CC BY
50ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 622.691.4
Н.Н. Голунов1, e-mail: [email protected]
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Алгоритм гидравлического расчета технологического
участка нефтепровода при использовании противотурбулентной
добавки
В статье проанализирована проблема гидравлического расчета стационарных режимов работы технологического участка нефтепровода при использовании на нем противотурбулентных добавок в целях снижения гидравлического сопротивления транспортируемой жидкости. Под термином «технологический участок» понимается участок нефтепровода с головной и несколькими промежуточными насосными станциями, работающими в режиме «из насоса в насос». В рамках предложенного алгоритма расчета технологический участок трубопровода с головной и несколькими промежуточным нефтеперекачивающими станциями рассматривается как единая гидравлическая система, работа составных частей которой (станций и перегонов между ними) взаимосвязана и взаимозависима. Внесение противотурбулентной добавки на любом из перегонов изменяет режим работы других перегонов, поэтому рассчитать режим работы технологического участка, в т. ч. предсказать величину суммарных энергетических затрат, а также сделать вывод об эффективности использования добавки нельзя без рассмотрения работы технологического участка в целом, причем с учетом конкретных характеристик насосно-силового оборудования отдельных станций. Излагаемый алгоритм многовариантных расчетов сложных нефтепроводов позволяет решить такую задачу. Результаты работы направлены на решение важной задачи энергосбережения на стадии оперативного планирования.
Ключевые слова: нефтепровод, технологический участок, гидравлические режимы, карта режимов, затраты электроэнергии, энергосбережение, оптимизация, дневное и ночное время, линейное программирование, симплекс-метод.
N.N. Golunov1, e-mail: [email protected]
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Algorithm of Hydraulic Calculation of Technological Section of Pipeline using Anti-Turbulent Drug Reducing Agents
The article deals with the question of hydraulic calculation of stationary modes of the technological pipeline section using anti-turbulent drug reducing agents to reduce the hydraulic resistance of transported liquid. By the term "technological section", we imply a section of a pipeline including one head and several intermediate pumping stations, operated in mode "from pump to pump". The proposed algorithm considers the technological section of the pipeline as a single hydraulic system, the work of which components (stations and spans between them) are interconnected and interdependent. The injection of drug reducing agents on any stage changes the operation mode of other stages. Therefore it is impossible to calculate the operation mode of the technological section and to predict the value of total energy consumption and to make conclusion about the efficiency of the drug reducing agents, without failing to consider the operation of the entire technological section as a whole, taking into account the specific characteristics of the pump-power equipment of individual pump stations. The proposed algorithm for multivariate calculations of complex oil pipeline, allows us to solve this problem. The results of the work are intended to solve an important problem of energy efficiency at the stage of project planning.
Keywords: oil pipeline, technological section, hydraulic modes, flow-head characteristics, electric power consumption, anti-turbulent additives (drug reducing agents), hydraulic resistance coefficient, universal equation of resistance, iterative.
94
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
Эксплуатация технологического участка нефтепровода, т. е. участка трубопровода с одной или несколькими промежуточными нефтеперекачивающими станциями (НПС), функционирующими в режиме «из насоса в насос», допускает множество различных гидравлических режимов работы в зависимости от сочетания включенных и отключенных насосов. Однако число вариантов режимов значительно возрастает, когда для уменьшения энергетических затрат или увеличения пропускной способности участка применяются малые проти-вотурбулентные добавки. Эти добавки, внесенные в турбулентный поток нефти в ничтожных количествах, измеряемых в млн-1, не изменяют плотность и вязкость нефти, но оказывают существенное влияние на структуру турбулентного потока, уменьшая гидравлическое сопротивление, которое трубопровод оказывает текущей в нем нефти. На сегодняшний день начато серийное производство отечественных проти-вотурбулентных добавок, что переводит перекачку нефти с противотурбулент-ными добавками в число стандартных технологий трубопроводного транспорта. В ряде публикаций ее относят к так называемым нанотехнологиям, поскольку весомый энергетический эффект достигается путем изменения параметров потока на микроскопическом уровне [1]. Исследованию свойств противотур-булентных добавок, прежде всего их гидравлической эффективности, посвящено значительное количество научных и опытно-промышленных исследований. В публикациях, посвященных данному вопросу [2-10], рассматриваются физико-химические свойства добавок, обсуждаются методы их получения, изучается реология концентрированных растворов добавок и их растворов в нефти и нефтепродуктах при различных температурах и т. д. Особое внимание большинство авторов уделяет выявлению так называемой гидравлической эффективности Э(0), %, добавок в зависимости от объемной концентра-
ции добавки 0, мг/мл, в транспортируемой жидкости. Эта величина представляет собой относительное уменьшение коэффициента X гидравлического сопротивления Э = (Х0 - А,)Д0 потока жидкости по отношению к коэффициенту Х0 того же потока без добавки. Многие авторы полагают, что Э = Э(0), т. е. эффективность добавки зависит только от ее концентрации, и потому X = Л,0[1 - Э(8)]. Однако на деле уровень эффективности зависит не только от концентрации добавки, но и от режима турбулентного течения жидкости в трубопроводе, т. е. от числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости е внутренней поверхности трубопровода, так что Э = Э(0, Re,е) [11-13]. В ходе планирования перекачки нефти с противотурбулентной добавкой необходимо прогнозировать, какой экономический эффект будет достигнут от использования выбранной добавки на всем объекте в целом, а не на отдельном сегменте. Таким объектом в системе магистрального нефтепровода являются технологический участок, включающий несколько гидравлически связанных перегонов между НПС, и, конечно, сама НПС с установленным на ней насосным оборудованием. Обычно противотурбу-лентная добавка вносится в нефть на каждой НПС, что нивелирует роль так называемой деструкции добавки, т. е. ее разрушения в турбулентном потоке и в насосах. При этом концентрации добавки на разных перегонах могут быть различными, более того, на некоторых перегонах добавка может вообще не вноситься.
В то же время внесение добавки изменяет гидравлический режим работы технологического участка, вследствие чего могут возникнуть неожиданные неприятности. Во-первых, изменение расхода нефти приводит к изменению «рабочих точек» насосов на всех НПС. Не исключено, что в трубопроводе, рассчитанном на определенную производительность, нарушится оптимальный режим работы насосов,
уменьшится их коэффициент полезного действия, что повлечет за собой существенный перерасход электрической энергии. Во-вторых, НПС и перегоны между ними имеют различные гидравлические характеристики, поэтому оптимальные концентрации противотурбулентной добавки должны быть разными на разных перегонах. Определить эти концентрации можно, только рассмотрев весь технологический участок как единое целое. В-третьих, изменение расхода нефти изменяет и гидравлические уклоны на перегонах между НПС, так что в нефтепроводах со сложным профилем могут быть превышены лимиты по максимальному давлению нагнетания на участках после НПС или по минимальному давлению всасывания перед НПС, что, в свою очередь, может спровоцировать аварийное отключение станции и прекращение работы технологического участка в целом.
Рассмотрим изображение технологического участка [0, ¿] нефтепровода, состоящего из двух перегонов, по которому осуществляется перекачка нефти в режиме «из насоса в насос» (рис.). Допустим, что для увеличения пропускной способности участка в поток нефти ввели противотурбулентную добавку только на втором перегоне [х2, ¿]. Поскольку гидравлическое сопротивление технологического участка снизится, расход нефти 0, м3/ч, увеличится, а дифференциальные напоры (ДН ^ и (ДН)2, м, головной и промежуточной станций, соответственно, уменьшатся. При этом гидравлический уклон (¡у на первом перегоне увеличится из-за повышения скорости перекачки (линия А'Б' гидравлического уклона), а на втором - уменьшится вследствие действия противотурбулентной добавки (линия С'D гидравлического уклона). В результате введения добавки напор на головную НПС (ГНПС) уменьшится (пьезометрический напор опустится из точки А в точку А'), а поскольку линия АБ' гидравлического уклона станет более крутой, уменьшится и подпор
Ссылка для цитирования (for citation):
Голунов Н.Н. Алгоритм гидравлического расчета технологического участка нефтепровода при использовании противотурбулентной добавки // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 1-2. С. 94-100.
Golunov N.N. Algorithm of Hydraulic Calculation of Technological Section of Pipeline Using Anti-Turbulent Drug Reducing Agents. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2019, No. 1-2, P. 94-100. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019
95
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
промежуточной НПС (ПНПС) (пьезометрический напор опустится из точки B в точку B'). Если подпор ПНПС изначально был близок к минимально допустимому, то его уменьшение при введении противотурбулентной добавки приведет либо к прикрытию дроссельной заслонки системы автоматического регулирования (САР), либо и вовсе к аварийному отключению ПНПС. То же и в общем случае: нерасчетное использование противотурбулентной добавки на отдельных перегонах может привести к аварийной ситуации. Таким образом, анализ режимов работы технологического участка нефтепровода в случае использования противотурбулентной добавки требует проведения расчета совместной работы технологического участка в целом. Только в рамках такого расчета можно оценить общий объем затрат энергии, расходуемой на перекачку, и обоснованно принять решение об использовании либо неиспользовании противотурбулентной добавки.
РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА
ГИДРАВЛИЧЕСКОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ
Для расчета коэффициента гидравлического сопротивления A(Re, е, 0) в зависимости от режима течения (числа Рейнольдса Re и относительной эквивалентной шероховатости е) и концентрации 0 противотурбулентной добавки в нефтепроводе можно применить теорию, изложенную в наших предыдущих работах, базирующуюся на феноменологической теории Т. Кармана [13-16]. Согласно этой теории распределение u(r) осредненных скоростей в турбулентном течении жидкости в трубопроводе соответствует дифференциальному уравнению:
\(r)-rJ |rft//dr|3 du- U*r (1) pW)-K ^u/dr^dr */?„' (1)
где x(r) - касательное напряжение, Н/м2; r - радиальная координата, м; р - плотность жидкости, кг/м3; к - константа Кармана, равная « 0,4; x(R0) - касательное напряжение на внутренней поверхности трубопровода, Н/м2; R0 - радиус трубопровода (d = 2R0), мм; u, = Vx(/?0)/p -динамическая скорость, м/с. Решение этого уравнения с краевыми условиями:
ГНПС ПНПС
Initial pump Station Booster station
Технологический участок нефтепровода из двух перегонов The technological section of the pipeline of two sections
Значения коэффициента kt(0) Coefficient kt(0) values
Концентрация 0, млн-1 Strenght 0, ppm 5 10 15 20 25
Коэффициент kj(0) Coefficient kt(0) 115 230 340 500 500
"Ю =o.
du
Tr
*o 1 +/(Au,/v,0)'
(2)
4
.-'in А К
k<r1(6)ReVX/8 137 1 +/(sReVV8,0) 60
ния коэффициента X в «гидравлически гладких» трубах [16]:
где V - коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с; Д - абсолютная эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубопровода; ^(0) - инвариантная константа (^(0) = 28); /(Ди„/у,0) - инвариантная функция, отражающая влияние шероховатости и определяемая экспериментально путем сопоставления с графиками И. Никурадзе [14], дает так называемое универсальное уравнение сопротивления:
^=0,88-ln(ReVX)-0,8,
(4)
решение которого аппроксимируется формулой Блазиуса А. = 0,3164Де0,25 [14].
В общем случае в присутствии добавки (0 * 0) и при отличной от нуля шероховатости уравнение (3) приобретает вид:
VÎT a88"lni+/(eReVX,0)
■ 3,73, (5)
где
(3) /(eReVX,0) =
а фактически уравнение для нахождения коэффициента гидравлического сопротивления А,(13е, е, 0). Здесь 13е = иё/у; б=Д/ё; и - средняя по сечению скорость нефти в трубопроводе, м/с; ё - внутренний диаметр трубопровода, мм. В отсутствие добавки (0 = 0) и в области гидравлически гладкого трения (е = 0) к1 = 28, /(0) = 0, и уравнение (3) переходит в уравнение для определе-
но, если eReVX < k3(Q), #r2(e>-(eReVX - /г3(в)), если eReVX > к (0),
а функции ¿1(0), k2(0) и k3(8) характеризуют индивидуальные свойства рассматриваемой противотурбулентной добавки и определяются в процессе ее тестирования на экспериментальном стенде. При 0 = 0 k1(0) = 28; k2(0) = 0,11; k3(0) = 14. Уравнение (5) позволяет вычислить коэффициент гидравлического сопротивления X(Re, е, 0) в турбулентном
96
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
20-я международная специализированная выставка
27-3110512019
Россия, Москва, ЦВК «Экспоцентр»
www.metobr-expo.ru
МЕТАЛЛООБРАБОТКА
МИНПРОМТОРГ . РОССИИ
Реклама 12+
Approved
Expo Rating
«Оборудование, приборы и инструменты для металлообрабатывающей промышленности»
При поддержке:
• Совета Федерации Федерального Собрания РФ
• Министерства промышленности и торговли РФ
• Союза машиностроителей России
Под патронатом ТПП РФ
Организаторы:
российская ассоциация производителен
станкоинструментальной продукции
«СТАНКОИНСТРУМЕНТ»
^ЭКСПОЦЕНТР
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
потоке жидкости с противотурбулент-ной добавкой по известным значениям концентрации добавки, числа Рейнольд-са и относительной эквивалентной шероховатости.
В таблице представлены значения функции kj(0) для различных концентраций 0, млн-1, противотурбулентной добавки FLO XL фирмы Baker PetroLite (США), отражающие типичную особенность всех противотурбулентных добавок: с увеличением концентрации добавки оказываемый ей эффект поначалу возрастает, но начиная с некоторого уровня концентрации (в данном случае это 20 млн-1) усиление эффекта прекращается.
АЛГОРИТМ РАСЧЕТА
Предположим, что технологический участок трубопровода работает в стационарном режиме и на всем протяжении полностью заполнен жидкостью. При этом на каждом перегоне используется противотурбулентная добавка в разных концентрациях 0Д/ = 1, 2, 3, ..., K). Поскольку участок работает в стационарном режиме, расход перекачки Q, м3/ч, постоянен, в то время как коэффициенты гидравлического сопротивления жидкости l(Re, е, 0) на отдельных перегонах могут различаться вследствие разных значений концентраций противотурбулентной добавки. Скорректируем метод расчета режимов перекачки, используемый для перекачки без противотурбулентных добавок, применительно к случаям их использования [13]. Уравнение баланса напоров для каждого перегона будет иметь вид:
[z1 + h1 + bH1]-[z2 + h2] = [zi + hi + &HJ-[z3 + h3] =
= j42(Re,e,e2)./2J
(6)
где zj - высотные отметки НПС, м; zy. - высотная отметка конца участка, м; 1 - подпор ¡'-й НПС, т. е. напор в линии ее всасывания, м; Лк - напор в конце участка, м;
ДН - дифференциальный напор ¡'-й станции, м; /¡. - протяженность ¡-го перегона, м; А,;(Ке, е, в) - коэффициент гидравлического сопротивления, вычисляемый по формуле (5) для значения концентрации противотурбулентной добавки 0. на ¡-м перегоне. В итоге имеем систему уравнений с К неизвестными - расходом 0 и подпорами 11- промежуточных НПС. Складывая уравнения системы (6), получаем:
(zl+h1+^Him-(zx+hj=
(7)
Формула (7) - это нелинейное уравнение относительно единственной неизвестной - расхода перекачки 0. Проще всего решить это уравнение с помощью метода последовательных приближений, описанного в конце предыдущего подраздела данной статьи. Решение уравнения (7) позволяет вычислить мощность Nэ, кВт, расходуемую на перекачку:
рдОЩ
3 ,
где -^(0) - коэффициент полезного действия (КПД) ¡-й НПС. После того как расход перекачки 0 найден, вычисляются подпоры Ьт всех промежуточных НПС.Складывая почленно первые (т - 1) уравнения системы (6), получаем формулу для расчета величины подпоров:
где/77 = 2, Ъ,...,К.
(8)
полнены условия, обеспечивающие возможность перекачки. Наиболее важные из этих условий заключаются в том, что подпоры 1п5 всех промежуточных НПС должны удовлетворять неравенствам 1 » р /ра + 1 (0), т. е. обеспечивать
т г у Г~1 кав.т * '
бескавитационную работу насосов НПС, а также что напоры во всех сечениях трубопровода не должны превышать его несущую способность. Для работы технологического участка необходимо выполнение так называемых условий согласования. Во-первых, требуется соблюдать ограничения на минимальные значения подпоров всех промежуточных НПС, или условия по минимальному напору на всасывании:
h > S, + h (Q), m = 2,3,.,K,
m PQ кав.т \ ' ' ' '
(9)
где величины подпоров Ьт находятся согласно (8), а 1кавт(0) определяется паспортными (0 - Н) характеристиками насосов НПС. Во-вторых, необходимо, соблюдать ограничения на максимальные давления на выходе всех НПС (условия по максимальному давлению нагнетания):
H = h + ДН « = H ,
ст.т т т По max т'
(10)
где Нстт - напор на выходе НПС (в линии нагнетания), м; Н - несущая спо-
' max т J ^
собность трубопровода в начале т-го перегона. В-третьих, необходимо, чтобы при найденном расходе Q линия гидравлического уклона на протяжении всего технологического участка проходила ниже кривой Hmax(x) ее несущей способности, но не ниже (а в случае отсутствия самотечных участков - выше) профиля z(x) трубопровода. Иными словами, необходимо соблюдение неравенства:
Поскольку расход перекачки 0 и подпор 11 первой НПС известны, полученные формулы позволяют вычислить (К - 1) неизвестных подпоров Ьт промежуточных НПС.
Из уравнения (7) следует, в частности, что изменение протяженностей I- отдельных перегонов между НПС не влияет на значение расхода перекачки 0. Однако последний вывод справедлив лишь в случае, если в трубопроводе нет самотечных участков, а также если вы-
z(x) < H(x) < Hmax(x).
(11)
Условия (9-11) являются достаточными для того, чтобы найденное по формулам (7-8) решение системы (6) давало приемлемый режим перекачки.
ПРИМЕР РАСЧЕТА
В качестве примера рассмотрим технологический участок нефтепровода (11 = 110 км, 12 = 100 км, d = 700 м, z1 = 100 м, z2 = 40 м, ^ = 50 м), представ-
98
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
OIL AND GAS TRANSPORTATION AND STORAGE
ленный на рисунке. В начале каждого перегона находится НПС с двумя последовательно соединенными насосами НМ 2500-230, рассчитанными на перекачку 1800 м3/ч и имеющими следующие характеристики: Н = 251 - 0,812.10-502 и кавитационный запас 30 м. Подпор Ьг первой (головной) НПС равен 60 м, напор Лк в конце технологического участка составляет 30 м. Пренебрегая шероховатостью внутренней поверхности трубопровода, найдем расход перекачки нефти 0 (вязкость V = 30.10-6 м2/с) и подпор Л2 промежуточной НПС. Составим два уравнения баланса напоров для каждого перегона рассматриваемого технологического участка, приняв во внимание, что (0 - Н) - характеристики НПС с двумя последовательно соединенными насосами на каждой станции. Поскольку ДН1(0) = ДН1(0) = = 2Н1 = 502 - 1,624.10-502 = 502 - 31,17ц2, уравнения балансов приобретают вид:
[100 + 60 + 502 - 31,17ц2] -
г ,, 110000, о
- [40 + Л2] =0^2^81 1 ' [40 + Л2 + 502 - 31,17-ц2] -
Сложив почленно эти уравнения, получим уравнение баланса напоров всего технологического участка:
1084 - 62,34ц2 = (8009^ + 7281А2)ц2, или:
ц2(800^1 + 7281^ + 62,34) = 1084. (12) Случай 1
Противотурбулентная добавка для перекачки не используется. При этом уравнение (12) баланса напоров имеет вид:
ц2(15 290А + 62,34) = 1084.
Решаем уравнение методом последовательных приближений. Первое приближение: полагаем, что А.(1) = 0,02, исходя из этого находим: и(1> 1,716 м/с; Ке(1> = 1,716.0,7/(30.10-6) £ 40 040. Далее вычисляем: А<2> = 0,3164/^40 040 0,0224 > АЯ>.
Из А(2) = 0,0224 > А(1) следует второе приближение: полагаем, что Х(2) = 0,0224, из чего рассчитываем ц(2) = 1,636 м/с; Re(2) £ 38 173. Находим, что
А(3) = 0,3164/V36 680 = 0,0226. Поскольку А(2) = А(3), итерационный процесс завершен, и можно принять X = 0,0226; ц = 1,63 м/с; Q == 2258 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор h2 « 58 м промежуточной НПС. Таким образом, рассматриваемый режим перекачки нефти без противотур-булентной добавки допустим, расход в нем составляет 2258 м3/ч.
Случай 2
Противотурбулентная добавка FLO XL в концентрации 8 = 15 млн-1 используется на обоих перегонах. Здесь, как и в предыдущем случае, ^ = Х2 = X, и уравнение баланса напоров для всего технологического участка имеет вид ц2(15 290А + 62,34) = 1084, только коэффициент X гидравлического сопротивления рассчитывается на основе уравнения (5), в котором следует положить k1(15) = 340 и f = 0, т. е. на основе уравнения:
-^ = 0,88-ln(ReVA) + l,85.
VA.
(13)
Первое приближение: полагаем, что ^(1) = А2(1) = 0,02, находим ц(1) £= 1,716 м/с; Re(1) = 1,716.0,7/(30.10-6) == 40 040. Из уравнения (13) вычисляем А,1(2) = 0,012. Поскольку А(2) = 0,012 < А(1) = 0,02, делаем второе приближение: полагаем, что А(2) = 0,012, отсюда находим ц(2) 2,10 м/с; Re(2) == 49 000. Из уравнения (13) находим А(3) = 0,0117 « А(2), и итерационный процесс завершен. Можно принять, что X = 0,012; ц = 2,1 м/с; Q == 2910 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор h2 « 61 м промежуточной НПС. Следовательно, рассматриваемый режим перекачки с противотурбулентной добавкой допустим, причем расход перекачки увеличивается почти на 30 % по сравнению с предыдущим случаем.
Случай 3
Противотурбулентная добавка FLO XL в концентрации 8 = 15 млн-1 использу-
ется только на втором перегоне. Уравнение баланса напоров для всего технологического участка имеет вид (12): ^(8009^ + 7281А2 + 62,34) = 1084, где Х2 рассчитывается согласно уравнению (13).
Первое приближение: полагаем, что А1(1) = А2(1) = 0,02, находим и(1> == 1,716 м/с; Ке(1> = 1,716.0,7/(30.10-6) == 40 040. Далее вычисляем А1(2) = 0,3164/^40 040 £= 0,0224, и из уравнения (13) А2(2) = 0,012. Второе приближение: полагаем, что А1<2) = 0,0224 и А2<2> = 0,012. Находим ц<2> ^ 1,815 м/с; Ке<2> 42 350. Вычисляем А1(3) = 0,3164/^42 3500,0221 » А1<2>, А2<3) = 0,0118 == А2<2), и итерационный процесс завершен. Можно принять А,1 = 0,0224; Х2 = 0,012; ц = 1,815 м/с; 0 = 2515 м3/ч. Далее из уравнения баланса напоров для первого перегона находим подпор Л2:
Л2 = (100 + 60 + 5 0 2 - 31,17.1,81 52) -
- 40 - ""ООО 0,0 2 24.1,8 1 52 -51 < 0.
и,/*с*У,о1
Отсюда следует, что подпор промежуточной НПС будет отрицательным, что невозможно. Таким образом, этот режим работы технологического участка невозможен.
ВЫВОД
Использование противотурбулентных добавок на технологическом участке трубопровода, т. е. на участке трубопровода с промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса в насос», может не только не дать сколько-нибудь существенного эффекта, но и привести к аварийному отключению промежуточных НПС.
Сделать обоснованное заключение об эффективности использования противотурбулентной добавки в трубопроводе с промежуточными НПС, работающими в режиме «из насоса в насос», можно только на основе гидравлического расчета технологических участков, рассматриваемых как единое целое, поскольку введение противотурбулентных добавок на отдельных перегонах трубопровода может привести к перерасходу электроэнергии, затрачиваемой на перекачку, или вообще к неосуществимости выбранного режима перекачки.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 1-2 February 2019
99
ТРАНСПОРТ И ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА
Литература:
1. Бахтизин Р.Н., Гареев М.М., Лисин Ю.В. и др. Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов. СПб.: Недра, 2018. 352 с.
2. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers // Proceedings of the First International Congress on Rheology. 1948. Vol. 2. P. 135-141.
3. Хойт Д. Влияние добавок на сопротивление трения в жидкости // Теоретические основы инженерных расчетов. 1972. № 2. С. 1-31.
4. Virk P.S. Drag Reduction Fundamentals // AIChE Journal. 1975. Vol. 21. No. 4. P. 625-655.
5. Japper-Jaafar A., Escudier M.P., Poole R.J. Laminar, Transitional and Turbulent Annular Flow of Drag-Reducing Polymer Solutions // Journal Non-Newtonian Fluid Mechanics. 2010. Vol. 165. No. 19-20. P. 1357-1372.
6. Петерфалви Ф. Внесение химреагентов для снижения трения в трубопроводы высокого давления для транспортировки жидких углеводородов компании MOL // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4 (20). С. 29-41.
7. Жолобов В.В., Варыбок Д.И., Морецкий В.Ю. К вопросу определения функциональной зависимости гидравлической эффективности противотурбулентных присадок от параметров транспортируемой среды // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 4. С. 52-57.
8. Ерошкина И.И. Повышение пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов на основе применения противотурбулентных присадок: дисс. ... канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2003. 146 с.
9. Челинцев Н.С. Исследование особенностей трубопроводного транспорта дизельных топлив с противотурбулентной добавкой: дисс. ... канд. техн. наук. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. 139 с.
10. Голунов Н.Н., Мержоев М.Г. Теория и алгоритм расчета квазистационарных режимов перекачки нефти с противотурбулентными добавками // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 12. С. 72-77.
11. Голунов Н.Н., Лурье М.В. Интерпретация результатов тестирования малых противотурбулентных добавок в ротационных приборах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. С. 84-90.
12. Лурье М.В., Голунов Н.Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4 (24). С. 32-37.
13. Лурье М.В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М.: Недра, 2017. 476 с.
14. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. Изд. 6-е, перераб. и доп. М.: Наука, 1987. 840 с.
15. Лурье М.В., Подоба Н.А. Модификация теории Кармана для расчета сдвиговой турбулентности // Доклады Академии наук СССР. 1984. Т. 279. № 3. С. 570-575.
16. Голунов Н.Н. Гидродинамическое обоснование использования теории Кармана для расчета гидравлического сопротивления шероховатых трубопроводов в присутствии противотурбулентных добавок // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 10. С. 66-70.
References:
1. Bakhtizin R.N., Gareev M.M., Lisin Yu.V., et al. Nanotechnology for Lowering the Hydraulic Resistance of Pipelines. Saint Petersburg, Nedra, 2018, 352 p. (In Russian)
2. Toms B.A. Some Observations on the Flow of Linear Polymer Solutions through Straight Tubes at Large Reynolds Numbers. Proceedings of the First International Congress on Rheology, 1948, Vol. 2, P. 135-141.
3. Hoyt D.U. Effect of Additives on Frictional Resistance in Liquid. Teoreticheskie osnovy inzhenernykh raschetov = Journal of Basic Engineering, 1972, No. 2, P. 1-31. (In Russian)
4. Virk P.S. Drag Reduction Fundamentals. AIChE Journal, 1975, Vol. 21, No. 4, P. 625-655.
5. Japper-Jaafar A., Escudier M.P., Poole R.J. Laminar, Transitional and Turbulent Annular Flow of Drag-Reducing Polymer Solutions. Journal Non-Newtonian Fluid Mechanics, 2010, Vol. 165, No. 19-20, P. 1357-1372.
6. Peterfalvi F. Drag Reducing Agent Application on MOL High Pressure Liquid Hydrocarbon Pipelines. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2015, No. 4 (20), P. 29-41. (In Russian)
7. Zholobov V.V., Varybok D.I., Moretsky V.Yu. About Determining Functional Dependence of Anti Turbulent Additive Hydraulic Efficiency from Parameters of Transported Medium. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2011, No. 4, P. 52-57. (In Russian)
8. Yeroshkina I.I. Enchanced Throughput of Trunk Oil Products Lines basing on the Applications of Anti-Turbulent Additivies. Ph.D. Thesis in Engineering Sciences. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2003, 146 p. (In Russian)
9. Chelintsev N.S. Investigation of Specifics for Pipeline Transportation of Diesel Fuels with an Anti-Turbulent Additive. Thesis of the Cand. Sc. (Engineering). Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011, 139 p. (In Russian)
10. Golunov N.N., Merzhoev M.G. Theory and Algorithm of Calculation of the Quasi-Stationary Modes of the Oil Pumping with Drag Reducing Additives. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2017, No. 12, P. 72-77. (In Russian)
11. Golunov N.N., Lurie M.V. Interpretation of Test Results of Drag Reducing Agents in Rotational Measurers. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 6, P. 84-90. (In Russian)
12. Lurie M.V., Golunov N.N. Application of Bench Test Results of Small Antiturbulent Additives for Industrial Pipeline Hydraulic Analysis. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov = Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation, 2016, No. 4 (24), P. 32-37. (In Russian)
13. Lurie M.V. Fundamentals of Pipeline Transportation of Oil, Its Products and Gas. Moscow, Nedra, 2017, 476 p. (In Russian)
14. Loitsyanskiy L.G. Fluid Mechanics. 6D Edition, Revised and Enlarged. Moscow, Nauka, 1987, 840 p. (In Russian)
15. Lurie M.V., Podoba N.A. Modification of Karman Theory to Design Shearing Turbulence. Doklady Akademii nauk SSSR = Papers of the USSR Academy of Sciences, 1984, Vol. 279, No. 3, P. 570-575. (In Russian)
16. Golunov N.N. Hydrodynamic Justification of the Use of the Karman's Theory for the Calculation of Hydraulic Resistance of Pipelines with Rough Walls in the Presence of Drug Reducing Agents. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2018, No. 10, P. 66-70. (In Russian)
100
№ 1-2 февраль 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
