных параметрах насосного агрегата.

Показано, что для нахождения оптимальной частоты вращения ротора насоса может быть использован принцип максимума Понтрягина.

В пятой главе производится сравнительная оценка применения последовательного и параллельного соединения насосов на перекачивающих станциях магистральных нефтепроводов без и с регулированием частотой вращения ротора насоса.

Применение высоконапорных магистральных насосов при их параллельной схеме соединения в технологической схеме насосной станции, как это отмечается в ряде исследований, дает ряд преимуществ по сравнению с низконапорными насосами:,В настоящее время при общем снижении объемов перекачиваемой нефти отключение насосных агрегатов является важнейшим способом регулирования производительности.

По результатам численного эксперимента с параллельным соединением трех высоконапорных насосов НМво 2500-750 видно, что возможности регулирования производительности трубопровода методом отключения насосов с постоянной частотой вращения ротора ограничены из-за возможного перехода режима работы насоса в область чрезмерно высоких производительностей и мощностей на валу привода.

Исследование влияния профиля трассы трубопровода на режим работы насосных станций без регулирования частоты вращения ротора насоса в работе проводилось в сравнении двух типов основных насосов НМ 7000-210 и НМво 2500-750 (по три работающих насоса на каждой станции). Показано, что применение параллельного соединения насосов НМво 2500-750 позволяет реализовать значительно меньшее число режимов из-за производительностей, превышающих максимальную. Результаты расчетов показывают, что увеличение числа параллельно соединенных насосов с уменьшенной единичной производительностью не приводит к увеличению глубины регулирования производительности.

При регулировании производительности частотой вращения ротора насоса в работе рассмотрен случай трубопровода с одной насосной станцией при двух вариантах оснащения станции насосными агрегатами: насосами НМ 7000-210 и НМво 2500-750 с электроприводом. Оценка экономической эффективности режимов проводилась по удельным затратам энергии на перекачку. Разработанная программа позволила произвести многовариантные расчеты для трубопроводов, характеризующихся различной статической составляющей. При использовании насосов НМво 2500-750 наилучшая глубина и полнота регулирования обеспечивается при использовании трех регулируемых насосов для всех конфигураций трубопроводов. Следует отметить, что высоконапорные насосы лучше адаптируются к восходящим и горизонтальным трубопроводам.

Результаты расчетов режимов с насосами НМ 7000-210 показывают, что при двух и трех установленных регулируемых насосах НМ 7000-210 обеспечивается непрерывный диапазон регулирования производительности для всех конфигураций трубопроводов. Сравнение удельных затрат энергии на перекачку в случае трех регулируемых насосов НМво 2500-750 и в случае одного регулируемого насоса НМ 7000-210 для всех рассматриваемых трубопроводов также говорит в пользу насосов НМ 7000-210.

Далее в пятой главе разработан алгоритм оценки рационального технического решения о выборе типа насоса с учетом способа регулирования производительности.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность доктору технических наук, профессору А.К. Галлямову за руководство и большую практическую помощь в работе над диссертацией, а также доктору технических наук Р.С. Гумерову за ценные советы при проведении исследований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

По результатам выполненной работы можно сделать следующие общие выводы:

1. Анализ изменения производительности действующих магистральных трубопроводов на примере нефтепроводов УБКУА и НКК ОАО УСМН показывает, что с 1990 по 1997 год наблюдается тенденция к снижению объемов перекачки. При этом колебания производительности трубопроводов в течение суток достигают 20% от проектной величины, что составляет до 40% от существующей на настоящий момент среднечасовой производительности. Основными причинами уменьшения производительности и ее резких колебаний являются влияния внешне-системных и внутрисистемных факторов. Наиболее значимыми факторами следует считать такие внешнесистемные факторы как снижение объемов добычи нефти, взаимоотношения между предприятиями по добыче, транспортировке и переработке нефти. Существенное влияние оказывают ограничения со стороны энергосистем. Среди внутрисистемных факторов можно выделить ухудшение технического состояния линейной части и, как следствие, уменьшение допустимого рабочего давления

2. Разработанные математические модели основных элементов магистрального нефтепровода (модель насосного агрегата, учитывающая частоту вращения ротора насоса; модели электродвигателя, муфт скольжения, газотурбинного двигателя) и полное математическое описание моделей линейной части и насосной станции с учетом ограничений по рабочим параметрам позволяют производить численные эксперименты по исследованию режимов работы трубопровода с помощью ЭВМ (в том числе, связанные с регулированием частотой вращения ротора).

3. Программа для расчета режимов работы магистрального нефтепровода, созданная с использованием разработанных математических моделей элементов нефтепроводной системы, позволяет выбрать среди множества допустимых режимов наиболее рациональные, обладающие минимальным расходом энергии; на примере задачи по определению рационального передаточного числа мультипликатора при регулировании частоты вращения с помощью муфты скольжения рассмотрено влияние различных критериев на выбор оптимального технического решения; показано, что учет вероятного изменения производительности в процессе эксплуатации трубопровода позволяет принять обоснованное решение об основных параметрах насосного агрегата.

4. Возможности регулирования производительности трубопровода методом отключения высоконапорных насосов с постоянной частотой вращения ротора ограничены из-за возможного перехода режима работы насоса в область чрезмерно высоких производительностей и мощностей на валу привода. Преимущество высоконапорных насосов перед низконапорными, с точки зрения удельных затрат энергии, проявляется лишь в случае значительной доли статической составляющей в общих потерях напора в трубопроводе. Увеличение числа установленных насосов при уменьшении их единичной производительности не приводит к увеличению числа возможных экономичных режимов. При последовательном соединении низконапорных насосов минимальным и достаточным числом насосов с регулируемой частотой вращения ротора следует признать один. Однако, учитывая условия обеспечения надежности, резервный насос должен быть регулируемым. Необходимым и достаточным числом высоконапорных насосов с регулируемой частотой вращения следует признать три (из трех рабочих). С целью сокращения капитальных затрат и экономии энергии при производительностях близких к максимальной резервный (четвертый) насос может быть нерегулируемым.

1. Абдуллаев Н.Д., Петров Ю.П. Теория и методы проектирования оптимальных регуляторов.- Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение, 1985.-240 с.

2. Аитова Н.Э., Володин В.Г., Захаров Н.П., Козлов B.C. Перспективы применения высокооборотных насосно-силовых агрегатов на магистральных нефтепроводах // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов".- М.: ВНИИОЭНГ, 1974, №11. С. 13-17.

3. Акбердин A.M. Коэффициент полезного действия газотурбинной насосной установки с фиксированным передаточным числом редуктора // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1978, №10.-С. 16-19.

4. Акбердин A.M. Сопоставление экономической эффективности применения электро- и газотурбинного привода нефтяных магистральных насосных агрегатов // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов".-М.: ВНИИОЭНГ, 1981, №12.-С. 9-12.

5. Акбердин A.M., Колпаков Л.Г. К анализу режимов насосной станции с газотурбинным приводом // Труды ВНИИСПТнефть

6. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов", вып. 16. Уфа, 1978.

7. Акбердин A.M., Колпаков Л.Г. Регулирование режимов работы нефтепровода // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1976, №3. - С. 24-28.

8. Акбердин A.M., Рахматуллин Ш.И., Чернышев Э.А. О применении газотурбинного двигателя АИ-20 для привода магистральных цетробеж-ных насосов // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". -М.:ВНИИОЭНГ, 1973, №3. С. 9-11.

9. Антипьев В.Н. Обоснование выбора параметров, необходимых для оценки работы магистральных нефтепроводов // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1976, №4. - С. 7-8.

10. Блейхер Э.М., Черникин В.И. Расстановка центробежных насосных станций на нефтепроводе // Изв. Вузов, сер. "Нефть и газ". -1960. №6.

11. Бобровский С.А. Оценка эффективности регулирования работы насосных станций трубопроводов // НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1965, №6. - С. 19-22.

12. Бобровский С.А., Салащенко Г.С. Коэффициент полезного действия насосной станции с учетом регулирования // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1969, №2. -С.18-21.

13. Будов В.М. Насосы АЭС. Учебное пособие для инженеров физических специальностей вузов. М.: Энергоиздат, 1987. - 403 с.

14. Васильковский В.В. Разработка энергосберегающей технологии последовательной перекачки по разветвленным нефтепродуктопрово-дам: Автореферат дисс. канд. техн. наук. М.: Государственная Академия нефти и газа им. И.М. Губкина, 1991. - 24 с.

15. Васильковский В.В. Расчет режимов работы разветвленного нефтепродуктопровода, перекачивающие станции которого оснащены насосами с регулируемым приводом // НТИС "Нефтепереработка и нефтехимия". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1990, №9. - С. 44-46.

16. Васильковский В.В. Частотно-регулируемый электропривод насосных агрегатов в нефтепродуктопроводном транспорте //. НТИС "Нефтепереработка и нефтехимия". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1989, №6. -С. 36-38.

17. Виноградов Е.В., Володин В.Г., Колпаков Л.Г. Эффективность различных методов регулирования работы насосных станций магистральных трубопроводов // Труды НИИтранснефть, вып. V. М.: Недра, 1968.-С. 29-36.

18. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1989. -286 с.

19. Вопросы эксплуатации центробежных насосов магистральных трубопроводов при перекачке вязких нефтей и нефтепродуктов / Тематический научно-технический обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

20. Вязунов Е.В. Расчет оптимального режима перекачки по магистральному трубопроводу при регулировании давления методомдросселирования потока // НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1969, №12. - С. 7-9.

21. Вязунов Е.В., Шепетков Л.Г., Голосовкер В.И. Влияние неравномерности перекачки на расход электроэнергии // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1974, №10. - С. 1012.

22. Газотурбинные насосные установки на магистральных нефтепроводах. Тематический научно-технический обзор / Рахматуллин Ш.И., Колпаков Л.Г., Любарская Э.Г. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 72 с.

23. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. М.: Недра, 1976. - 358 с.

24. Герасимов В.В., Васильковский В.В. Технические средства снижения энергозатрат на нефтепродуктопроводах. Темат. обзор. Серия "Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1987. - 56 с.

25. Голосовкер В.И. Расчет расхода электроэнергии для участка нефтепровода // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.:ВНИИОЭНГ, 1973, №5 - С. 16-19.

26. Гольянов А.И., Михайлов A.B. К расчету электроэнергии, потрбляемой насосным агрегатом магистрального нефтепровода // Тез. докл. Республ. науч.-техн. конференции "Проблемы нефти и газа". Уфа: УНИ, 1988.-С. 63.

27. Гольянов А.И., Михайлов A.B. Математическая модель центробежного насоса с переменной частотой вращения ротора // Тез. докл. Республ. науч.-техн. конференции "Проблемы нефти и газа". Уфа: УНИ, 1988.-С. 63.

28. Гольянов А.И., Михайлов A.B. Рациональное число агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса. // Тез. докл. всеросс. научн.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". Уфа, 1995.-С.150.

29. Гольянов А.И., Михайлов A.B., Нечваль A.M., Гольянов A.A. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода //. НИС "Транспорт и хранение нефтепродуктов". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998, №10-С. 16-18.

30. Еникеев А.Б., Карпушин Н.Л., Бак С.И. К вопросу о регулировании центробежных насосов на магистральных нефтепроводах с помощью гидромуфт // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1975, №1. - С. 6-7.

31. Еременко П.Т., Воробьев H.A. Развитие трубопроводного транспорта в СССР и за рубежом. М.: Недра, 1989. - 166 с.

32. Зайцев Л.А., Ясинский Г.С. Регулирование режимов работы магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1980. - 187 с.

33. Захаров Н.П., Володин В.Г. Тенденции развития высокооборотного регулируемого электропривода на магистральных нефтепроводах // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ,1975, №4. С. 17-19.

34. Инструкция по расчету норм и нормативной потребности в топливе и энергии при транспорте газа. Часть I,- М.: ВНИИГаз, 1990,- 42с.

35. Кадылов Я.Б., Кулиев Ю.М., Мусаев В.Г. К вопросу применения электромагнитных муфт скольжения в приводе центробежных насосов // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ,1976, №4.-С. 10-12.

36. Карасев Б.В. Насосы и насосные станции. Мн.: Выш. школа, 1979. -288 с.

37. Карпушин В.В. Влияние числа оборотов на суммарный КПД центробежных насосов // Сб. "Лопаточные машины и струйные аппараты", вып. 5. М.: Машиностроение, 1976.

38. Клеванский Ф.В. Индивидуальные приводы буровых насосов. Тематический научно-технический обзор. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 68 с.

39. Колемаев В.А., Староверов О.В., Турундаевский В.Б. Теория вероятностей и математическая статистика. М.: Высшая школа, 1991. -400 с.

40. Колпаков Jl.Г. Аналитический метод расчета рабочих режимов и параметров насосной станции нефтепровода // "Нефтяное хозяйство". -М.: ВНИИОЭНГ, 1974, №1. С. 59-61.

41. Колпаков Л.Г. Напорные характеристики магистральных центробежных насосов в обобщенных координатах // "Нефтяное хозяйство". М.: ВНИИОЭНГ, 1973, №11 - С. 52-54.

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

43. Колпаков Л.Г. Эксплуатация магистральных центробежных насосов. Уфа: УНИ, 1988. - 116 с.

44. Колпаков Л.Г., Аитова Н.З. Графики режимов работы нефтепроводов // Труды ВНИИСПТнефть "Сбор, подготовка и транспорт нефти и воды", вып. XIII. Уфа, 1975. - С. 138-142.

45. Колпаков Л.Г., Аитова Н.З. Уравнение совместной работы нефтепровода и НПС,при перекачке вязких нефтей и нефтепродуктов // Труды ВНИИСПТнефть "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". -Уфа, 1980.-С. 45-52.

46. Колпаков Л.Г., Акбердин A.M. К вопросу о совместной работе трубопровода, насоса и газотурбинного двигателя // Труды ВНИИСПТнефть "Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов", вып. XIV. -Уфа, 1976. С. 37-41.

47. Лезнов Б.С. Экономия электроэнергии в насосных установках. -М.: Энергоатомиздат, 1991. -144 с.

48. Малюшенко В.В., Михайлов А.К. Основное насосное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергия, 1969.

49. Марушковский В.А., Ворона П.И. Насосы атомных станций. М.: Энергоиздат, 1987. - 256 с. .

50. Матишев В., Фукс И. Исчерпаемы ли запасы Западной Сибири ? // Нефть России.- 1997,- №1.- С. 41-44.

51. Михайлов A.B., Гольянов А.И. Выбор типа насосных агрегатов при проектировании магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов // Тез. докл. Республ. науч.-техн. конференции "Проблемы нефти и газа". -Уфа, 1990.-С. 30-31.

52. Михайлов A.B., Гольянов А.И. О применении высоконапорных насосов без регулирования частотой вращения ротора. // Тез. докл. Всеросс. научн.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". Уфа, 1995. - С.151.

53. Моцохейн Б.И. Тиристорные преобразователи зарубежных буровых установок. Обзорная информация. Сер. "Машины и нефтяное оборудование". М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 56 с.

54. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть I. Газопроводы. ОНТП-51-1-85. -М., 1985.-202 с.

55. Поиск новых идей: от озарения к технологии ( Теория и практика решения изобретательских задач ) / Г.С. Альтшулер, Б.Л. Злотин, A.B. Зусман, В.И. Филатов. Кишинев: Картя Молдовеняска, 1989. - 381с.

56. Понтрягин Л.С. Принцип максимума в оптимальном управлении.-М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1989. 64 с.

57. Прегер Е.А. Подбор лопастных насосов по уравнениям их характеристик. Л.: 1954.

58. Применение высокооборотных насосно-силовых установок на нефтепроводах. Тематический научно-технический обзор / Л.Г. Колпаков, В.Х. Галюк, Н.З. Аитова и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.- 100 с.

59. Рахматуллин Ш.И., Акбердин A.M., Аширов В.М. Оценка режимов работы насосной установки с газотурбинным приводом при использовании в качестве топлива сырой нефти // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов",- М.: ВНИИОЭНГ, 1976, №2,- С.17-19.

60. Рахматуллин Ш.И., Колпаков Л.Г., Беркутов И.О., Акбердин A.M., Абрамов В.М., Мищевич В.В., Любарская Э.Г. Испытания насосной установки с газотурбинным приводом // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1974, №10. - С. 12-15.

61. Рахматуллин Ш.И., Колпаков Л.Г., Любарская Э.Г., Акбердин A.M. Выбор режима работы газотурбинной насосной установки // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1973, №12.-С. 11-13.

62. Рахматуллин Ш.И., Любарская Э.Г. Экономическая эффективность использования газотурбинных насосных установок на магистральных нефтепроводах // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1974, №8. - С. 25-28.

63. Русов Е.В., Гибадуллин P.P., Дорошко Р.К. Методический подход к выбору оптимального режима работы регулируемого насосного агрегата // Сб. "Технико-экономические вопросы трубопроводного транспорта нефти". Уфа: ВНИИСПТнефть, 1982. - С. 37.

64. Русов Е.В., Гибадуллин P.P., Дорошко Р.К. Расчет регулировочных характеристик центробежного насоса с применением ЭВМ // Сб. "Трубопроводный транспорт нефти". Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981.

65. Русов Е.В., Заитов Р.Я. О некоторых результатах экспериментальных исследований работы регулируемого насосного агрегата // Сб. Трубопроводный транспорт нефти северных месторождений. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - С. 80-91.

66. Русов Е.В., Коровинских Л.Н. О регулируемом электроприводе для центробежных насосов магистральных нефтепроводов // РНТС"Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов".- М.: ВНИИОЭНГ, 1979, №6 С. 32 -34 .

67. Русов Е.В., Кудояров Г.Ш. О диапазоне регулирования числа оборотов привода центробежных насосов // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1977, №11. - С. 13-17.

68. Рыжевский О.Н. Методы расчета некоторых оптимальных режимов работы магистральных трубопроводов // Труды МИНХиГП, вып.84. М.: Недра, 1970.

69. Рябов В. Какова цена "бензиновой независимости" // Нефть России,- 1998.- №3,- С. 5-8.

70. Салащенко Г.С. Аналитическое выражение коэффициента полезного действия центробежного насоса как функция расхода // НТС

71. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья". М.: ВНИИОЭНГ, 1973, №9. - С.15-17

72. Салащенко Г.С. Зависимость эффективности регулирования трубопровода от времени работы на регулируемом режиме // НТС "Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1971, №8. - С. 11-13.

73. Салащенко Г.С. Оценка эффективности регулирования работы насосной станции отключением насоса // РНТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1973, №6. - С. 6-9.

74. Салащенко Г.С., Бобровский С.А., Белоусов В.Д. Коэффициент полезного действия регулирования насосных станций // НТС "Транспорт и хранение нефтепродуктов и нефтехимического сырья". М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1967, №3. - С.6-8.

75. Серзи К., Юити К. Экономия энергии, достигаемая регулированием частоты вращения воздуходувок и насосов // ТПП Одесское отделение № 834. Нихай ни кай чанкай си., 1979, т. 82, № 725,-С. 422-427.

76. Стакун A.B., Мороз П.А. Решение одной задачи оптимального управления нефтепроводом // "Вычислительные методы и программирование" Вып. IX. М.: МГУ, 1967.

77. Суд И.И. Регулируемый электропривод переменного тока буровых насосов. Обзорная информация. Сер. "Машины и нефтяное оборудование". М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 40 с.

78. Трубопроводные магистрали жидких углеводородов / В.Д. Черняев, Е.И. Яковлев, A.C. Казак и др. М.: Недра, 1991 г.

79. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов / P.A. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. 2-е изд., перераб. И доп. М.: Недра, 1988. - 386 с.

80. Туркин А.Н. Гидромуфты питательных насосов тепловых электростанций. М.: Энергия, 1974.

81. Уманчик H.П., Захаров А.П., Панкратов В.А. Регулирование подачи электроприводных буровых насосов. Обзорная информация. Сер. "Машины и нефтяное оборудование". М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 44 с.

82. Хушпулян М.М., Хушпулян A.M. Газовые турбины и их применение в нефтегазовой промышленности за рубежом. Обзор заруб, лит. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

83. Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог. М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1981. - 20 с.

84. Шилин Ю.И., Мороз П.А. К постановке задачи об оптимальном управлении магистральным нефтепроводом, работающем в режиме "из насоса в насос"//"Нефтяное хозяйство",- М.: Недра, 1966, №1,- С. 63-66.

85. Шилин Ю.И., Шрейнер И.Л., Мороз П.А. Эффективность различных методов регулирования давления в магистральном нефтепроводе // НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов". М.: ВНИИОЭНГ, 1965, №12. - С. 3-7.

86. Щетинин Т.А. Электромагнитные муфты скольжения. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 272 с.

87. Эккерт Б. Осевые и центробежные компрессоры. -М.: Машгиз, 1959. -679 с.

88. Эксплуатация нефтепродуктопроводов при неполной загрузке. Тематический научно-технический обзор. / В.Ф. Новоселов, Е.М. Сощенко, П.И. Тугунов и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 84 с.101. "Pipe Line News", 1973, vol. 45, №7.

89. Barrow A. Energy savings in pumps utilising variable speed controllers / "Automatic Journal", Febr., 1980. pp. 17-21.

90. Civrac J.P. La conception des stations de pompage des oléoducs. / Seminaire et tendances de la motorisation des pipelines / I.A.P. Boumerdes, 1983. p. 35.

91. Golianov A., Benmounah O. Choix des turbines â gaz dans le transport des hydrocarbures par canalisation. / Гольянов A., Бенмунах О.166

92. Выбор газовой турбины при транспорте углеводородов по трубопроводам // Exposés du Seminaire National sur Exploitation et de la Maintenance des Turbines â gaz. I.N.H. Boumerdes, 1987.

93. Hartman R.J. How variable speed and constant-speed motors compare for pipeline pump drivers // "Oil & Gas Journal", Mar 26, 1984. pp. 127-132.

94. Kudelmann R.S. High variable speed drive technology for pipelines // "Pipe Line Ind.", 1983, v. 58, № 5. -pp. 29-30

95. Langfeldt M.K. Variable-speed drives may cut pipeline pumping costs // "Oil & Gas Journal", Aug 18, 1980. pp. 84 -94.

96. L'exploitation de la station de pompage SP1 24" GPL Hassi-R'Mel-Arzew. Tomes I, II. Alger: SONATRACH, 1983.

97. Norton W.R. Economies of adjustable speed drives on pumps // IEEE 21-st Amer. Petrol and Chem. Ind. Conf., San Francisco, №4,1974.

98. Sieck R.E. Adjustable-speed motors offer alternative for pipeline pumps // "Oil & Gas Journal", Jan 14, 1980. pp. 66-70.

99. Thompson I.A. Application and automatic control of variable speed pumps // "Pumps", vol. 45, VI, 1970.