Газопровод Северный поток: реализация сложного проекта

     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(x₇) = 52,78 + 0,75∙(129,5 – 114,6) = 63,96 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 = 129,5 км).

     

     H(x₆) = 92,5 + 0,75∙(114,6-101,6) = 102,25 м

     H(x₅) = 102,25 + 0,75∙(101,6-85,8) = 114,1 м

     H(x₄) = 114,1 + 0,75∙(85,8-61,7) = 132,18 м

     

     H(x₃) = 228,26 + 0,75∙(61,7-54,8) = 233,44 м

     

     H(x₂) = 233,44 + 0,75∙(54,8-24,6) = 256,09 м

     

     H(x₁) = 256,09 + 0,75∙(24,6) = 274,54 м

     

     Проанализировав характер профиля трассы нефтепровода  (Приложение 1), можно сделать вывод, что началом самотечного участка  является сечение  x₄. Следовательно, конец самотечного участка определяем по данному сечению.

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

     Вычисляем тангенс угла β наклона профиля  трубопровода на сегменте, где имеется самотечный участок [x₄, x₅], по формуле:

     

     

     Затем, находим x* из следующего уравнения:

     

     111,08+4,34∙(85,8 - x^*)+0,01∙10⁶/(9,81∙810)= 114,1+0,75(85,8- x^*)

     x^* = 85,46 км

     Так как других самотечных участков в  трубопроводе нет, рассчитаем давление в начале участка трубопровода:

p_н = 810∙9,81∙(274,56 - 56,48) = 172885,49 Па = 1,7 МПа

где x_н – начало участка трубопровода, м (x_н = 0 м), тогда H(x_н)= H(x₁) = 274,56 м.

     Предварительно  вычисляем новое значение гидравлического  уклона:

     При гидравлическом уклоне i_нов в исследуемом трубопроводе самотечного участка не будет. Это означает, что напор H(x_н)_нов и давление p_н,нов в начале участка нефтепровода:

H(x_н)_нов = 52,78 + (2,403*129,5) = 363,97 м

p_н,нов = 810∙9,81∙(363,97 –52,78) =2472746,8 Па = 2,5 МПа

Новое значение давления в начале участка трубопровода сравниваем с рабочим давлением  для магистральных нефтепроводов (Приложение 3): p_н,нов< 6,1 мПа.

     Определяем увеличение напора:

     H(x_н)_нов – H(x_н) = 363,97-215,68 = 148 м

     Определяем  перепад давления (полные потери напора) в трубопроводе по формуле:                                 Δp = p_н,нов - p_к

     Δp = 2,5 – 0,1 = 2,4 МПа

     Число нефтеперекачивающих станций (НПС) вдоль фиксированной трассы трубопровода определяется следующим образом:

     

где                                                      

     Здесь [p] = 6,1 МПа – допускаемое давление для труб с толщиной стенки δ, Па

     

     

     Решаем  уравнение  методом итераций (последовательных приближений). В качестве первого приближения можно использовать вычисленное ранее значение λ.

1. λ = 0,0236

     

     

2. λ = 0,0204

     

     

3. λ = 0,0201

     

     

     Так как λ⁽²⁾ ≈ λ⁽³⁾, следовательно, итерационный процесс прекращается.

     Определяем  минимальный расход нефти, при котором в трубопроводе не возникают самотечные участки на основании вычисленного методом итераций значения скорости движения нефти

по уравнению расхода:                   

     

     Переведём G  в т/год:

     

       Параметры трубопровода оптимальные, т. к. грузопоток находиться в интервале 11 - 19 млн  т/год. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы:

1. Трубопроводный транспорт нефти/Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под редакцией С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т.1. – 407 с.: ил.

2.P. Noel. The EU and Russia's gas. — The European Council on Foreign Relation, 21.11.2008.

3.С. Емельянов. 30 лет "Газэкспорту". — Нефтегазовая Вертикаль. -№ 6, с. 14-15, 2003.

4. Газпром Официальный сайт Nord Stream AG (nord-stream.com).

5. Дегтярев Б.Н. Повторное использование труб — продление сроков их эксплуатации // НефтьГазПромышленность. – 2007. - №8(36).

6.По материалам пресс-службы компании «ТРАНСНЕФТЬ»: вчера, сегодня, завтра // НефтьГазПромышленность. – 2006.-№1

7.По материалам редакции Российский трубный рынок в реалиях и перспективах // НефтьГазПромышленность. – 2009.-№5(5).

8.Александров В.В., Горский Н.Д. Алгоритмы и программы структурного метода обработки данных. - Л.: Наука, 2009.

9. Будовский В.Б., Хренов Н.Н., Егурцов С.А. Прогнозирование изменения состояния газопровода / М.: Газовая промышленность, 2010, №7, с.16-18

10. Строительство Nord Stream может быть начато в I квартале 2010 года. — РИА Новости, 20.05.2009.

11.  Н. Гриб, С. Егикян. Nord Stream наполнился до предела. — Коммерсант, -№ 145, с.45, 2011.

12.И. Резник. Маттиас Варниг: "Что хорошо для России, хорошо и для Германии". — Ведомости, 11.10.2009. — №191 (1718).

13. И. Максимычев. Герхард Шрёдер в России. — РИА Новости, 30.03.2009.

14.Владимир Вдовин. Управление в «Северном потоке» Вести. Ru   14.07.2009.

15. О.Чурсов GDF получит  9% в "Северном потоке". —  Ведомости, 01.03.2010.

16.Акционеры. E.ON. — Официальный сайт Nord Stream AG (nord-stream.com).

17. P.Finn Energianews 06.05.2011.

18.Российский газ: тернистый путь в Европу. — Бизнес & Балтия, 19.11.2008. — №229 (602).

20. Газопровод пройдет по дну моря. — ИТАР-ТАСС, 02.11.2007.

21.А.Алексеев Экологическая обстановка на проекте «Северный поток» коммерсант 05.06.2009.

22. П. Коркоран: До запуска "Северного потока" риски несут акционеры. — Время новостей, 02.02.2009.

23. Е. Мазнева. Неучтенные $2 млрд. — Ведомости, 17.03.2010. — № 46 (2564) .