Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Теория и практика трубопроводного транспорта битуминозных нефтей с применением разбавителя 16
1.1 Краткий обзор классификации тяжелых нефтей и их место в общей структуре запасов 16
1.2 Ашальчинское нефтяное месторождение 21
1.3 Анализ современной теории и практики трубопроводного транспорта высоковязких нефтей в смеси с разбавителем с применением технологии предварительного подогрева 31
1.4 Анализ современных методов теплового расчета трубопроводов, работающих в неизотермическом режиме 37
1.5 Анализ методов гидравлического расчета трубопроводов 45
1.6 Реологические свойства битуминозных нефтей 51
1.7 Анализ зависимостей, используемых для расчета вязкостей нефтяных смесей 58
1.8 Анализ зарубежного опыта расчета вязкостей нефтяных смесей 62
1.9 Постановка задач исследований 67
Глава 2 Экспериментальные исследования реологических моделей смеси битуминозной нефти Ашальчинского месторождения и разбавителя 68
2.1 Планирование эксперимента, выбор оборудования 68
2.2 Экспериментальные исследования реологических свойств нефтяной смеси и статистическая обработка результатов 73
2.3 Вывод и обоснование формул для прогнозирования реологических свойств нефтяной смеси
2.4 Выводы по главе 2 95
Глава 3 Разработка алгоритма выбора рациональных параметров транспортирования битуминозной нефти в смеси с разбавителем 96
3.1 Критерии оптимальности при трубопроводном транспорте битуминозной нефти совместно с разбавителем и постановка оптимизационной задачи 96
3.2 Моделирование нефтеперекачивающей станции с учетом пересчета характеристик центробежных насосов 103
3.3 Алгоритм выбора рациональных параметров транспортирования битуминозной нефти в смеси с разбавителем 105
3.4 Выводы по главе 3 110
Глава 4 Рекомендации по выбору рациональных режимов трубопроводного транспорта в случае перекачки битуминозной нефти в смеси с разбавителем 111
4.1 Технико-экономическое обоснование выполненных исследований на примере расчета участка действующей трубопроводной системы 111
4.2 Рекомендации по прокладке линейной части на пересечении с водными преградами 126
Заключение 129
Список литературы 130
- Анализ современных методов теплового расчета трубопроводов, работающих в неизотермическом режиме
- Анализ зарубежного опыта расчета вязкостей нефтяных смесей
- Вывод и обоснование формул для прогнозирования реологических свойств нефтяной смеси
- Алгоритм выбора рациональных параметров транспортирования битуминозной нефти в смеси с разбавителем
Анализ современных методов теплового расчета трубопроводов, работающих в неизотермическом режиме
Исследованы зависимости для определения коэффициента динамической вязкости бинарных нефтяных смесей. Отдельно рассмотрен зарубежный опыт расчета параметров смеси битуминозной нефти с разбавителем (в основном, по данным исследований на основе экспериментальных данных полученных с месторождений Канады, провинция Альберта).
На основе проведенного анализа сформулированы основные задачи исследования. Во второй главе описаны экспериментальные исследования реологических свойств смесей битуминозной нефти Ашальчинского месторождения и разбавителя. В качестве разбавителя принята маловязкая карбоновая нефть. Целью экспериментальных исследований являлось нахождение зависимостей параметров реологических моделей от определяющих факторов: концентрации разбавителя и температуры смеси. Экспериментальные исследования проводились в Центре инженерных изысканий («Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»), на ротационном реометре «Kinexus ultra +» и выполнялись в несколько следующих этапов: 1. планирование эксперимента и выбор оборудования; 2. исследование реологических параметров; 3. обработка полученных результатов методами математической статистики в специализированных программных продуктах. Принцип действия ротационного реометра «Kinexus ultra +» заключается в приложении к испытуемому образцу регулируемой деформации сдвига с целью измерения свойств текучести. Поскольку точные измерения и контроль температуры являются основным требованием практически всех реологических измерений, в составе реометра Kinexus были использованы сменные кассетные твёрдотельные термоэлектрические модули Пельтье.
Основными реологическими зависимостями, определяемыми при помощи реометра «Kinexus ultra +», являются: зависимости образцов «напряжение сдвига г, Па - скорость сдвига у, с-1», при различных температурах и «коэф. динамической вязкости//, Пас - температура Т, С». Температура образцов нефти в ходе испытаний изменялась в пределах от 5 до 60 С. Концентрация разбавителя изменялась в пределах от 0 до 100 %. Широкие пределы изменения концентрации разбавителя обусловлены исследовательским характером работы. Характеристики течения нефтяных смесей исследованы в условиях дискретного повышения скорости сдвига от 0 до 300 с-1. Диапазоны изменения температуры и скорости сдвига приняты исходя из эксплуатационных условий действующей трубопроводной системы. В ходе проведенных исследований была установлена иерархия реологических моделей для рассматриваемой нефтяной системы: от простейшей однопараметрической модели Ньютона до модели Карро, включающей в себя 4 независимых параметра. Предложенные модели с высокой степенью точности и качественно верно описывают реологические свойства нефтяной смеси. С увеличением температуры и концентрации разбавителя реологические модели смеси битуминозной нефти и разбавителя изменяются в следующей последовательности: «модель Карро» – «модель Эллиса» – «модель Оствальда-де Вааля» – «модель ньютоновской жидкости». Были выявлены общие закономерности изменения параметров реологических моделей.
С целью получения уравнения, пригодного для определения реологических свойств бинарной нефтяной смеси в зависимости от температуры смеси и концентрация разбавителя, были отдельно рассмотрены результаты экспериментов в области ньютоновских моделей. Качество полученных зависимостей было проверено методами математической статистики. Доказано, что вязкость бинарных нефтяных смесей в области ньютоновской жидкости следует определять по модифицированному уравнению Аррениуса.
В третьей главе разработан обобщенный алгоритм расчета режимов трубопроводной системы, по которой транспортируется битуминозная нефть в смеси с разбавителем. В разработанном алгоритме учтена возможность проявления неньютоновских свойств нефтяной смеси при пониженной температуре транспортирования или низкой концентрации разбавителя, посредством использования специальных формул для коэффициента гидравлического сопротивления при течении неньютоновских жидкостей (формула Мецнера-Рида и формула Ирвина), а также с применением программных комплексов по вычислительной гидродинамике (например, COMSOL Multiphysics 5.2). В области ньютоновского течения использовано модифицированное уравнение Аррениуса, полученное во второй главе. Другой отличительной особенностью алгоритма является расчет режимных параметров при различных расходах транспортируемого продукта. Большинство оптимизационных алгоритмов, получивших широкое распространение на сегодняшний день, предполагают, что массовый расход «горячей» перекачки с применением разбавителя является фиксированной величиной, в то время как при перекачке нефти центробежными насосами расход перекачки есть переменная величина и уместнее пользоваться понятием «динамической характеристики», предложенным и обоснованным П.И. Тугуновым и Н.А. Гаррис. При расчетах учитываются технологические ограничения (по температуре начального подогрева нефтяной смеси, по расходу смеси, по концентрации разбавителя), а также учитывается влияние изменения основных параметров перекачки на режим работы основного технологического оборудования.
С учетом приведенных выше отличительных особенностей, с использованием алгоритма расчета режимных параметров трубопроводного транспорта, найдена совокупность рабочих состояний системы, так называемая «линия рабочих режимов».
Каждой точке на линии рабочих режимов соответствует совокупность параметров, характеризующих процесс перекачки. Минимизацию целевой функции относительно выбранного критерия оптимальности следует производить по линии рабочих режимов. В качестве целевых функций предлагается использовать: функцию суммарных эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев (для случая Q = const) и функцию в виде разницы прибыли от перекачки заданного объема нефти и суммарных эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев (для случая Q const).
Анализ зарубежного опыта расчета вязкостей нефтяных смесей
В общем виде распределение средней по сечению температуры нефти по длине трубопровода принято определять по формуле Шухова [57, 58], модифицированной поправками Лейбензона (тепло трения) и Черникина (тепло кристаллизации парафина) К-п-Р ТО = Го + G - Ь + (ти - т0 - G 9 Ч e c + t X, (1.1) где Т(х) - средняя по сечению температура нефти в зависимости от текущей координаты, Тн - начальная температура нефти, G - массовый расход нефти, К - полный коэффициент теплопередачи от транспортируемого продукта в окружающую среду, D - внутренний диаметр трубопровода, Т0 - температура окружающей среды, icp - средний гидравлический уклон, Ср - коэффициент изобарной теплоемкости нефти, є - массовая доля парафина в нефти, Тнп и Тт-температуры начала и конца выпадения парафина соответственно, /п - скрытая теплота кристаллизации парафина.
Интенсивность падения температуры по трассе трубопровода характеризует безразмерный критерий Шухова K-n-D Шу%(Ср+ 11п Л 1 (1.2) где L - длина рассматриваемого участка. Чем сильнее выражено падение температуры перекачиваемого продукта по длине участка, тем большее значение принимает число Шухова, в случае изотермического режима транспорта число Шухова стремится к 0.
По мнению большинства исследователей технологии «горячей» перекачки, решающий вклад в точность теплового расчета вносит точность определения полного коэффициента теплопередачи К [7, 30, 59]. Для определения полного коэффициента теплопередачи К было предложено большое количество методов, которые условно можно разделить на экспериментальные и теоретические. Экспериментальные методы определения полного коэффициента теплопередачи К основаны на обработке эксплуатационных данных действующих трубопроводов, на которых используется технология «горячей перекачки». Обширные экспериментальные исследования показали, что величина полного коэффициента теплопередачи претерпевает значительные изменения, как по длине трассы трубопровода, так и с течением времени. Кроме того, экспериментальный метод может быть использован только для действующих трубопроводов, для вновь проектируемых он непригоден. Устоявшимся теоретическим методом определения коэффициента К является предложенный Л.С. Лейбензоном метод [62], основанный на решении задачи о распространении тепла через цилиндрическую стенку [120] где Щ - внутренний коэффициент теплоотдачи от транспортируемого продукта к внутренней поверхности стенки трубы (или отложений, если они присутствуют), а2 - внешний коэффициент теплоотдачи от трубопровода в окружающий массив грунта, 4 Д, Di+1 - коэффициент теплопроводности, внутренний и наружный диаметры i-ого слоя (отложения парафина, если они присутствуют, металл трубы, антикоррозионная изоляция, тепловая изоляция), DN - внешний диаметр трубопровода.
Основной расчетной зависимостью, используемой для определения внешнего коэффициента теплоотдачи а2, является формула Форхгеймера [9] где Хгр - коэффициент теплопроводности грунта, RN - радиус трубопровода, h0 - глубина заложения трубопровода до его оси. Известна также формула Аронса-Кутателадзе [9, 61], которую рекомендуется применять при незначительных относительных величинах заглубления трубопровода (h0 / DN 3…4) где Нп - приведенная глубина заложения трубопровода, Nu0 - число Нуссельта при теплоотдаче в атмосферу. В случае h01DN 3… 4 использование формулы (1.5) повлечет за собой ошибку не более 5 %.
Приведенная глубина заложения трубопровода, с учетом толщины снежного покрова, вычисляется по формуле Hn = h0 + HCH- , (1.6) где Нсн - высота снежного покрова, Хсн - коэффициент теплопроводности снежного покрова. Число Нуссельта при теплоотдаче в атмосферу в формуле (1.5) определяется по зависимости «во 0 Nu0 = в (1.7) где аво - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу. Коэффициент теплоотдачи от поверхности массива грунта, окружающего трубопровод, в атмосферу принято вычислять по формуле [9] «во=«вк + «вр- (1-8) где авк - конвективная компонента коэффициента теплоотдачи, авр -радиационная компонента коэффициента теплоотдачи. Конвективную компоненту коэффициента теплоотдачи от поверхности массива грунта в атмосферу определяют в соответствии с зависимостью aBK = ll,6 + 7,0VwB, (1.9) где we - скорость ветра. В нормативном документе [80] конвективную компоненту коэффициента теплоотдачи предложено определять по графику в зависимости от средней скорости ветра. Радиационная компонента коэффициента теплоотдачи определяется в соответствии с законом теплообмена излучением « (7іг±273у_ /7,1273 )1 (1.10) Р Тпг - Тв [ 100 / V 100 J где Тпг - температура поверхности грунта, Тв - температура воздуха, єчт -степень черноты поверхности грунта, Cs - постоянная Стефана-Больцмана. Поскольку исходные данные по степени черноты поверхности грунта и температуре его поверхности являются неопределенными, то в работе [9] для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать значение радиационной компоненты коэффициента теплоотдачи 4 Вт/(м2С).
Температурное поле грунта в области теплового действия подземного трубопровода описывается уравнением [9] Тнс+Ві 2Тв Ві 2-(ТНС-Тв) у TN0 Bi2 /(y + c)2+x2Y (111) где Тнх, - температура грунта на глубине Но, ниже которой влиянием сезонных колебаний температуры воздуха можно пренебречь, Тв - температура воздуха, х, у -декартовы координаты, Ты - температура внешней поверхности трубопровода, То - температура грунта на глубине заложения трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии, Ві2 и Ві 2 - числа Био, которые определяются в соответствии со следующими зависимостями
Решение задачи теплообмена подземного трубопровода с окружающим массивом грунта сопряжено с большим количеством допущений. Массив грунта рассматривается как однородный, в то время как на самом деле в нем идут сложные тепломассообменные процессы. В тепловом расчете теплофизические характеристики грунта усредняются и принимаются постоянными, в то время как в действительности они являются нестационарными [41]. Теплофизические свойства грунта усредняются также и по длине трубопровода. Климатические характеристики изменчивы и учет их влияния на общую картину теплообмена затруднен. Учет всех факторов, влияющих на теплообмен подземного трубопровода с окружающей средой, в аналитическом виде невозможен. Численные методы решения задачи зачастую не являются решением возникающих затруднений [65]. В первую очередь, это связано с тем, что в основе математических моделей так или иначе лежат параметры (например, теплофизические свойства грунта), имеющие в свете решаемой задачи вероятностную, стохастическую природу. На рисунке 1.7 в качестве примера реализации численных методов приведено температурное поле массива грунта возле подземного трубопровода, построенное в программном пакете COMSOL Multiphysics 5.2, для условий исследуемого в диссертации участка ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС (см. Глава 4), в одной из точек трассы трубопровода.
Вывод и обоснование формул для прогнозирования реологических свойств нефтяной смеси
При решении оптимизационных задач трубопроводного транспорта в случае использования технологии «горячей» перекачки с разбавителем принято руководствоваться критериями оптимальности, которые разделяют на две группы: гидравлические и технико-экономические. В работах [53, 66] сформулированы наиболее распространенные гидравлические и технико экономические критерии. Отмечено, что сформулировать единый общезначимый критерий оптимальности не представляется возможным, в виду большого многообразия решаемых на практике задач и возникающих ограничений.
Важно отметить, что достижение теоретических оптимальных значений параметров на практике возможно далеко не всегда в силу разного рода технологических ограничений и т.п. В этой связи правильнее будет говорить о задаче поиска рациональных значений параметров, которые приближают систему к ее оптимальному состоянию и обеспечивают эффективный режим эксплуатации. Так, например, в случае наличия в трубопроводной системе лимитирующего участка, наиболее рациональным решением будет повышение его пропускной способности до максимальных значений (например, использованием специальных методов перекачки: предварительного подогрева, разбавления, термообработки и т.д.). Такое решение не будет удовлетворять большинству технико-экономических и гидравлических критериев оптимальности, однако эти критерии в свете данной задачи заведомо являются неуместными [53, 66]. Приведенный пример показывает, что формулирование критерия оптимальности, относительно которого будет решаться оптимизационная задача, должно происходить по результатам всестороннего рассмотрения трубопроводной системы. В ходе анализа трубопроводной системы важно выявить технологические ограничения, общую технологию транспорта, доступные средства регулирования режимов и т.п.
Постановка оптимизационной задачи состоит в записи целевой функции и формулировке критерия оптимальности, относительно которого будет производиться поиск оптимумов 4 (Q,T,ev,...) min, (3.1) где Ф- целевая функция. В качестве целевой функции могут выступать суммарные эксплуатационные затраты на перекачку и подогрев, тогда целевая функция будет записана следующим образом Q-p-g-H- — + Q-p-Cv-(THK)- — min , (3 2) где Q - секундный объемный расход, ам, ат - стоимости единицы механической и тепловой энергии соответственно, rjM, rjm - коэффициенты полезного действия центробежных насосных агрегатов и печей подогрева соответственно, Тн иТк - начальная и конечная температуры нефти на участке. В случае применения технологии «горячей» перекачки с разбавителем в работе [66] предложено использовать целевую функцию в виде SM(T,0v)+ST(T,0v)+Sv(T,0v) min , (3.3) где 5М - эксплуатационные затраты на работу насосного оборудования нефтеперекачивающей станции, 5Т - эксплуатационные затраты на подогрев транспортируемой нефтяной смеси, 5р - эксплуатационные затраты на разбавление.
В работах А.А. Родина [81] и С.Д. Касима [54], под руководством В.И. Марона, решены задачи оптимизации перекачки высоковязкой нефти с разбавителем с применением технологии предварительного подогрева. Разработан алгоритм расчета оптимального количества разбавителя и оптимальной температуры при перекачке по действующему нефтепроводу. Несмотря на то, что решения охватывают различные случаи – от вновь проектируемых трубопроводов, до трубопроводов находящихся в эксплуатации, они содержат ряд допущений. Решения, представленные в работах [54, 81], были получены с учетом следующих допущений: – рассматриваемые нефти имеют ньютоновскую природу, перекачка нефтей, проявляющих неньютоновские свойства, не рассмотрена; – при изменении концентрации разбавителя и температуры начального подогрева реологическая модель транспортируемого продукта полагается неизменной; – оптимизационные алгоритмы предполагают, что массовый расход перекачки является фиксированной величиной, в то время как при перекачке нефти центробежными насосами расход перекачки есть переменная величина и уместнее пользоваться понятием «динамической характеристики», предложенным и обоснованным П.И. Тугуновым и Н.А. Гаррис в работах [31, 32, 34, 35, 95].
Рассмотрим принятые допущения подробно. Нефтяная смесь по мере своего движения по трубопроводу остывает, что вызывает изменение ее реологических свойств, вязкость нефтяной смеси возрастает. В работах [54, 81] это изменение учитывается только в области ньютоновского течения жидкости. В основу расчетных алгоритмов в работах [54, 81] заложены формулы Рейнольдса-Филонова и Р.А. Алиева. В действительности, по мере своего остывания, нефтяная смесь может достичь такой температуры, при которой она начнет проявлять неньютоновские свойства. В этом случае вести расчет по формулам для ньютоновских нефтей представляется ошибочным. Необходимо учитывать неньютоновские свойства нефти при расчете гидравлических сопротивлений и построении характеристики трубопроводной сети. Для некоторых реологических моделей (например, модель Оствальда-де Ваале) известны аналитические формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления (см. Глава 1), для некоторых расчет потерь напора сопряжен с решением задач вычислительной гидродинамики неньютоновских жидкостей в специализированных программных комплексах. Отсутствие учета возможного проявления нефтяной смесью неньютоновских свойств может повлечь за собой серьезные последствия.
Однако проявление неньютоновских свойств нефтяной смесью может быть обусловлено не только падением температуры по ходу нефтепровода. Причиной этому может послужить и изменение концентрации маловязкого компонента. Так, например, при изменении добычи маловязких нефтей на месторождении их доля в общем потоке транспортируемой продукции может сократиться. Уменьшение доли маловязких нефтей в общем объеме перекачки может привести к проявлению нефтяной смесью неньютоновских свойств, о важности учета которых уже говорилось выше.
Другим важным обстоятельством является допущение о постоянстве расхода перекачки. При использовании технологии предварительного подогрева в случае применения центробежных насосов, расход перекачки является переменной величиной, которая определяется пересечением характеристик насосной станции и трубопроводной сети. Характеристика насосной станции пересекает характеристику трубопроводной сети не в одной фиксированной точке, а по линии, т.н. «линии рабочих режимов». При изменении начальной температуры подогрева, расход перекачки будет изменяться, двигаясь вдоль линии рабочих режимов. Каждой точке на линии рабочих режимов соответствует группа параметров (потери напора, начальная и конечная температуры, затраты мощности на подогрев, затраты мощности на перекачку и т.д.), отвечающая установившемуся в системе расходу.
На рисунке 3.1 приведено изображение поверхности характеристики нефтеперекачивающей станции, пересекающей поверхность характеристики трубопроводной сети по линии рабочих режимов (красная линия). Синей пунктирной линией отмечена граница области, при переходе через которую требуется выполнять пересчет характеристик центробежных насосов с воды на высоковязкую нефть.
Алгоритм выбора рациональных параметров транспортирования битуминозной нефти в смеси с разбавителем
При определении параметров теплового режима эксплуатации нефтепровода важную роль играют климатические характеристики района, в котором располагается рассматриваемый участок нефтепровода. Кроме того, особую важность имеют теплофизические параметры окружающего трубопровод массива грунта. Климатические характеристики рассматриваемого участка приняты по данным АМСГ «Бугульма» (№28711), в соответствии с информацией, представленной в Научно-прикладном справочнике «Климат России» (ФГБУ «ВНИИГМИ-МЦД»), и приведены в таблице 4.6.
По трассе трубопровода преобладающим типом грунтов являются суглинки мягкопластичные. Тепло физические свойства грунта получены согласно общим рекомендациям, изложенным в работе [9]. Коэффициент теплопроводности грунта составляет 1,62 Вт/(мС), объемная теплоемкость грунта составляет 3,21-106 Дж/(м3С), что соответствует 2183 Дж/(кгС), плотность грунта в сухом состоянии составляет 1470 кг/м3. Пример результатов расчета температурного поля грунта для данных значений теплофизических свойств представлен в Главе 1.
На основании разработанного в Главе 3 алгоритма, был произведен расчет тепловых и гидравлических режимов трубопровода.
При проведении расчетов использовались следующие исходные данные: данные по параметрам линейной части участка трубопровода (Таблица 4.1), данные по параметрам основного технологического оборудования (Таблица 4.1, Таблица 4.2, Таблица 4.3, Таблица 4.4, Таблица 4.5), данные по основным климатическим характеристикам рассматриваемого участка (Таблица 4.6), а также по теплофизическим свойствам грунта. В основу расчетов легли экспериментальные исследования по определению реологических свойств смеси битуминозной нефти с разбавителем, представленные в Главе 2, а также в
Приложении А, включающие в себя зависимости реологических свойств нефтяной смеси от температуры и концентрации разбавителя. Для действующего на данный момент режима транспортирования с начальной температурой подогрева Тн = 41 С было найдено распределение температуры по длине трассы нефтепровода. Распределение средней по сечению температуры нефтяной смеси в зависимости от длины нефтепровода по ходу трассы на участке представлено на рисунке 4.5. Длина нефтепровода п о ходу трассы, м Рисунок 4.5 – Распределение средней по сечению температуры нефтяной смеси в зависимости от длины нефтепровода по ходу трассы на участке Конечная температура Тк по результатам расчета составляет 26,4 С. Полученная в соответствии с предложенной методикой расчетов конечная температура отличается от реальных эксплуатационных данных на 0,3 С. Относительная погрешность составляет 1,1 %, что позволяет говорить об относительно высокой точности полученного решения.
В Приложении Г представлены результаты расчета режимов работы нефтепровода на участке ДНС-5 «Чумачка» - МЦПС в соответствии с алгоритмом, разработанным в Главе 3.
На рисунке 4.6 представлена поверхность характеристики нефтеперекачивающей станции, которая пересекла поверхность характеристику трубопроводной сети по линии рабочих режимов, построенная на основании разработанного алгоритма.
На рисунке 4.7 приведена поверхность функции (3.18) в координатах «температура начального подогрева» – «расход перекачки». На поверхности построена линия рабочих режимов, с нанесенной на нее точкой, отвечающей максимальному значению функции (3.18) при заданных технологических ограничениях.
Поверхность функции (3.18) в координатах «температура начального подогрева» – «расход перекачки» Таким образом, с точки зрения максимизации функции (3.18), рациональными параметрами будут являться Q= 578 м3/ч и Тн = 35 С. В условиях рассматриваемой задачи, найденные значения совпадают со значениями, найденными исходя из выражения (3.19). Это обусловлено тем, что в решаемой 124 задаче расход перекачки с ростом температуры меняется слабо, а проявление неньютоновских свойств выражено незначительно.
При проведении технико-экономического расчета важную роль играют цены на тепловую энергию и электроэнергию. В данном расчете цена на электроэнергию принята в размере мех = 2,5 руб./(кВтч) (принято в соответствии со ставкой тарифа для промышленных потребителей в регионе рассматриваемого участка трубопроводной системы). Цена на тепловую энергию определялась следующим образом: известно, что цена на газ составляет 4,8 руб./м3, низшая теплота сгорания природного газа, поступающего в печи ПТБ-10 (А), составляет 35 МДж/м3, следовательно, цена на тепловую энергию составит тепл = 13,7110-8 руб./Дж.
С учетом приведенных выше данных, при рабочем расходе 578 м3/ч, построен график зависимости затрат на работу насосного оборудования от начальной температуры подогрева, представленный на рисунке 4.8.
Как видно из рисунка 4.8 с ростом температуры начального подогрева затраты на работу насосного оборудования резко снижаются. Однако рост температуры начального подогрева сопряжен с увеличением затрат на генерацию тепловой энергии (сжигание природного газа в печах). График зависимости общих эксплуатационных затрат от температуры начального подогрева представлен на рисунке 4.9.
Зависимость общих эксплуатационных затрат от температуры начального подогрева Исходя из рисунка 4.9, можно заключить, что оптимальное значение температуры начального подогрева составляет Тн = 35 С. Это на 6 С меньше, чем при действующем режиме эксплуатации. Разница между общими эксплуатационными затратами при оптимальном режиме и действующем режиме эксплуатации составляет 0,145 руб./с. В случае реализации оптимального режима эксплуатации это позволит обеспечить экономию средств в размере 4,57 млн. руб./год. Отметим важную деталь, представленные расчеты произведены в случае отсутствия других распространенных методов регулирования, таких как дросселирование, байпасирование и т.п., которые нашли широкое применение на практике. В случае применения этих методов необходимо учитывать их влияние на общую эффективность процесса трубопроводного транспорта. Учет этого влияния выходит за рамки заявленной темы исследований и может послужить направлением для дальнейших работ.