Газопровод Северный поток

Размещено на http://www.allbest.ru/

Задание на курсовую

w=0,6 м/с

11	x, км	0	17,7	40,8	68,3	80,8	94,4	121,7	-	-
	z, м	76,9	151,8	137,5	150,1	300,1	103,4	57,3	-	-
L, км	G, млн т/год	pк, МПа	t, °C	с293, кг/м3	н0, сСт	н1, сСт	pу, МПа
121,7	6,39	0,1	7	905	35,9	17,1	0,01



Введение

«Северный поток» (англ. Nord Stream, ранее Северо-Европейский газопровод) - магистральный газопровод между Россией и Германией, проходящий по дну Балтийского моря, который имеет огромное значение не только для нашей страны. Газопровод «Северный поток» - самый длинный подводный маршрут экспорта газа в мире. Владелец и оператор - компания Nord Stream AG.

В проекте участвуют Россия, Германия, Голландия и Франция; против его реализации выступали страны-транзитёры российского газа и страны Прибалтики. Цели проекта - увеличение поставок газа на европейский рынок и снижение зависимости от транзитных стран [1].

Новый газопровод имеет большое значение для обеспечения растущих потребностей европейского рынка в природном газе. Согласно прогнозам, импорт газа в страны Европейского Союза возрастет в ближайшее десятилетие примерно на 200 млрд. куб. м, или более чем на 50%. Благодаря прямому соединению крупнейших в мире запасов газа, расположенных в России, с европейской газотранспортной системой, «Северный поток» сможет удовлетворить около 25% этой дополнительной потребности в импортируемом газе [2].

Nord Stream обеспечивает прямой доступ европейских потребителей к российским газовым месторождениям и вносит значительный вклад в реализацию программы по борьбе с изменением климата. Проект способствует развитию межгосударственных связей и открывает новые перспективы сотрудничества между Россией и Европой.

Обеспечивая европейский рынок необходимыми ресурсами, объединяя людей и страны, Nord Stream является проектом, представляющим интерес для поставщиков и потребителей.

Реализация данного проекта была связана с множеством трудностей. Однако компания преодолела их и проложила газопровод через Балтийское море, которое соединяет Россию с Европой для обеспечения последней природным газом.

В итоге, 8 ноября 2011 года начались поставки газа по первой нитке газопровода, а 8 октября 2012 года поставки также начались по второй нитке газопровода «Северный поток». Вторая нитка газопровода начала перекачку части топлива, которое ранее перекачивалось только по первой нитке. [1].



Глава 1. Основные сведения о трубопроводах

1.1 Общие сведение о нефте- газопроводах

Магистральными называют трубопроводы, по которым нефть, нефтепродукты, природные или искусственные газы (в газообразном или сжиженном состоянии), вода перекачиваются от мест добычи, переработки, забора (начальная точка трубопровода) к местам потребления (конечная точка). В зависимости от вида транспортируемого продукта трубопроводы получают название, характеризующее его целевое назначение: газопровод, нефтепровод, нефтепродуктопровод, конденсатопровод, водопровод. аммиакопровод, трубопровод контейнерного транспорта и т. д. Начальная и конечная точки трубопровода обычно находятся в местах, где сосредоточены основные источники получения транспортируемого продукта (начальная) и потребители его (конечная точка)[3].

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

промысловые - соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

магистральные (МН) - предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;

технологические - предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

Согласно СНиП 2.05.06 - 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм):

I - 1000-1200 включительно;

II - 500-1000 включительно;

III - 300-500 включительно;

IV - 300 и менее

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре [4].

Газопровод это сложное инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа от места добычи газа, до потребителя газа при помощи металлических или пластиковых труб (трубопровода). Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

Газопроводы по месту и способу прокладки подразделяются на:

Наружный газопровод - подземный, наземный и надземный газопровод, проложенный вне зданий до отключающего устройства перед вводным газопроводом или до футляра при вводе в здание в подземном исполнении.

Распределительный газопровод - газопровод газораспределительной сети, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения до газопроводов-вводов к потребителям газа.

Межпоселковый газопровод - газопровод газораспределительной сети, проложенный вне территории поселений.

Газопровод-ввод - газопровод от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства перед вводным газопроводом или футляром при вводе в здание в подземном исполнении.

Вводной газопровод - участок газопровода от установленного снаружи отключающего устройства на вводе в здание, при его установке снаружи, до внутреннего газопровода, включая газопровод, проложенный в футляре через стену здания.

Внеплощадочный газопровод - распределительный газопровод, обеспечивающий подачу газа от источника газоснабжения к промышленному потребителю, находящийся вне производственной территории предприятия.

Внутриплощадочный газопровод - участок распределительного газопровода (ввод), обеспечивающий подачу газа к промышленному потребителю, находящийся внутри производственной территории предприятия.

В зависимости от давления транспортируемого газа, газопроводы подразделяются на:

высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

высокого давления I категории свыше 0,6 МПа до 1,2 МПа включительно;

высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

низкого давления IV категории до 0,005 МПа включительно.

Строительство наружных газопроводов производится с использованием опорных конструкций таких как опоры, стойки, подвесы, кронштейны. В зависимости от материала применяемых труб газопроводы бывают металлическими (стальной, медный и т.д.) или неметаллическим (полиэтилен или поливинилхлорид). Для металлических газопроводов применяются трубы стальные бесшовные горячедеформированные, а также трубы стальные электросварные прямошовные (для газопроводов с рабочим давлением не более 16 МПа)[5].

1.1.1 Преимущества и недостатки трубопроводного транспорта

На сегодняшний день основной объем нефти и газа доставляется по трубопроводам, позволяя транспортировать продукты не только качественно, но и быстро[6].

В настоящее время практически весь добываемый газ и нефть (и продукты их переработки) доставляются по магистральным нефтегазопроводам, имеющим диаметр от 530 до 1220 мм. Для этого применяются трубы сварные большого диаметра, эффективно выдерживающие высокие рабочие давления транспортируемых сред[6].

Нефтегазопроводы обладают следующими преимуществами:

перекачка нефти, газа и нефте-, газопродуктов на значительные расстояния;

высокий темп доставки и различная пропускная способность;

непрерывная работа круглый год (с кратковременной остановкой, в случае ремонта или аварии);

потери на трассе сведены к минимуму, благодаря конструктивным особенностям трубопроводов и их профилактическому обслуживанию;

можно транспортировать нефть и нефтепродукты, вязкость которых существенно варьируется;

эффективное функционирование в различных климатических зонах, в том числе в районах Крайнего Севера и Сибири (для этого подбираются трубы с соответствующими характеристиками);

высокая степень механизации и автоматизации строительно-монтажных мероприятий при создании трубопроводов;

комплексное наблюдение и управление за всеми процессами.

Все эти достоинства вызвали всемирное развитие данного способа транспорта. Также этому способствовала разработка новых нефтегазовых месторождений, которые часто находились на значительном расстоянии от районов переработки и потребления данных продуктов топлива[6].

С совершенствованием технологий возрос не только объем перекачиваемых нефти и газа, но и протяженность, и мощность нефтепроводов. Соответственно, возросли требования к качеству и надежности применяемых труб. Поэтому в большинстве трубопроводов высокого давления используются трубы сварные большого диаметра, полностью удовлетворяющие всем требованиям (за счет качественных характеристик изделий)[6].

Трубопроводный транспорт имеет определенные недостатки:

высокая стоимость начальных капиталовложений при строительстве нефтегазопроводной сети;

опасность нанесения ущерба экологии (особенно при транспортировании подводных трубопроводов);

сложность прокладки трассы в определенных районах.

Все отмеченные преимущества трубопроводной доставки нефти, газа и продуктов переработки сложно недооценить. Существующие недостатки использования трубопроводов устраняются путем повышения качества, как труб и других элементов трубопроводов, так и комплексом мер по их профилактике и обслуживанию[6].

Состав и сооружение магистральных нефтепроводов

Рис. 1

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.

Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных рек нефтепроводы иногда утяжеляют закрепленными на трубах грузами или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч.

Тепловые станции устанавливают на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти и нефтепродукты иногда их совмещают с насосными станциями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти в железнодорожные цистерны[4].

1.1.2 Сооружение и состав магистральных газопроводов

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. Газ с месторождений поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (МГ).

В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты ( рис. 5.3):

головные сооружения;

компрессорные станции (КС);

газораспределительные станции (ГРС);

подземные хранилища газа (ПХГ);

линейные сооружения.

На головных сооружениях добываемый газ подготавливается к транспортировке. В первый период разработки месторождений давление газа достаточно велико, поэтому нет необходимости в использовании головной компрессорной станции. Эту станцию строят на более поздних этапах разработки газовых месторождений.



Рис. 2

Компрессорные станции (КС) предназначены для перекачки газа от месторождений или подземных хранилищ до потребителя. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

Объекты КС проектируются в блочно-модульном исполнении и оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. Газотурбинным приводом оснащено более 80% всех КС, а электроприводом - около 20%.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для сжатия природного газа, достаточного для обеспечения его транспортировки с заданными технологическими параметрами. Газоперекачивающие агрегаты размещаются в блок-контейнерах, состоящих из отсеков двигателей (приводов) и нагнетателей. Базовая сборочная единица - блок турбоагрегата и оборудование технологических систем.

Установка охлаждения газа преимущественно состоит из аппаратов воздушного охлаждения (АВО). При компримирова-нии (сжатии) газ нагревается, что приводит к увеличению его вязкости, затрат мощности на перекачку и увеличению продольных напряжений в трубопроводе. Охлаждение газа после его компримирования увеличивает производительность и устойчивость газопровода, ослабляет действие коррозионных процессов. Газ охлаждают водой и воздухом в тешюобменных аппаратах различной конструкции. Конструктивно АВО представляет собой вентилятор с диаметром лопастей до 7 м. Количество АВО определяется теплотехническими расчетами.

Газораспределительные станции (ГРС) сооружают в конце каждого МГ или отвода от него. Высоконапорный газ не может быть непосредственно подан потребителям. На ГРС осуществляется понижение давления газа до требуемого уровня, очистка от механических частиц и конденсата, одоризация и измерение расхода. К линейным сооружениям относятся собственно МТ, линейные запорные устройства, узлы очистки газопровода, переходы через препятствия, станции противокоррозионной защиты, линии технологической связи, отводы от МГ и сооружения линейной эксплуатационной службы.

Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефтепроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, расстояние между которыми должно быть не более 30 км. Кроме того, для сбора выпадающего конденсата сооружаются конденсатос-борники. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм. Трубы и арматура рассчитаны на рабочее давление до 10 МПа. При параллельной прокладке двух и более МГ в одном технологическом коридоре предусматривается соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки размещаются на расстоянии не менее 40 км друг от друга, а также перед компрессорными станциями и после них. Подземные хранилища газа (ПХГ) служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет существенно уменьшить капиталовложения в хранилища.



1.2 Современное положение и перспективы развития газо- и нефтепроводов в России

Современное положение и перспективы

Внедрение новейших технологий в области транспортировки и добычи углеводородов - важнейшая задача государства и бизнеса на сегодняшний день. В условиях жесткой конкуренции за энергетическое влияние данная проблема становится основной среди стран производящих и экспортирующих углеводородное сырье. Для России, кроме того, - это задача дальнейшего наращивания конкурентного преимущества в современном мире, где вопрос эффективности энергетического комплекса страны играет главенствующую роль в геополитическом аспекте.

В настоящее время многие из российских инновационных компаний ведут активный научный поиск в этом направлении, пытаясь найти пути их внедрения в практической плоскости.

И это не случайно. Нефтяной экспорт рассматривается как важнейший фактор влияния на другие страны и одновременно как один из главных источников получения средств для дальнейшего развития экономики страны.

Немаловажное влияние на экспортную политику России будут оказывать пропускная способность ее транспортных коммуникаций, стоимость и качество транспортного обслуживания, возрастающих по объему и числу направлений перемещения нефтяных грузов.

Основными российскими перевозчиками нефти и нефтепродуктов являются трубопроводный и железнодорожный транспорт. Доля трубопроводного транспорта в суммарных перевозках всех нефтяных грузов составляет более 60%, в том числе более 9% - нефти, а доля железнодорожного транспорта - около 5% нефти и 84% нефтепродуктов.

Роль трубопроводного транспорта в стратегических поставках российских нефтегрузов очевидна и является предметом не только экономических, но и политических исследований.

Экономические исследования снижения транспортных расходов представляется наиболее целесообразным проводить в области транспортировки нефтеналивных грузов другими видами транспорта.

Организация транспортных перевозок нефтегрузов в России такова, что около 90-95% всех перевозок осуществляется с участием двух и более видов транспорта, а в транспортных узлах, являющихся стыковочными пунктами различных транспортных систем (железнодорожного, морского, речного и автомобильного транспорта), грузы находятся до 70% времени перемещения.

В этой связи важнейшими направлениями управления работой транспорта являются: переход на инновационные, то есть наиболее экономичные и прогрессивные технологии, соответствующие требованиям нефтяного рынка, значительное повышение эффективности транспортного процесса, приведение технического потенциала транспортных отраслей в соответствие потребностям нефтяной экономики в перевозках[8].

1.2.1 Совершенствование производства бесшовных труб для нефтегазовой отрасли

Позитивная динамика трубного рынка создала благоприятные условия для реализации масштабных проектов по реконструкции и созданию новых производств высококачественных стальных труб, отвечающих самым жестким требованиям современных международных и национальных стандартов, а также перспективным запросам потребителей.

Необходимыми условиями для совершенствования производства бесшовных труб являются: постоянный мониторинг трубного рынка; проведение научных исследований в области технологий и новых требований к продукции; модернизация производства для создания необходимых технологических возможностей; освоение новых видов продукции и продвижение их на рынке труб; организация послепродажного сопровождения продукции и сервиса у потребителя. Без выполнения этих условий вряд ли возможно соответствовать возросшим современным требованиям строительства и эксплуатации месторождений.

Дальнейшее освоение запасов нефти и газа связано с увеличением глубины и усложнением профилей скважин, ужесточением условий эксплуатации труб на месторождениях, и вместе с этим растет уровень спроса на трубы с эксплуатационными свойствами, превышающими требования стандартов. На рынке все больше становятся востребованными высокопрочные трубы, в том числе в коррозионно- и хладостойком исполнениях, с высокогерметичными резьбовыми соединениями класса премиум, из хромистых сталей для добычи и транспорта продуктов, содержащих диоксид углерода, из хромоникелевых сплавов для высокосернистых нефти и газа и многие другие специальные виды труб.

Мировой рынок труб OCTG (нарезные трубы нефтяного сортамента) составляет по разным оценкам около 10 млн. т в год. Его можно условно разделить на три уровня. Первый уровень - это трубы, изготавливаемые в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) и национальными стандартами России и других государств. На этом уровне, годовая потребность которого составляет около 7 млн. т труб, находятся производители Китая, России, Украины и других стран. Второй уровень рынка емкостью около 2,3 млн. т представляет сегмент более высокотехнологичной продукции, присутствие в котором связано с преодолением определенного технологического барьера и необходимостью разработки технологии производства труб из специальных сталей с улучшенными резьбовыми соединениями. В настоящее время «Трубная металлургическая компания» находится на первом и втором уровнях рынка и готовится к преодолению очередного технологического барьера для выхода на третий уровень. Активно ведутся изыскания новых материалов, значительные средства инвестируются в расширение технологических возможностей и модернизацию производства.

Стремление к достижению новых технологических высот при производстве труб невозможно без модернизации существующих производств. В результате выполнения инвестиционной программы к 2010 г. ТМК планирует увеличить производственные мощности на 2,2 млн. т, что означает 53%-ный рост к уровню 2006 г., при этом более 60% прироста (до 1,6 млн. т в год) планируется в сегменте труб нефтяного сортамента. Мощности по производству бесшовных труб в целом возрастут с 2,1 млн. т в 2006 г. до 3,4 млн. т к 2010 г.

Стратегическими направлениями инвестиционной программы ТМК являются расширение мощностей, повышение качества и эффективности производства бесшовных труб. В настоящее время ТМК отказалась от изготовления бесшовных труб из слитков сифонной разливки и обеспечила свои заводы непрерывнолитой заготовкой высокого качества, достигаемого в том числе благодаря 100%-ной внепечной обработке стали. Для улучшения качества бесшовных труб создаются новые современные мощности для термической обработки, нарезки резьбы, отделки и упаковки.

Обширная география продаж и увеличивающийся спрос потребителей на данный вид продукции предопределяют дальнейшее активное развитие компании в этом направлении.

ОАО «ТМК» продолжает активно развивать производство технологически сложных видов трубной продукции. Проводятся корпоративные исследования в области высокопрочных труб из специальных сталей повышенной коррозионной стойкости для работы в тяжелых климатических и коррозионных условиях для транспортировки углеводородной смеси из скважин с большим содержанием минерализованной воды, абразивных составляющих и химически активных примесей (сероводорода, углекислого газа, хлора и др.). Освоено производство обсадных и насосно-компрессорных труб самого высокого уровня требований PSL-2 и PSL-3 по стандарту API spec 5CT, освоено производство высокотехнологичных труб для строительства и эксплуатации месторождений, содержащих в добываемой продукции такие коррозионно-агрессивные компоненты, как сероводород и углекислый газ.

Это лишь некоторые примеры, подтверждающие, что ТМК постоянно изучает потребности рынка в бесшовных трубах нефтяного сортамента, расширяет научные исследования, модернизирует производство, осваивает новые виды продукции и повышает квалификацию персонала[9].

1.2.2 Математические модели транспортировки газа по подводным магистральным трубопроводам

По целому ряду причин многие из проектируемых газопроводов будут иметь протяженные морские участки длиной несколько сотен километров. К примеру, в уже реализованном проекте «Голубой поток» длина такого участка составляет около 400км. Строительство промежуточных подстанций на этих участках не предусматривается в силу различных причин экономического, политического или технического характера. Следовательно, для обеспечения транспортировки необходимых объемов газа по таким участкам требуется создавать на входе в них давление порядка десяти и более МПа.

В этой ситуации движущийся газ является неидеальным, а его плотность может достигать значений десятков и даже сотен килограмм на метр кубический. Само движение, в силу такой плотности газа, является турбулентным, хотя средняя скорость газового потока может и не достигать больших значений. Допускается, что трубопровод может проходить по поверхности со сложным рельефом, поэтому в уравнениях, определяющих движение газа, необходимо учитывать влияние силы тяжести на различные характеристики газового потока.

Такие модели в течение целого ряда лет разрабатываются научным коллективом кафедры физической механики Санкт-Петербургского государственного университета: Б.В.Филипповым, А.В. Скробач, Г.И. Курбановой. Отправной точкой для начала этих работ послужили вопросы, связанные с возможностью разработки и ввода в эксплуатацию Штокмановского газоконденсатного месторождения. В 1998г. авторским коллективом получено Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ «Программа по расчету развитого турбулентного неизотермического движения природного газа по подводным магистральным газопроводам».

На основе этого программного комплекса были выполнены многочисленные расчеты режимов транспортировки газа по подводным магистральным трубопроводам от места добычи до материка. Полученные данные были использованы для технико-экономического обоснования возможности разработки данного месторождения. В последнее время научный коллектив участвует в выполнении работ, связанных с перспективным проектом Североевропейского газопровода, включающего в себя, как известно, протяженный подводный переход через Балтийское море.

Суть предлагаемого подхода к математическому моделированию рассматриваемых задач заключается в следующем.

Развитые турбулентные неизотермические стационарные и нестационарные движения реального газа в трубопроводах круглого сечения рассматриваются в рамках схемы турбулентное ядро - ламинарный подслой и моделируются посредством систем, интегро-дифференциальных уравнений баланса массы, импульса и энергии и алгебраического уравнения состояния реального газа (например, Редлиха Квонга), с соответствующими граничными и начальными условиями. Для определения компоненты тензора напряжений используется модель Прандтля Никурадзе. В интегро-дифференциальных уравнениях используется оригинальная процедура осреднения по поперечной координате, в которой вид осреднения заранее неизвестен, так как неизвестна зависимость скорости газа от этой координаты.

Данная зависимость находится в ходе решения задачи, как и соотношения для толщины ламинарного подслоя, касательной компоненты тензора напряжений и трения на стенке трубы. Затем выполняется осреднение по поперечной координате в системах определяющих уравнений, которые после этого решаются численными методами.

Методика позволяет учитывать в определяющих уравнениях вклад нелинейных слагаемых, а также влияние силы тяжести на различные характеристики газового потока. В ее рамках при моделировании теплообмена между транспортируемым газом и внешней средой имеется возможность учитывать изменение вдоль трассы трубопровода температуры окружающей среды, динамической вязкости газа, а также теплофизических свойств стенок трубопровода.

Все разработанные математические модели могут служить основой для постановки и решения различных оптимизационных задач, связанных с вопросами транспортировки газа по реальным магистральным трубопроводам, с минимальными затратами энергии при изменяющихся условиях внешней среды[10].



Глава 2. Газопровод Северный поток: реализация сложного проекта

2.1 История проекта

До своего распада в 1991 году Советский Союз был одним из основных поставщиков природного газа в Европу: на его долю приходилось около 110 миллиардов кубометров, или 75 процентов общего импорта этого вида топлива в страны Евросоюза. Основные линии магистральных газопроводов из СССР в ЕС проходили по территории Украины, из-за чего российское правительство было вынуждено мириться с проблемами с оплатой и незаконным отбором газа украинской стороной. В 1999 году был введен в эксплуатацию первый участок газопровода Ямал-Европа, который прошел через территорию Белоруссии, однако разногласия с правительством Александра Лукашенко потребовали от "Газпрома" искать пути обхода как Украины, так и Белоруссии, а также других восточноевропейских и прибалтийских государств.

Первоначальный проект газопровода по дну Балтийского моря был предложен еще на этапе выбора трассировки газопровода Ямал-Европа, однако он был отвергнут из-за своей дороговизны. На конференции "Природный газ: торговые инвестиционные возможности в России и СНГ", прошедшей в Лондоне в 1996 году, Рэм Вяхирев, который тогда был главой "Газпрома", заявил журналистам: "Один раз надо было заплатить на 30 процентов дороже и протянуть нитку через Балтийское море, сказав всем странам: 'До свидания'"

Тем не менее, "Газпром" не отказался от этого амбициозного проекта, и уже в 1997 году российские газовики совместно с финской энергетической компанией Neste Oil (позже она была преобразована в компанию Fortum Oyj) создали на паритетных началах компанию North Transgas, которая начала морские изыскания в Балтийском море.

Существовало несколько проектов трассировки газопровода: предлагалось сделать его продолжением существующего газопровода Выборг-Хельсинки и далее через территорию Финляндии и по дну Ботнического залива довести до Швеции. Другой проект предусматривал, что газопровод должен был пройти по дну в прибрежных водах Финляндии и далее протянуться в Германию. Эта трассировка требовала больших капиталовложений, эксперты уже тогда отмечали сложность прокладки такого газопровода и возможные проблемы с экологией, однако бесспорно признавалось, что после его реализации Россия могла стать неуязвимым газовым лидером Европы.

В дальнейшем переговоры о строительстве газопровода вел новый председатель правления "Газпрома" Алексей Миллер. Осенью 2002 года Еврокомиссия определила проект СЕГ как приоритетный и отправила его на рассмотрение в Европейский банк реконструкции и развития.

3 декабря 2002 года "Газпром" провел официальную презентацию проекта. До 2005 года продолжались переговоры по реализации проекта: рассматривалось даже предложение строительства этого газопровода по дну до Великобритании. В апреле 2005 года состоялась встреча президента России Владимира Путина с немецким канцлером Герхардом Шредером. На ней стороны договорились о создании русско-немецкой компании, в которой доли получат "Газпром", немецкий химический концерн BASF и газовая компания E.ON Ruhrgas AG - дочернее предприятие E.ON и крупнейший иностранный акционер "Газпрома".

В декабре 2005 года начались работы по строительству подводящего газопровода на территории России.

В апреле 2006 года начался процесс получения разрешений на строительство проекта у стран Евросоюза.

В октябре 2006 года NEGP была переименована в Nord Stream AG (Северный поток).

С 2005 года пост управляющего директора Nord Stream занимал Маттиас Варниг (Matthias Warnig): бывший сотрудник восточногерманской разведки, давний знакомый Путина и бывший председатель совета директоров российского отделения банка Dresdner Kleinwort Wasserstein.

После своей отставки с поста канцлера Германии пост председателя комитета акционеров компании с 2006 года занимал Герхард Шредер. Инициатива приглашения Шредера в руководство компании принадлежала Путину, причем в Германии многие политические силы восприняли это назначение отрицательно[11].

2.2 Возражения против строительства

Против строительства "Северного потока" высказывались представители Польши и государств Прибалтики, опасаясь негативного воздействия газопровода на экологию Балтийского моря[11].

Сразу после заключения соглашения президент Польши Александр Квасьневский назвал подписанный пакт Путина-Шрёдера «плохим с точки зрения экологии и слабым с экономической и политической точек зрения»[11].

Польский сейм принял заявление, в котором говорится, что германско-российское соглашение о строительстве газопровода «угрожает безопасности и независимости Польши»[1].

Экс премьер-министр Латвии Айгарс Калвитис заявил, что планируемое строительство «не отвечает единой энергетической политике ЕС». Однако, 13 декабря 2005 министр иностранных дел Латвии Артис Пабрикс заявил, что Латвия может принять участие в Североевропейском газопроводе[1].

15 сентября 2005 премьер-министр Литвы Альгирдас Бразаускас заявил, что строительство СЕГ обернётся экологической катастрофой для Балтийского моря в связи с тем, что на дне Балтийского моря находятся места захоронения химического оружия нацистской Германии.

По мнению депутата Европарламента от Литвы Витаутаса Ландсбергиса, «этот новый альянс немцев и русских был спланирован для изменения политической карты Европы»[1].

Президент Белоруссии Александр Лукашенко 15 января 2007 года назвал строительство Nord Stream «самым дурацким проектом России». «Неизвестно, что может произойти с этим газопроводом, который лежит на куче боеприпасов», - заявил Лукашенко. Он добавил, что СЕГ может войти в книгу рекордов Гиннеса, и предложил вместо него проложить вторую нитку газопровода «Ямал - Европа». «Строительство „Газпромом“ балтийского газопровода - это что, нормальная политика? Что, мы можем вести с таким руководством нормальные переговоры?» - задался вопросом белорусский президент. Комментируя выступление Лукашенко, источник в Кремле заявил РИА Новости: «Эти слова являются ещё одним хорошим подтверждением необходимости строительства такого трубопровода»[1].

2.3 Экология

Прочитав множество мнений о данном проекте, можно прийти к выводу, что все страны, которые против данного проекта больше всего беспокоятся о экологической угрозе данного трубопровода для Европы. Однако, рассмотрим какие приняты меры по экологической безопасности.

Компания Nord Stream инвестировала свыше 100 млн. евро в проведение самых масштабных на сегодняшний день исследований для обеспечения разработки безопасного технического дизайна и экологичного маршрута газопровода. Свыше 40 тыс. км прошли исследовательские суда, на морском дне были обнаружены и исследованы тысячи объектов[12].

В целях охраны окружающей среды во время и после завершения строительных работ компания Nord Stream разработала Программы экологического и социального мониторинга (ESMP), включающие план мероприятий до 2016 года. Собранные данные представляют собой важные сведения для будущих исследований окружающей среды Балтийского моря.

В соответствии с национальными и международными соглашениями, при проведении всех работ компания Nord Stream обеспечивает экологическую и техническую безопасность проекта. Для получения разрешений на строительство двух ниток газопроводной системы компания провела оценку воздействия на окружающую среду (ОВОС) в каждой из стран, через воды которых проходит маршрут газопровода - России, Финляндии, Швеции, Дании и Германии. В национальных отчетах об ОВОС компания Nord Stream сделала заключение, что строительство и эксплуатация газопровода окажет лишь минимальное воздействие на окружающую среду. Для отслеживания фактического воздействия газопровода на флору и фауну Балтийского моря на этапе строительства реализуются Программы экологического и социального мониторинга.

Стандарты безопасности и Программы экологического и социального мониторинга гарантируют, что все компании и лица, задействованные на основных этапах проекта, включая строительство, пусконаладочные работы, ввод эксплуатацию и саму эксплуатацию, применяют единый подход к охране окружающей среды.

Компания Nord Stream намерена сделать газопровод «Северный поток» самым безопасным инфраструктурным проектом[12].

2.4 Энергетический мост между ЕС и Россией

Газопровод «Северный поток» состоит из двух ниток протяженностью 1224 км и с пропускной способностью 27,5 млрд. м3 газа в год каждая. Он соединит энергосистему Евросоюза с крупнейшими месторождениями природного газа напрямую через Балтийское море. Обе нитки газопровода смогут ежегодно поставлять 55 млрд. м3 газа на протяжении как минимум 50 лет. Этого объема достаточно для снабжения более 26 млн. домохозяйств и предприятий в странах ЕС. Проект способствует развитию энергетического рынка ЕС и является важным фактором в обеспечении энергетической безопасности Европы. Европарламент и Европейский совет присвоили газопроводу «Северный поток» статус приоритетного проекта, отвечающего «интересам всей Европы»[12].

Строительство первой нитки началось в апреле 2010 года и было завершено в июне 2011 года. транспортировка газа по первой нитке газопровода «Северный поток» началась в середине ноября 2011 года. Строительство второй нитки началось в мае 2011 года. Согласно графику, транспортировка газа по второй нитке начнется в 4 квартале 2012 года.

Первая нитка газопровода была официально введена в эксплуатацию 8 ноября 2011 года в Германии после 4-х лет планирования и 18-ти месяцев интенсивного строительства. Президент РФ Дмитрий Медведев, канцлер ФРГ Ангела Меркель, премьер министр Франции Франсуа Фийон, премьер министр Нидерландов Марк Рютте и член Европейской комиссии, ответственный за энергетику в ЕС Гюнтер Эттингер, вместе с руководителями компаний - акционеров на торжественной церемонии повернули газовый вентиль, открыв путь первым кубометрам газа в газотранспортную сеть Европы.

Церемония состоялась в конечной точке газопровода - на германском побережье Балтийского моря близ города Любмин, где транспортируемый газ будет поступать в соединительные газопроводы OPAL и NEl.

Значимость этого стратегического инфраструктурного проекта для Европы подтверждена участием члена Еврокомиссии по энергетике Гюнтера Эттингера. «Северный поток» включен в Директиву ЕС о трансъевропейских энергетических сетях (TEN-E) и как проект, отвечающий интересам всей Европы, он был признан Европейской комиссией, Европейским парламентом и Европейским советом в 2006 году.

Бюджет проекта составляет 7,4 млрд. евро. Он реализуется за счет частных инвестиций участников международного консорциума Nord Stream: ОАО «Газпром» и др. Акционеры финансируют 30% бюджета, остальные 70% поступают из внешнего финансирования - около 30 международных банков. Оператор газопровода консорциума nord Stream AG обеспечивает реализацию проекта в четком соответствии с графиком и бюджетом.

Газопровод «Северный поток» стал кратчайшим маршрутом, соединяющим газовый месторождения на севере России с растущими рынками Северной Европы. Поставляемый газ пойдет в Германию, Францию, Великобританию, Данию, Нидерланды, Бельгию, Чехию и другие европейские страны.

18 апреля досрочно завершилась укладка второй нитки газопровода «Северный поток» к концу 2012 года, после завершения пуска наладочных работ и заполнения техническим газом, нитка будет готова к началу поставок газа в Европу.

Для строительства двух ниток газопровода потребовалось 199755 бетонированных 12-метровых труб весом около 24 тонн каждая[13].

На торжественной церемонии пуска второй нитки присутствовали: руководитель администрации Президента РФ Сергей Иванов, министр энергетики РФ Александр Новак, председатель правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер, исполнительный директор NS Маттиас Варниг, член совета исполнительных директоров BASF Харальд Швагер, председатель комитета акционеров NS Герхард Шредер и другие представители задействованных в проекте международных компаний.

Газопровод «Северный поток» способен удовлетворять растущие потребности Европы в энергетических ресурсах. Газ будет поставляться напрямую по кратчайшему маршруту, связав крупнейшие российские газовые месторождения с рынками Европы без транзитных рисков, стабильно и бесперебойно.

Газопровод «Северный поток» - самый длинный подводный маршрут экспорта газа в мире, как уточняет пресс-служба Минэнерго. Каждая нитка газопровода состоит более чем из 100 тыс. стальных труб с утяжеляющим бетонным покрытием длиной 12 метров и весом 24 тонны. Морская часть газопровода работает без промежуточных компрессорных станций: в соответствии с разработанным техническим дизайном газ проходит все расстояние в 1224 км благодаря давлению 220бар. на входе в газопровод. Это давление создает компрессорная станция «Портовая», расположенная рядом с начальной точкой «Северного Потока».

Минэнерго РФ также сообщает, что, по оценкам экспертов, прокачка топлива по газопроводу будет примерно в 1,5 раза дешевле, чем по маршруту через Украинскую территорию, ранее безальтернативному.

Со стороны «Газпрома» достижение прокомментировал Алексей Миллер: «Северный поток» Стал новым звеном на энергетической карте Европы для повышения надежности поставок энергоносителей. Это стало возможным, благодаря союзу ведущих газовых и энергетических европейских компаний. Газопровод построен в рекордно короткие сроки. Для подачи газа по северному потоку компания "Газпром" провела масштабную работу по развитию газотранспортной системы на территорию России. В первую очередь, построила не имеющую аналогов в мире компрессорную станцию «Портовая».

Сегодня мы выводим ее на полную мощность, и она становится самой мощной компрессорной станцией в мире.

По словам Алексея Миллера, в день пуска второй нитки акционеры «Северного потока» также рассмотрели предварительные результаты технико-экономического исследования строительства 3-ей и 4-ой ниток газопровода. Принято решение, что их строительство является экономически целесообразным и технически осуществимым. До 31 января будущего года планируется подписать меморандум по созданию новых газотранспортных мощностей через Балтийское море в Европу.

Одна из Ниток может быть предназначена для поставок Российского газа в Великобританию, и со стороны английских партнеров интерес к проекту наблюдается[14].



Глава 3. Расчётная часть

Расчет физико-химических характеристик перекачиваемой нефти:

Плотность и вязкость нефти определяют лабораторными анализами. Плотность обычно измеряют при 20°C (293 К). Для определения плотностей нефти при других температурах T (в К) пользуются линейным законом Д.И. Менделеева по формуле:

905 - 0,633 • (280-293) = 896,77 кг/м3

где ж - температурная поправка, кг/(м3·К), которую можно рассчитать при помощи выражения

1,825 - 0,001317 • 905 = 0,633 кг/(м3•К)

где с293 - плотность при температуре 293 К, кг/м3.

Зависимость вязкости от температуры может быть представлена в виде графика. При отсутствии такового кинематическая вязкость нT при нужной (расчетной) температуре T (в К) может быть определена по формуле Рейнольдса-Филонова:

35,9 • 10-6 • 2,718-0,001317•(280-273) = 27,7 • 10-6 м2/с

гден0 - кинематическая вязкость при температуре T0 = 273 К (0°C);

u - показатель крутизны вискограммы, К-1.

Для определения величины u кроме н0 и T0 достаточно иметь еще одно значение вязкости н1 при какой-либо другой температуре T1. Тогда этот коэффициент находится по формуле

,

Перед проведением расчетов по значениям координат сечений (x) и соответствующих геодезических отметок (z) на миллиметровой бумаге построен чертеж сжатого профиля трассы участка трубопровода (Приложение 1).

Согласно методике, применяемой при расчете и проектировании магистральных трубопроводов, сначала предварительно принимают ориентировочное значение средней скорости движения нефти (w).

w=0,6 м/с

При заданной производительности, т. е. расходе перекачки G, внутренний диаметр трубопровода d рассчитывают по уравнению расхода:

Таким образом, величину диаметра определяют выбором значения скорости. Диаметр вычисляется по формуле:



Переводим G в систему измерения СИ:

Из таблицы П.1 (приложение 2), выбрана труба ближайшего диаметра, т. е. определен наружный диаметр трубы (D).

D = 720 мм = 0,72 м.

Расчетную толщину стенки трубопровода ? определяем по формуле:

гдеn - коэффициент надежности по нагрузке (для нефтепроводов без промежуточных или с промежуточными НПС n = 1,10);

p - рабочее (нормативное) давление, МПа - максимальное значение из приведенного диапазона (см. Приложение 2);

p = 6,1 МПа = 6,1•106 Па

R1 - расчетное сопротивление растяжению, МПа (можно приближенно принять R1 = 250 МПа = 250•106 Па).

Расчетную толщину стенки трубопровода округляем в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб (Приложение 2). Принятая толщина стенки трубопровода равна 9,5 мм = 0,0095м.

По найденным значениям D и д рассчитываем новое значение внутреннего диаметра трубопровода (d).



d=720 - (2•9,5) = 701 мм = 0,701 м

Далее по уравнению расхода определяем новое значение средней скорости движения нефти (w).

Находим критерий Рейнольдса по формуле:

Так как 4171 > 2320, соответственно в трубопроводе имеет место турбулентный режим.

Так как диаметр магистрального трубопровода больше 377 мм, то эквивалентная шероховатость e = 0,1 мм.

Вычисляем относительную шероховатость (е), которая представляет собой отношение эквивалентной шероховатости к внутреннему диаметру трубопровода:



Находим отношение:

Так как имеем: 10000 ? Re ?

Так как имеем: 10000 ? Re ?  , то находим коэффициент гидравлического сопротивления для турбулентного режима движения в зоне гладкого трения, который определяется по формуле Гинзбурга:

=

Находим гидравлический уклон:

Перед проведением дальнейших расчетов, анализируем характер профиля трассы нефтепровода, и делаем предварительное заключение о месте возможного возникновения самотечного (безнапорного) участка.

Затем вычисляем напор в конце участка трубопровода:



После чего последовательно определяем напоры в заданных сечениях трубопровода, начиная с предпоследнего (т. е. против хода перекачки):

H(x₆) = 68,7 + 0,745•(121,7 - 94,4) = 71 м

Здесь x_j - координата сечения (так как x_j в км, то i выражаем в м/км), а x_j+1 - координата последующего сечения (в начале определения x_j+1 = x_к = L = 168,0 км).

Сравним полученное значение напора с величиной z_j + p_у/сg для сечения x₆.

Расчеты проводят до тех пор, пока соблюдается условие:

В данном случае H(x₆) < 104,54 м, таким образом полный напор в сечении х₆ оказывается меньше высотной отметки этого сечения, а это указывает на наличие на данном интервале самотечного участка, причем сечение х₆ является перевальной точкой.

Определяем новое значение напора в сечении, где находится перевальная точка самотечного участка:



Проанализировав характер профиля трассы нефтепровода (Приложение 1), можно сделать вывод, что началом самотечного участка является сечение x₆. Следовательно, конец самотечного участка определяем по данному сечению.

Определяем координату конца самотечного участка. Для этого нужно составить и решить уравнение.

Вычисляем тангенс угла в наклона профиля трубопровода на сегменте, где имеется самотечный участок по формуле:

Затем, находим x* из следующего уравнения:

57,3+1,69•(121,7 - x^*)+0,01•10⁶/(9,807•896,77)=68,7+0,745•(121,7- x^*)

104,713=0,945x^*

x^*=110,8 м

Проверяем оставшиеся сечения по приведенной выше методике.

Определяем напор в сечении х₅:

H(x₅) = 71 + 0,745•(94,4 - 80,8) = 81,1 м

Сравним полученное значение напора с величиной z_j + p_у/сg для сечения x₆.



В данном случае H(x₅) < 301,24 м, таким образом полный напор в сечении х₅ оказывается меньше высотной отметки этого сечения, а это указывает на наличие на данном интервале самотечного участка, причем сечение х₅ является перевальной точкой.

Определяем новое значение напора в сечении, где находится перевальная точка самотечного участка:

Проанализировав характер профиля трассы нефтепровода (Приложение 1), можно сделать вывод, что началом самотечного участка является сечение x₅. Следовательно, конец самотечного участка определяем по данному сечению.

Определяем координату конца самотечного участка. Для этого нужно составить и решить уравнение.

Вычисляем тангенс угла в наклона профиля трубопровода на сегменте, где имеется самотечный участок по формуле:



Затем, находим x* из следующего уравнения:

103,4+14,5•(94,4 - x^*)+0,01•10⁶/(9,807•896,77)=71+0,745•(94,4- x^*)

1332=13,755x^*

x^*=96,8 м

Проверяем далее:

Н(х₄)= 310,55

Z₄=151,24

H(x₄) > 151,24

Н(х₃)= 331,04

Z₃=138,64