Выбор оптимальных параметров эксплуатации магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при использовании противотурбулентных присадок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Прохоров, Андрей Александрович

• Прохоров, Андрей Александрович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Прохоров, Андрей Александрович

Введение.

Условные обозначения и сокращения.

Глава 1. Процессы и технологии, основанные на использовании противотурбулентных присадок.

1.1. Противотурбулентные присадки для транспортировки нефти и нефтепродуктов.

1.2. Использование противотурбулентных присадок для решения задач трубопроводного транспорта в России.

1.3. Оценка потенциального рынка применения противотурбулентных присадок.

1.4. Обзор исследований по применению противотурбулентных присадок . 41 Выводы по главе 1 и постановка задач исследования.

Глава 2. Условие применения противотурбулентных присадок и расчет параметров трубопроводной системы.

2.1. Критерии применения и выбор противотурбулентных присадок для решения задач трубопроводного транспорта.

2.2. Требования к технологическим режимам последовательной перекачки.

2.3. Требования к работе насосного оборудования и расчет их характеристик.

2.4. Идентификация параметров линейного участка магистрального трубопровода.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Разработка математической модели задачи оптимизации стационарных режимов последовательной перекачки с применением противотурбулентных присадок.

3.1. Разработка метода расчета концентраций противотурбулентной присадки при различных условиях работы трубопроводов.

3.2 Разработка алгоритма расчета требуемых концентраций ПТП для обеспечения заданного режима эксплуатации.

3.3 Разработка математической модели процесса перекачки с противотурбулентной присадкой.

3.4 Разработка программы расчета.

3.5 Влияние параметров противотурбулентной присадки на работу трубопроводов.

Выводы по главе 3.

Глава 4. Оптимизация режимов перекачки дизельных топлив с противотурбулентной присадкой на примере НПП «Никольское - Диена».

4.1 Характеристика нефтепродуктопровода и его основные особенности.

4.2 Идентификация параметров насосного оборудования.

4.3 Порядок проведения и расчет параметров технологического процесса

4.4 Выбор метода расчета коэффициента гидравлического сопротивления потока с присадками.

4.5 Анализ результатов и оценка влияния различных факторов на эффективность применения присадки.

Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор оптимальных параметров эксплуатации магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при использовании противотурбулентных присадок»

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.

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 магистральных 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.

Условные обозначения и сокращения

Я - коэффициент гидравлического сопротивления.

Яо - коэффициент гидравлического сопротивления в потоке без противотурбулентной добавки.

Яс - коэффициент гидравлического сопротивления в потоке с противотур-булентной присадкой.

С - концентрация присадки по товарной форме, г/т; Спр - приведенная концентрация присадки; Стах - максимальная концентрация присадки, г/т; е - относительная шероховатость трубопровода e=K/D; кэ - эквивалентная шероховатость, м; D - внутренний диаметр трубопровода, м; Re - число Рейнольдса; tjnep - КПД передачи;

N(Q*) — мощность насоса при перекачке с присадкой, Вт;

Nmax ~ максимальная мощность электродвигателя, Вт.

Z - высотная отметка, м;

Нстт - напор насосной станции, м; hmp - потери напора на трение в трубопроводе, м; киаг - потери напора в трубопроводе насосной станции от регулятора давления до линейной части, м; hec - потери напора в трубопроводах следующей станции от линейной части до входного патрубка первого магистрального насоса, м; Н$ - подпор к магистральному насосному агрегату, обеспечивающий его безкавитационную работу, м; hpn - потери напора на трение в трубопроводе резервуарного парка конечного пункта от магистрали HI 111 до наиболее удаленного резервуара,м; Кол - суммарные потери напора на трение в обвязке станции, м; ht{c,t) - подпоры на i-ой насосной станции, м; hdon ~ допустимый напор, м.

Рпар ~ давление насыщенных паров, Па;

Рнач - давление подпора перед головной насосной станцией, Па; Ркон - остаточное давление в конце нефтепровода, Па; Pdpi - величина дросселируемого давления на i-ой насосной станции, Па; Pzi - давление, расходуемое на преодоление разности геодезических отметок трассы на i-ом участке нефтепровода, Па; i - гидравлический уклон, м/м; Dj, - диаметр лупинга, м. Д , - эквивалентный диаметр трубопровода, м т - показатель режима течения жидкости в формуле J1.C. Лейбензона; Q - объемный расход перекачки, м3/с;

Qc - объемный расход в потоке с противотурбулентной присадкой, м /с. р - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; v - кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с.

U - скорость жидкости, м/с; р - гидравлическая эффективность присадки, %. g - ускорение свободного падения м/с2;

Д - валовой доход, получаемый компанией, руб;

Т - тариф на перекачку (без учета тарифа на обслуживание), руб/т;

М - количество транспортируемого продукта, т;

И - издержки на обеспечение работоспособности системы, руб.

Цпр - цена присадки, руб/т;

Цэл ~ цена электроэнергии, руб/(кВт*ч).

АК - акционерная компания; вето - трубопроводная система Восточная Сибирь - Тихий дтл - дизельное топливо летнее; ктк - каспийский трубопроводный консорциум; кпд - • коэффициент полезного действия лпде - линейная производственно-диспетчерская станция; мнк - метод наименьших квадратов мнп - магистральный нефтепровод;

МН1111 - магистральный нефтепродуктопровод;

IIM - насос магистральный; нп - наливной пункт;

НПА - нефтеперекачивающий агрегат;

НС - насосная станция;

ОАО - открытое акционерное общество; опэ - опытно-промышленная эксплуатация;

ПНБ - перевалочная нефтебаза;

ПС - промежуточная насосная станция; птп - противотурбулентная присадка;

РП - резервуарный парк;

САР - система автоматического регулирования;

СМИ - северные магистральные нефтепроводы;

СНиП - строительные нормы и правила сод - средства очистки и диагностики;

СП - совместное предприятие.

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Прохоров, Андрей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показано, что введение противотурбулентных присадок на магистральных трубопроводах с промежуточными станциями, работающими в режиме «из насоса в насос» (то есть гидравлически связанными друг с другом) не всегда приводит к положительному эффекту, поскольку при вводе этих присадок возможен переход работы насосно-силового оборудования в зону пониженных КПД.

2. Разработанная в диссертации теория и основанная на ней методика расчета концентраций противотурбулентной присадки позволяют утверждать, что существуют оптимальные значения этих концентраций, зависящие от параметров участков трубопровода, перекачиваемой жидкости и особенно от характеристик конкретно установленных насосов.

3. Установлено, что наибольшую эффективность противотурбулент-ные присадки дают в нефте- и нефтепродуктопроводах, в которых перекачка жидкостей ведется в режиме «гладкого трения». Введение присадки в турбулентный поток проявляется в увеличении эффективного числа Рейнольдса и, следовательно, снижении гидравлических потерь.

4. Показано, что для оценки эффективности противотурбулентной присадки необходимо использовать предложенные в диссертации критерии. А именно: превышение прибыли от увеличения пропускной способности над суммарными затратами на ввод присадки и электроэнергию на перекачку (рассчитываемые на основании разработанной методики) и минимизация убытков при ограничении рабочих давлений с учетом затрат на ввод присадки, для частичного или полного восстановления пропускной способности.

5. Рекомендуются к применению методика и компьютерная программа расчета оптимальных режимов работы нефте- и нефтепродуктопроводов с промежуточными станциями при использовании противотурбулентных присадок.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Прохоров, Андрей Александрович, 2006 год

1. Авнапов В.А., Норкин П.К. К вопросу о повышении к.п.д. центробежных насосов, перекачивающих полимерные растворы/УИзвестия. АН Уз.ССР, серия технических наук. 1969. - №6.

2. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Учебн. Для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1988.-368 с.

3. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.:Недра, 1970.

4. Байков И.Р., Валиева Л.Р. Оптимизация режимов работы центробежных насосов/ТИзвестия ВУЗов. Нефть и газ. 1989. - №8 - С.65-68.

5. Белоусов Ю.П. Технологический расчет нефтепроводов//М:МИНХ и ГП.-1977.-241с.

6. Белоусов Ю.П., Гареев М.М., Сухова И.И., Кацюцевич Е.В. Разработка технологии транспорта нефти с применением полимерных добавок//В кн. «10 Школа-семинар по проблемам трубопроводного транспорта» Тех. докл. Уфа: ВНИИСПТнефть. - 1987. - С. 19-20.

7. Белоусов Ю.П., Сухова И.И., Коваль Л.Б., Гареев М.М. Полимерные присадки для снижения гидравлического сопротивления неф-ти//Нефтяное хозяйство. 1991. - №5. - С.36 - 37.

8. Белоусов Ю.П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск: Наука. - 1986. - 145 с.

9. ВППБ 01-03-96 «Правила пожарной безопасности для предприятий АК «Транснефтепродукт»;

10. ВППБ 01-05-99 «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

11. Гамобрамов А.И., Левченко Е.Л., Николаев С.Б. и др. Применение противотурбулентных присадок на нефтепроводах.

12. Гареев М.М., Несын Г.В., Манжай В.Н., Результаты ввода в поток нефти присадки для снижения сопротивления // Нефтяное хозяйство. — 1992. -№10.-с.ЗО.

13. Годовой отчет ОАО «Акционерной компании трубопроводного транспорта нефтепродуктов «Транснефтепродукт» за 2004г.

14. Головщенко В.И. Компьютерные программы оптимизации выбора и эксплуатационных характеристик центробежных насосов. Транспорт и хранение нефтепродуктов. №12. - 2003. -С.13-14.

15. ГОСТ 1510 «Нефть и нефтепродукты».

16. ГОСТ 305-82 «Дизельное топливо. Технические условия.

17. ГОСТ 26976-86 «Нефть и нефтепродукты. Методы измерения массы» Комитет стандартизации и метрологии СССР, М., 1991 г.

18. Губин В.Е. Перекачка высоковязких нефтей с разбавителями // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — 1977. №8. - с.23.

19. Ерошкина И.И. Повышение пропускной способности магистральных нефтепродуктопроводов на основе применения противотурбулентных присадок. Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н. -М.-2003.-21 с.

20. Ерошкина И.И., Марон В.И., Прохоров А.Д., Челинцев С.Н. и др. Перекачка дизельного топливо с полимерной добавкой Necadd-547//M.: Научно-технический журнал «Наука и технология углеводородов». 2002. -№5.-С.77-79.

21. Жданова Т.Г. Выбор рациональных режимов эксплуатации нефтепроводов и насосных агрегатов. Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1996. -27с.

22. Зайцев JI.A., Ясинский Г.С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. М.: Недра 1980. - 188 с.

23. Зверева Т.В., Казак А.С., Лисафин В.П., Яковлев Е.И. Методы оперативного контроля фактического состояния и управления режимами магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНТ, 1987. - 46с.

24. Иваненков В.В. Опыт применения противотурбулентных присадок на МНПП»//Транспорт и хранение нефтепродуктов: НТИС.-М.:ОАО ЦНИИТЭНефтехим, 2003, № 12.- с. 10-12;

25. Инструкция по контролю и обеспечению сохранения качества нефтепродуктов в организациях нефтепродуктообеспечения. // СПб Издательство ДЕАН, 2002 16 с.

26. Иосилевич В.А. Микро- и макрогидродинамика полимерных раство-ров.//Механика и научно-технический прогресс, т.2. Механика жидкости и газа. -М.: Наука. 1987.

27. Ишмухаметов И.Т., Исаев С.Л., Лурье М.В., Макаров С.П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М.: Нефть и газ. 1999.- 299 е.;

28. Калашников В.Н. Райский Ю.Д. Темчин А.З. Снижение турбулентного теплообмена при течении в трубе полимерных растворов малой кон-центрации//ПМТФ. -1968. -№6.

29. Кацюцевич Е.В., Белоусов Ю.П., Гостев Н.М. Противотурбулентные полимерные добавки в трубопроводном транспорте нефтепродук-тов//М.:ЦНИИТЭнефтехим, «Транспорт и хранение нефтепродуктов» -1988.-№6.-С.9-12.

30. Колпаков JI.Г. Напорные характеристики центробежных насосов в обобщенных координатах/ТНефтяное хозяйство. 1973. - №11. С.52.

31. Колпаков Л.Г., Приближенный метод пересчета коэффициента полезного действия магистральных центробежных насосов при перекачке нефтей и нефтепродуктов различной вязкости//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1973. - № 4. - С.21-24.

32. Кузьминский Ю.Г., Пашковский Ю.Н. Математическая модель нефте-провода/ЛГранспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1989. -№4 -С.4-8.

33. Ламли Дж.Л. Эффект Томса: аномальные явления при турбулентном течении разбавленных растворов линейных высокомолекулярных полимеров. Механика. Периодический сборник переводов иностранных статей, 1969 №2 63-79-РЖ Мех. 1969. - 8Б687.

34. Лурье М.В. «Гидравлический расчет перекачки дизельных топ лив с антитурбулентными присадками»//Транспорт и хранение нефтепродуктов 1998г.-№10-11-С.18-20.

35. Лурье М.В., Подоба Н.А. Расчет сдвиговых турбулентных течений жидкости на основе модифицированной теории Кармана. М.: Механика жидкости и газа, 1984. - С. 75-78.

36. Лурье М.В., Прохоров А.А. Расчет оптимальных концентраций антитурбулентных присадок для увеличения производительности трубопроводов. М.: НИС «Транспорт и хранение нефтепродуктов», ОАО «ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ», №8, 2002. - 14-18.

37. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты//Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ «Знание». - 2002. - 752с.

38. Макаров С.П., Фокин С.М., Ерошкина И.И. и др. Опыт применения противотурбулентной присадки на нефтепродуктопроводах ОАО «АК «Транснефтепродукт»//Транспорт и хранение нефтепродуктов: НТИС.-М.: ОАО ЦНИИТЭНефтехим. 2000. - № 4.- с. 14-17;

39. Манжай В.Н. Турбулентное течение в трубе разбавленных растворов карбоцепных полимеров. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук//Томск.: «Полиграфист». — 1992.-23с.

40. Марон В.И., Ерошкина И.И., Прохоров А.Д., Челинцев С.Н. Профиль скорости и гидравлическое сопротивление в потоке с малыми полимерными добавками в трубопроводе//М.: ЦНИИТЭнефтехим. -«Транспорт и хранение нефтепродуктов». 2000. - №12. - с.8-9.

41. Мастобаев Б.Н. История применения химических реагентов и технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Уфа-2003

42. Методика оптимального проектирования разветвленных систем нефте-продуктопроводов. Введен - 18.12.1984. - М., 1984. - 100 с.

43. Минскер И.Н. Оперативное управление химико-технологическими комплексами. М.: Химия, 1972. - 222 с.

44. Мостабаев Б.Н., Шаммазов A.M., Мовсумзаде Э.М. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти -М.: Химия. -2002. 296с.

45. Мут Ч., Монахен М., Песето JT. Применение специальных присадок с целью снижения затрат по эксплуатации трубопроводов//М.:Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1986. -№7. - С.60-62.

46. Несын Г.В., Полякова Н.М., Илюшников А.В., Попов Е.А., Манжай В.Н., Гареев М.М., Кузнецов B.JL, Жиров А.И., Валиев М.И., Промышленные испытания полимерной добавки «Виол»//Нефтяное хозяйство. -1995.-№5-6.-С.81-82.

47. Носач В.В. Решение задач аппроксимации с помощью персональных компьютеров. -М.: МИКАП. -1994. 382с.

48. Овсянников М.Ю, Прохоров А.А. Планирование работы экспортных нефтепродуктопроводов//М.- НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. - №2,2003. - с. 92-95.

49. Отчет по теме «Разработка регламента технологических режимов эксплуатации МНПП «Уфа Западное направление» на участке «Черкас-сы-Прибой», - М., 2004. - 141с.

50. Полищук A.M., Райский Ю.Д., А.З. Темчин. Влияние концентрации растворов полимеров на параметры центробежного насоса//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1971. - № 10. - С.9.

51. ПОТ РО 112-002-98. Правила по охране труда при эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов, М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998.

52. Проспект компании Baker Hughes. Baker Petrolite, 2005 г.;

53. Прохоров А.А. Выбор критерия оптимизации при эксплуатации магистральных нефтепроводов//«Молодежная наука нефтегазовому комплексу», М. 2004г. - с.54.

54. Прохоров А.А. Оптимизация режимов перекачки дизельных топлив с антифрикционными полимерными присадками//Тезисы докладов 56 межвузовской студенческой научной конференции. М., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. М. - 2002.- С.26.

55. Прохоров А.А. Подбор наилучшей эмпирической зависимости//Тезисы докладов на 53ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ-99». М. - 1999. - с.23.

56. Прохоров А.А. Расчет пропускной способности узлов предохранительных клапанов/ЛГезисы докладов на 6-й научно-технической конференции, посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, М. -2005.- С.184-185.

57. Прохоров А.А., Трубопроводный транспорт конденсатонефтяных сме-сей//Тезисы докладов 55-ой Юбилейной научно-технической конференции «Нефть и газ 2001», М. 2001 г - с. 33.

58. Прохоров А.А. Увеличение пропускной способности лимитирующих участков//Тезисы докладов на 57ой Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и Газ-2003», М. 2003г. -с.32.

59. Правила технической эксплуатации нефтебаз. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1997 г.

60. Пьер-Жиль де Жен, Ж. Бадос «Хрупкие объекты» М.: Мир, 2000. -189с.

61. Рабинович А.С., Прохоров А.А., Анализ экспортных поставок нефтепродуктов ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» // Тезисы докладов 55-ой Юбилейной научно-технической конференции «Нефть и газ 2001», М. 2001г. - С.37.

62. РД 153-39-011-97 «Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах», М., Минтопэнерго России, АК «Транснефтепродукт», 1997.

63. РД 153-39.4-041-99 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов» Введен приказом Минтопэнерго РФ от 12 октября 1999 г., № 338//М.: Нефть и газ, 1999.

64. РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

65. РД 153-39-026-97 «Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли»//Санкт-Петербург: ДЕАН.-2002.- 16с.

66. Регламент технологических режимов эксплуатации нефтепродуктопро-вода «Красный Бор — Морской Порт». С-Петербург, 2004. - 86с.

67. Регламент технологических режимов эксплуатации участка магистрального нефтепровода «Никольское Диена». - Введен 18.12.05. - М., 2005.-274с.

68. Реклейтис Г., Рейвиндран А., Регсдэл К. «Оптимизация в технике», М.: Мир. 1986г.-346с.

69. Рекомендации по оптимизации технологических режимов работы магистральных нефтепродуктопроводов. М. - 2005.

70. Салащенко Г.С. Аналитическое выражение коэффициента полезного действия центробежного насоса, как функция расхода/ЛГранспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1970. - №9. -С.11.

71. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть II. М.: Недра, 1980, с.

72. Система автоматизированного расчета технологических режимов работы разветвленных нефтепроводов ОАО «Транссибнефть». Омск. -2000.

73. Смолл С.Р. Добавки снижающие сопротивление течению в трубопроводах // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1983. - №6. - С.58.

74. Стернин JI.E. Основы газовой динамики. Учебное пособие. М.: МАИ, 1995,-336с.

75. Требования и методика применения противотурбулентных присадок при транспортировании нефти по нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть». 1999. - 60 с.

76. Ханов Н.И., Файхутдинов А.Ш., Слепян М.А. и др. «Измерение количества и качества нефти и нефтепродуктов при сборе, транспортировке, переработке и коммерческом учете», Спб. Из-во СПбУЭФ, 2000.

77. Черникин А.В. Обобщенная формула для коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов//Транспорт и хранение нефтепродуктов: НИТС. М.: ЦНИИТЭнефтехим. - 1997. - №4-5. - С.20-22.

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

79. Шаммазов A.M., Козачук Б.А., Пирогов Н.Е. и др. Моделирование стационарных режимов работы нефтепроводных систем. М.: Трубопроводный транспорт нефти, 2003. -№ 9. С. 21-22.

80. Шухов В.Г. Гидромеханика. Избранные труды. М.: Наука, 1981.-221 с.

81. Юфин В.А., Мигдалов В.Н. Методическое руководство по оптимизации режимов работы насосных станций магистрального нефтепродук-топровода при последовательной перекачке. М.: МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1977.- 25 с.

82. Юфин В.А., Мигдалов В.Н. Методика оптимального управления режимами работы насосных станций магистрального нефтепродуктопровода при последовательной перекачке нефтепродуктов./М.: МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1981.- 42 с.

83. W.R.Beaty, R.L. Johnston, R.L. Kramer, L.G. Warnock, G.R. Wheeler. Drag reducers increase flow in offshore pipelines without additional expansion. OGJ REPORT, Aug 13, 1984. Oil & Gas Journal.

84. Corino E.R. Brodkey R.S. Journal of Fluid Mechanics. 1969. -v.37. - №1. -p.30.

85. Liquid Power Flow Improvers LPtm 111. Product Datasheet, Sep, 2005;

86. Liquid Power Flow Improvers RPtm II. Product Datasheet, Dec, 2005;

87. Hansen R.J., Little R.C. Pipe diameter, molecular weight and concentration effect on the onsel of drag reduction. Chem. and Progr. Symp., 1971, 67 №111, 73-97РЖМех., 1972, 1Б1039.

88. Hout J.W. The effect of addiction on fluid friction Trans // ASME, 1972, Д94 -№2. 258-285-РЖМех., 1975, 7Б1299.

89. Parker С.A., Heddley A.H. A structural basis for drag reducing agents. J.Appl. Polumer Sci, 1974, 18, №11, 3403-3421-РЖМех., 1975, 7Б1299.

90. Patterson R., Abernathy F.H., Turbulent flow drag reduction and degradation witch dilute polymer solutions//J.Fluid Mech. 1970. - v.43. - №4 -p.381-384.

91. Toms B.A. Some observations on the flow of linear polymer solutions through straight tubes at large Reynolds numbers//Proc. I.Intern. Congr. Rheol. North Holland. 1948. v.2. -p.135-141.

92. Характеристики насосов 14НДс, 14 НДс-Н-Е. п = 16 1/с (960 об/мин). Жидкость вода, плотностью 1000 кг/м . * - Данные для насоса.

93. I I. „ 1,—H ТУ 5,OS Усраина QQ01-9Z F§

94. VtAhirt%JatuniDOdn. Нл/л. VJп»50 с"1 ( 3000 об/мин ); Т=2. -X--t=20"Q р^99а.2 кг/и 3;-©--t«20*C; р«700 ке/м3 :v-0,5-10~*w Vd-A— t~2<TC; р-850 ке/м3

95. Error = true; IsCounted = false; Message = s; return true;else {

96. Xia.=(VParts[ia] as plcCountVPart).Ci.Double; X|j+'a]=(VParts[ia] as plcCountVPart).dP.Double;

97. Здесь метод прямого поиска bool dxO; //Условие выходаwhile (true) <if(this.Parent.Stop)return false; Application.DoEvents();for(int i=0;i<j; i++) <dXia.=10; dX[j+ia]=100000;for(int i=0;i<j; i++) <while (true) <

98. VPartsia. as plcCountVPart).Ci.Double = X[ia] + dX[ia];if(!CountFf(false)) <dXia. = -dX[ia];

99. VPartsia. as plcCountVPart).Ci.Doub!e = X[ia] + dX[ia];if (!CountFflfalse)) <if (Math.Abs(dXia.)>=eX[ia]) <dXia. /= -aX[ia]; continue;else <dXia.=0; //Вернуть

100. VPartsia. as plcCountVPart).Ci.Double = X[ia]; CountFfi[faIse);