Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Процессы и технологии, основанные на использовании противотурбулептных присадок 9
1.1. Противотурбулентные присадки для транспортировки нефти и нефтепродуктов 9
1.2. Использование противотурбулептных присадок для решения задач трубопроводного транспорта в России 16
1.3. Оценка потенциального рынка применения противотурбулентных присадок 33
1.4. Обзор исследований по применению противотурбулентных присадок... 41
Выводы по главе 1 и постановка задач исследования 59
Глава 2. Условие применения противотурбулентных присадок и расчет параметров трубопроводной системы 61
2.1. Критерии применения и выбор противотурбулентных присадок для решения задач трубопроводного транспорта 61
2.2. Требования к технологическим режимам последовательной перекачки 66
2.3. Требования к работе насосного оборудования и расчет их характеристик 69
2.4. Идентификация параметров линейного участка магистрального
трубопровода 15
Выводы по главе 2 81
Глава 3. Разработка математической модели задачи оптимизации стационарных режимов последовательной перекачки с применением противотурбулентных присадок 82
3.1. Разработка метода расчета концентраций противотурбулентной присадки при различных условиях работы трубопроводов 82
3.2 Разработка алгоритма расчета требуемых концентраций ПТП для обеспечения заданного режима эксплуатации 87
3.3 Разработка математической модели процесса перекачки с противотурбулентной присадкой 93
3.4 Разработка программы расчета 96
3.5 Влияние параметров противотурбулентной присадки на работу трубопроводов 103
Выводы по главе 3 105
Глава 4. Оптимизация режимов перекачки дизельных топлив с противотурбулентной присадкой на примере НПП «Никольское - Диена» 106
4.1 Характеристика иефтепродуктопровода и его основные особенности ... 106
4.2 Идентификация параметров насосного оборудования 109
4.3 Порядок проведения и расчет параметров технологического процесса.. 112
4.4 Выбор метода расчета коэффициента гидравлического сопротивления потока с присадками 113
4.5 Анализ результатов и оценка влияния различных факторов на эффективность применения присадки 122
Выводы по главе 4 128
Основные выводы и рекомендации 129
Библиографический список использованной литературы
- Противотурбулентные присадки для транспортировки нефти и нефтепродуктов
- Критерии применения и выбор противотурбулентных присадок для решения задач трубопроводного транспорта
- Разработка метода расчета концентраций противотурбулентной присадки при различных условиях работы трубопроводов
- Характеристика иефтепродуктопровода и его основные особенности
Введение к работе
Энергетическая безопасность России зависит не только от наличия нефтегазовых ресурсов, но и от существующей инфраструктуры магистрального транспорта нефти, нефтепродуктов и газа.
На трубопроводный транспорт жидких углеводородов ложится основная доля экспорта, которая в последние годы имеет устойчивую тенденцию к увеличению. С 2002 года экспорт светлых нефтепродуктов увеличился на 15,7%.
Однако существующие пропускные способности многих магистральных трубопроводов и их участков ограничены не только конструктивными решениями, ориентированными на задачи транспорта в 60-е годы, но и технической политикой, проводимой в первые годы после распада СССР в условиях спада промышленного производства.
Существующие магистральные трубопроводы построены в различные годы и отличаются друг от друга степенью надежности, нормативами проектирования, технологией строительства, качеством труб, методами технической диагностики и технологиями проведения технического обслуживания и ремонта.
В системе ОАО «АК «Транснефть» более 30 лет эксплуатируются 38% магистральных нефтепроводов, а в системе ОАО «АК «Транснефтепродукт» - 34%.
В связи с этим в последние годы все трубопроводные компании проводят техническую политику, направленную на реконструкцию и повышение надежности магистральных трубопроводов. Однако эти мероприятия в настоящее время не обеспечивают опережающего ремонта и замены труб по сравнению с их естественным старением, что связано с недостатком финансовых средств и наличием первоочередных задач по строительству новых магистральных трубопроводов.
5 В то же время в связи с ростом цен на нефть и нефтепродукты, а также
повышением спроса на них на международном энергетическом рынке, важной государственной задачей является повышение пропускной способности экспортных магистральных трубопроводов России.
Одним из наиболее эффективных методов увеличения пропускной способности лимитирующих участков магистральных трубопроводов является применение противотурбулентных присадок, которые могут быть оперативно использованы и позволяют на кратковременные сроки отказаться от сооружения лупингов, замены насосно-силового оборудования и др.
Начало применения противотурбулентных присадок на магистральных трубопроводах России в промышленных масштабах относится к 2002 г, и в настоящее время это один из эффективных методов увеличения пропускной способности магистральных участков.
Использование противотурбулентных присадок предусматривает решение задач по выбору их оптимальных концентраций, определению режимов работы системы нефтеперекачивающих станций с учетом ограничений по подпорам и давлениям, зависящим, в свою очередь, от несущей способности труб каждого линейного участка магистрального трубопровода.
Увеличение пропускной способности отдельных лимитирующих участков и магистральных трубопроводов в целом за счет применения противотурбулентных присадок требует применения оптимальных технологических режимов, критериями выбора которых могут быть минимальные затраты на присадку и используемую электроэнергию для перекачки. В свою очередь, такая оптимизация невозможна без применения современных математических методов с использованием вычислительной техники.
Действующие правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов не содержат рекомендаций по применению противотурбулентных присадок, а также методов расчета технологических режимов в случае увеличения пропускной способности при их использовании. Поэтому разработка методики расчета режимов работы магист-
ральных трубопроводов с применением противотурбулентных присадок является актуальной задачей, имеющей важное значение для экономики трубопроводного транспорта.
Автор выражает благодарность научному руководителю - д.т.н., профессору М.В.Лурье, а также сотрудникам кафедры нефтепродуктообеспече-ния и газоснабжения за постоянное внимание и помощь в работе.
Противотурбулентные присадки для транспортировки нефти и нефтепродуктов
Потери напора на трение являются основной причиной затрат электроэнергии на перекачку жидкостей и газов по трубопроводам. Они обусловлены силами внутреннего трения между слоями движущейся жидкости. И в ламинарном и в турбулентном потоке происходит диссипация (рассеивание) механической энергии упорядоченного движения и переход ее в энергию хаотичного движения частиц жидкости. Для турбулентных течений этот переход носит многостадийных характер.
Механическая энергия движения переходит сначала в энергию крупномасштабных вихрей турбулизованной среды, затем в энергию пульсационно-го движения мелкомасштабных вихрей и, наконец, за счет сил вязкости - в тепловую энергию жидкости. Поэтому важной задачей является вмешательство в структуру турбулентных течений с целью снижения потерь энергии.
Противотурбулентные присадки - высокомолекулярные полимерные вещества, позволяющие уменьшить коэффициент гидравлического сопротивления перекачиваемой при турбулентном режиме жидкости.
Принцип действия противотурбулентных присадок основан на эффекте Б.А. Томса [41], проявляющегося при введении в турбулентный поток жидкости очень малых количеств высокомолекулярных полимеров и вызывающих снижение гидравлического сопротивления турбулентного трения [73].
С ростом концентрации полимера эффект Томса усиливается, и снижение сопротивления достигает своего максимума при некоторой оптимальной концентрации. Обязательным условием существования эффекта Томса является турбулентный режим течения жидкости.
В настоящее время нет полной и строгой теории эффекта Томса. Считается, что механизм действия всех противотурбулентных присадок состоит в гашении турбулентных пульсаций за счет взаимодействия длинномерных молекул присадки с турбулентными вихрями, зарождающимися вблизи стенок трубопровода. При этом существенный эффект достигается уже при малых концентрациях присадок, измеряемых обычно в миллионных по объему частях жидкости (так называемых промилле - ррт) [35], [73].
За счет гашения пристеночной турбулентности происходит снижение гидравлического сопротивления потоку жидкости в трубопроводе и, как следствие, либо увеличение производительности перекачки (при сохранении перепада давлений), либо снижение давления на перекачивающих станциях (при сохранении производительности перекачки). Эффект снижения гидравлического сопротивления может составлять от 20 до 60 %, что позволяет уменьшить удельный расход электроэнергии на перекачку.
Приоритет разработки и применения противотурбулентных присадок принадлежит зарубежным компаниям. Первые разработки присадок на основе высокомолекулярных полимеров принадлежат компании Conoco и относятся к 60-ым годам прошлого столетия. Разработанная в 1977г. фирмами Conoco и TAPS (TAPS - Операторы нефтепровода «Транс-Аляска») противо-турбулентная присадка CDR-101 позволила достичь проектной производительности трансаляскинского нефтепровода (1979 г.) без сооружения двух насосных станций. К началу 1982 г. относится промышленное использование присадки нового поколения CDR-102, обладающей большей эффективностью при значительно меньшей концентрации вещества и меньших финансовых затратах; снижение стоимости присадки дало возможность применять CDR-102 на нефтепродуктопроводах в США. [99].
В 1985г. специалистами этой компании вводилась присадка CDR-102 на конечном участке трубопровода Лисичанск-Тихорецк с диаметром 700м. Производительность перекачки увеличилась на 24% при фиксированном давлении и концентрации присадки 43 ррт. Дальнейшее увеличение концентрации присадки до 68 ррт не дало эффекта снижения потерь на трение.
Первая отечественная присадка типа ВИОЛ, разработанная в Томском политехническом институте (Россия) прошла испытания на нефтепроводах «Александровское-Анжеро-Судженск» (1991г., Оу=1200мм) и «Тихорецк-Новороссийск» (1993г., Dy=500-800мм). В последнем случае было получено увеличение пропускной способности на 22-24% при концентрации присадки 70ррт. [54]
Наиболее известными из зарубежных являются присадки американских фирм «ConocoPhilips», «Baker Petroleum» и финской фирмы «Neste»1, созданные на углеводородной основе. Первые две в равной степени пригодны для перекачки сырых нефтей, последняя - для дизельных топлив.
Присадки типа Necadd АО Neste используются с 1991г. фирмой «Norsk Hydro» при транспортировке нефти по подводным трубопроводам в Северном море с Озеберского месторождения на материк (Оу=700мм). Противо-турбулентная присадка позволила снизить сопротивление на 50,4% или увеличить производительность на 49,7% при концентрации 100 ррт.
Гидравлическая эффективность присадок значительно варьируется в зависимости от свойств перекачиваемого продукта, характеристики трубопровода, концентрации присадки и других факторов. Это хорошо видно по данным рис. 1.1, на котором приведены кривые изменения гидравлической эффективности присадки LP 111 при перекачке сырых нефтей (а) и присадки RPTM II для нефтепродуктов (б), производимых компанией «Conoco Phillips Specialty Products» [101], [102].
Критерии применения и выбор противотурбулентных присадок для решения задач трубопроводного транспорта
В условиях рыночных отношений главной мотивацией для любой транспортной компании при внедрении различных технологических решений является экономическая эффективность. В отдельных случаях этот фактор не является доминирующим, когда на первое место выдвигается требование выполнения договорных обязательств по обеспечению поставок заданного количества продукта к фиксированному моменту времени.
В качестве меры принятия решений о применении противотурбулент-ных присадок предлагаем использовать следующие экономические критерии. Критерий 1 — превышение прибыли n(Q) от увеличения пропускной способности участка или всего трубопровода выше проектной (рабочей) пропускной способности над суммарными затратами на ввод присадки (Зпр) и дополнительной электроэнергии на перекачку (Зэл): n(Q) 3„p + 3M (2.1)
Критерий 2 - минимизация убытков Y(Q) при снижении пропускной способности до Q при ограничении рабочих давлений на отдельных участках магистрального трубопровода и затрат на ввод присадки, Зпр для поддержания пропускной способности большей чем Q и на проектном уровне Ш) 3nP(Q) (2.2) Q Q QnP
Технологический процесс транспортирования нефтепродуктов с применением противотурбулентпых присадок предполагает непрерывный ввод присадки в поток перекачиваемого нефтепродукта. Возможность применения ПТП определяется следующими условиями:
1. На участке МНПП, на котором осуществляется ввод присадки, имеет место турбулентный режим течения.
2. Насосные агрегаты должны иметь запас мощности {AN), достаточный для увеличения производительности: JV(0) N(0) & ? v где По— КПД насосов при производительности Qo без присадки; п — КПД насосов при производительности Q с присадкой;
3. При снижении давления на участке ввода присадки должна отсутство вать перевальная точка Hcm+ZH-U Zn (2.4) iXc). H" +Z" Z"{x) (2.5) х где Нст - напор насосной станции; ZH - геодезическая отметка насосной станции; Z„ (х) - геодезическая отметка перевальной точки; i(c) - гидравлический уклон на участке при использовании присадки; х - расстояние от насосной станции до перевальной точки; 4. Фирма-производитель присадки или компания, осуществляющая ее поставки, должна представить следующие документы, разрешающие ее при менение на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов: Разрешение Федерального горного и промышленного надзора России на применение присадки. Сертификат допуска к производству и применению Государственного центра сертификации и стандартизации химических реагентов для нефтяной промышленности. Санитарно-эпидемиологическое заключение на противотурбулент-ную присадку, выданное Центром Государственного санитарно-эпидемического надзора Минздрава РФ. Физико-химические свойства присадки по спецификации фирмы-изготовителя, необходимые при приемке присадки потребителем. Характеристику на химический продукт - присадку.
5. Оборудование для ввода присадки должно быть сертифицировано в соответствии с российскими требованиями.
При выборе одной из нескольких противотурбулентных присадок, предлагаемых различными фирмами-производителями, следует учитывать ряд факторов: - характер воздействия ПТП ранее применявшейся на других трубопроводах, будет различаться для каждого нового участка. Это связано с тем, что на работу ПТП влияют геометрические размеры (длина, диаметр, эквивалентная шероховатость внутренней поверхности) трубы и режим течения; - производители ПТП предлагают различные по своей эффективности и стоимости противотурбулентные присадки.
Таким образом, возникает необходимость выбора между более дешевой и менее эффективной и более дорогой и эффективной ПТП для обеспечения требуемых технологических режимов работы конкретного участка трубопровода. [71]
Стоит отметить, что ПТП имеет предельную эффективность, другими словами если увеличивать количество вводимой присадки, то после определенного значения концентрации эффект снижения гидравлического сопротивления трубопровода при вводе присадки изменяться не будет.
Разработка метода расчета концентраций противотурбулентной присадки при различных условиях работы трубопроводов
Экспериментальным путем было установлено, что степень снижения гидравлического сопротивления турбулентного потока нефти или нефтепродуктов зависит от концентрации, состояния линейной части трубопровода (є, D) и свойств продукта [13], [22], то есть зависимость гидравлической эффективности противотурбулентной присадки от этих факторов может быть записана аналитически Ф = Ф(С,ДЕ). (3.1)
Величину относительной шероховатости є необходимо рассматривать в данном случае как комплексную характеристику, учитывающую состояние внутренней поверхности трубопровода и конструктивные особенности маги-стрально трубопровода - наличие поворотов, тройников и других местных сопротивлений линейной части. Местные сопротивления и значительная шероховатость могут способствовать деструкции присадки, а также вызывать дополнительную турбулизацию потока, что осложняет создание подвижного слоя из молекул присадки у стенки трубопровода. Кроме этого, на эффективность действия присадки может влиять скорость ее растворения в потоке перекачиваемого продукта.
Как показали эксперименты [13] на начальном участке трубопровода при вводе присадке происходит рост эффективности до некоторого максимального значения, которое превышает среднее значение по всему перегону. Данный рост является результатом постепенного растворения присадки в потоке. После достижения максимального значения по эффективности проис ходит монотонное падение эффективности к концу перегона. Это снижение эффективности связано с деструкцией присадки в процессе движения по трубопроводу.
Поэтому присадки, внедренные в трубопровод, начинают эффективно снижать гидравлическое сопротивление не сразу за местом впрыска, а на определенном расстоянии за ним. Это расстояние зависит от скорости течения жидкости, времени растворения присадки в потоке и свойств самой присадки. Для некоторых присадок время растворения может достигать нескольких часов.
Рассмотрим методы расчета концентрации присадки для решения различных задач трубопроводного транспорта, при условии, что зависимость (3.1) известна.
Задача определения требуемой концентрации Ст на т-м участке магистрального трубопровода с TV-насосными станциями, может быть сформулирована следующим образом:
Определить концентрации присадки Ст при которых для заданной производительности Q и напору основных насосных агрегатов Ннас т, соответствующему заданной схеме их включения, целевая функция Ф, равная удельным затратам на используемую присадку и расходу электроэнергии на дросселирование, будет минимальна, при выполнении условий безопасной эксплуатации участка нефтепродуктопровода, т.е: тт Фуд=Ъ 2А.{ Ст-ЦПР+2125А- НДРт -ЦДЛ (3.16) \т=\ т=\ J где: Цпр - цена присадки, руб/т; Цэл - цена электроэнергии, руб/кВт.ч; Ст — концентрация присадки на m-ом участке, г/т; Ндрщ- величина дросселирования на m-ой НС, м; число рабочих дней принято равным 350. Для решения поставленной задачи требуется соблюдение ограничений для всех участков т = 1,N, где N— количествАлгоритм решения этой задачи заключается в следующем.
На первом этапе находится допустимое базисное решение, удовлетворяющее условиям безопасной эксплуатации (3.16 - 3.23).
После того, как найдены начальные значения концентрации присадки Сто и величины дросселирования Н о, определяется значение целевой функции (3.24), (3.16). Фуд о.Н о) m=W
Для оптимизации целевой функции многих переменных применяется модифицированный метод циклического изменения переменных, разработанный Хуком и Дживсом [87], см. табл. 3.2.
Предварительно задается: начальная величина шага изменения переменных ЛСт и АНърцп, коэффициенты изменения шага аСт и аНдр_т и параметры окончания поиска еСт и еНдрт для m = \,N. Параметры пробной точки при исследующем поиске определяются по формулам: с;+1 = с;+дся (3.26) 1т=я;_л+ДЯ м (3.27) где: т — номер участка т 1,N; А:-номер шага.
Если значение целевой функции в пробной точке не превышает значения функции в исходной точке, то шаг поиска к+1 считается успешным. В противном случае необходимо сделать пробный шаг в противоположном направлении с последующей проверкой целевой функции. После перебора всех переменных получаем новое базовое решение. о участков:
Характеристика иефтепродуктопровода и его основные особенности
Магистральный нефтепродуктопровод «Никольское - Диена» делится на 4 эксплуатационный участка: «Никольское-Стальной Конь», «Стальной Конь-Брянск», «Стальной Конь-8Н» и «8Н-Дисна», рис 1.13.
Участки «Никольское-Стальной Конь», «Стальной Конь-Брянск» и «Стальной Конь-8Н» обслуживаются филиалом ОАО «ЮЗТНП» «Брянское ПО» (далее - БПО), участок «8Н - Диена» обслуживается БПО и ЧУП «Запад-Транснефтепродукт» (далее — ЧУП «ЗТНП»), которые входят в состав ОАО «Юго-Запад Транснефтепродукт» дочернего предприятия ОАО «АК «Транснефтепродукт».
Зоны обслуживания разделяются Государственной границей между Российской Федерацией и Республикой Беларусь.
Для контрольной тестовой задачи и отладки программы рассмотрен эксплуатационный участок «8Н-Дисна», характеристики насосных станций которого приведены в табл.4.1. Схема участков нефтепродуктопровода «8Н-Дисна» приведена на рис.4.1.
В качестве исходной информации для анализа пропускной способности участка «8Н-Дисна» при транспортировке дизельного топлива летнего марки Л-0,2-62 ГОСТ 305-82 использовались характеристики перегонов (табл. 4.1.) и данные регламента технологических режимов эксплуатации участка.
По рассматриваемому участку осуществляется последовательная перекачка следующих светлых нефтепродуктов: автомобильного бензина АИ-76 ГОСТ 2084-77 и дизельного топлива летнего с температурой вспышки не ниже 40С и не ниже 62двух видов с содержанием серы не более 0,2% и не более 0,5%, а также зимнего ГОСТ 305-82. Глубина заложения оси нефтепродуктопровода на рассматриваемом участке 1,3м. Минимальная температура грунта составляет 0С.
Температура нефтепродуктов, предназначенных для перекачки по неф-тепродуктопроводу, не должна быть выше +30С для автомобильных бензинов и +40С для дизельных топлив (ГОСТ 1510-84).
Минимальная допустимая температура нефтепродуктов, закачиваемых из резервуара в трубопровод, ограничивается техническими возможностями насосных агрегатов и равна минус 5С.
Фактическая температура потока нефтепродуктов в магистральном нефтепродуктопроводе по станциям в январе и июле приведена в табл. 4.3.
Краткая техническая характеристика магистральных и подпорных насосных агрегатов, установленных на перекачивающих станциях, приведена в табл. 4.3. Заводские характеристики насосных агрегатов (Q-H, Q-N) представлены в Приложении 1-4.
Ниже приведены результаты аппроксимации основных характеристик насосных агрегатов ( P(Q) - напор насоса; n(Q) - КПД; PHPDS(Q) - кавитаци-онный запас; N(Q) - потребляемая мощность ), выполненные по методике, рассмотренной в разделе 2.2.
Насосные станции ЛПДС «8Н», ЛПДС «Сенно» и ЛПДС «Диена» рассматриваемого участка нефтепродуктопровода могут работать в режиме «из насоса в насос». Требуемый напор на насосной станции Нст непосредственно за регуляторами давления при работе по схеме «из насоса в насос» определялся по формуле: Нст = hmp + AZ + hHaa + hec + Hs,M (4.2) Требуемый напор на насосной станции Нст непосредственно за регуляторами давления при работе в резервуарный парк определялся по формуле: Ист = Кр + AZ + hHas + hpn + AZpn , м (4.3) где: hmp - потери напора на трение в нефтепродуктопроводе, м; AZ - разность отметок начала и конца перегона, м; Каг - потери напора в трубопроводе насосной станции от регулятора давления до магистрального нефтепродуктопровода, м; hec - потери напора в трубопроводах следующей станции от нефтепродуктопровода до входного патрубка первого магистрального насоса, м; Hs — подпор к магистральному насосному агрегату, обеспечивающий его безкавитационную работу, м; hp„ — потери напора на трение в трубопроводе резервуарного парка конечного пункта, от магистрали НЛП до наиболее удаленного резервуара, м; AZpn— разность отметок максимального взлива резервуара на конечном пункте и магистрали НПП, м. Требуемый напор на насосной станции HCT определялся по формуле; Ист — Ннас — hKOJt + Hs, м (4.4) где: Км — суммарные потери напора на трение в обвязке станции, м; Ннас - величина дифференциального напора, создаваемого работающими насосами станции, м. В выше приведенных формулах значения параметров принимались равными; hpn = 20 м; hK03 = 10 м; кнаг = 20 м; hec = 20 м; Hs 35 м.
