Проектирование подводного магистрального газопровода с комплексом сооружений береговой компрессорной станции

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ имеет огромное значение в соответствии с его экономической и экологической выгодой.  Важность использования природного газа заключается в том, что, при горении, он выделяет более чистую энергию, чем уголь и другие энергетические ресурсы.  С 1995 года потребление и производство природного газа во всем мире неуклонно растет с 1600 млрд кубометров до почти 3200 млрд кубометров в 2019 году.

Более того, уровень потребления природного газа будет продолжать расти в геометрической прогрессии до 4,33 трлн кубометров в 2035 году, со средним темпом роста около 1,6% в год.

Турция расположена между Европой, которая имеет растущий спрос на природный газ, и Россией, которая обладает богатыми природными ресурсами. Для удовлетворения этого спроса необходима конфигурация трубопроводной сети с оптимальными и эффективными длинами, давлениями, диаметрами и количеством компрессоров. 

Актуальность работы. Разработка проекта газопровода с наименьшими затратами важно из-за высоких расходов на обслуживание и строительство. В системе трубопроводов природного газа существует несколько факторов, способствующих успешному достижению проектирования. Этими факторами являются правильный подбор диаметра трубопровода, его длины, давление всасывания и нагнетания, количества компрессорных станций. 

Существует много видов методов и моделей оптимизации, связанных с системами газопроводов. Эти оптимизационные модели и методы могут применяться отдельно в производстве и транспортировке природного газа, а также на рынке природного газа.

Цель работы: Проектирование подводного магистрального газопровода с комплексом сооружений береговой компрессорной станции.

Исходя из поставленной цели, необходимо выполнить следующие задачи:

1. Рассмотреть порядок проектирования и строительства магистрального газопровода.

2. Провести математическое моделирование параметров магистрального газопровода.

3. Произвести проектирование компрессорной станции.

Объект исследования: Участок магистрального подводного магистрального газопровода и комплекс береговых сооружений.

Предмет исследования: Проектирование и строительство подводного магистрального газопровода с комплексом.

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТА ГАЗОПРОВОДА

"ТУРЕЦКИЙ ПОТОК"

1.2 Основание проекта газопровода и его цели

Газопровод состоит из двух трубопроводов диаметром 813 мм (32 дюйма), проложенных через Черное море, создавая новый маршрут, который повысит долгосрочную безопасность поставок газа из России в Турцию и далее на юго‐восток Европы.

Проект также будет способствовать укреплению геостратегических позиций Российской Федерации в области регионального управления энергетикой.

Проектная мощность газопровода "Турецкий поток" позволит транспортировать 31,5 млрд кубометров природного газа в год. Каждый из двух трубопроводов будет иметь максимальный расход приблизительно 47,9 миллиона кубических метров в день (приблизительно 15,75 миллиарда кубометров в год).

Ожидаемое рабочее давление на участке выхода на сушу на материковой части Турции составит от 6,7 до 9,9 МПа.

Начальные точки газопровода "Турецкий поток". Проект газопровода "Турецкий поток" начинается на береговых объектах в районе Анапы Российской Федерации и продолжается до первого сварного шва после Приемного терминала, который планируется построить в районе выхода на сушу в городе Кыйыкей в районе Визе на материковой части Турции.

Проект состоит из трех основных разделов. Ниже описаны морские участки, а также участки пересечения берега и выхода на сушу газопровода “Турецкий поток”, начинающийся от КП660 до нижнего течения приемного терминала и расположенный в морских районах на территории Турции и на материковой части Турции, составляют "проектную зону":

Проект, который является компонентом проекта газопровода "Турецкий поток", начинающийся с KP660, состоит из трех частей:

- Оффшорный участок: Этот участок расположен от KP660 в турецкой зоне примерно до в 2,5 км от турецкого побережья, где глубина воды составляет около 30 м. Морской участок продолжается примерно на 270 км в Турции и турецких территориальных водах (измеряется вдоль маршрута трубопровода). На морском участке трубопроводы будут проложены непосредственно по морскому дну.

- Участок пересечения берега: Этот участок начнется примерно в 2,5 км от турецкого побережья на глубине около 30 м и будет продолжаться до прибрежного участка к северу от пляжа Селвес. Проект также имеет “прибрежный” подсегмент, который включает в себя необходимые строительные работы как на участке пересечения берега, так и на участке выхода на сушу на стыке участков. Этот прибрежный субсегмент также определяет площадь, необходимую для строительства и установки трубопровода.

Прибрежный сегмент начинается примерно в 200 м от берега (рисунок 1.2), на глубине воды около 5 м и простирается примерно на 250 м (участок пересечения берега 200 м и участок выхода на сушу 50 м). Строительство на берегу будет включать в себя как морские строительные работы, такие как привлечение строительных мелководных судов для проведения дноуглубительных работ по пересечению берега, так и наземные строительные работы (к северу от пляжа Селвес), такие как прокладка траншей и строительство трубопроводов.

- Участок выхода на сушу: участок выхода на сушу начнется к северу от пляжа Селвес и будет простираться вглубь от побережья, включая наземные трубопроводы и приемный терминал. Участок выхода на сушу, включая приемный терминал, будет иметь длину 2 километра.

От побережья до приемного терминала трубопроводы будут проложены с использованием обычных техник строительства. По соображениям безопасности заглубленный наземный трубопровод будет иметь минимальный земной покров 1,5 м.

Основными частями проектируемого газопровода будут являться:

- Два подводных стальных трубопровода диаметром 32 дюйма (813 мм) длиной 272 км от точки KP660 в турецкой зоне к северу от пляжа Селвес.

- Два стальных трубопровода диаметром 32 дюйма (813 мм), проложенных по суше, длиной 3 км от пляжа Селвес (от пляжа) до Приемного терминала;

- Приемный терминал.

Продольный профиль проекта показана на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Продольный профиль реализуемого проекта

1.2 Морские и береговые переходы

Морские и Береговые участки Проекта будут начинаться от KP660 на границе турецкой зоны к приемному терминалу, который будет построен в районе Визе.

Участок выхода на сушу будет иметь длину 3 км, начиная с того места, где трубопровод будет выходить на сушу, включая приемный терминал. На участке выхода на сушу прокладка труб будет производиться с помощью обычной открытой строительной техники.

Характеристики используемых труб. Трубопроводы будут построены из стальных линейных труб длиной 12 м, которые будут сварены вместе. Секции труб будут покрыты защитным материалом как внутри, так и снаружи перед доставкой на сортировочную станцию.

Внутреннее покрытие будет представлять собой эпоксидную краску, которая улучшает внутреннюю чистоту и рабочий расход газа, в то время как внешнее покрытие будет изготовлено из трехслойного полипропилена (3LPP) для защиты трубопроводов от коррозии.

Мелководные участки подводных трубопроводов (включая заглубленные трубопроводы) будут дополнительно покрыты железобетоном для увеличения их веса, повышения устойчивости к морским течениям и обеспечения дополнительной защиты от внешних повреждений в результате деятельности третьих лиц. Исследования, которые должны быть проведены на заключительном этапе проектирования, необходимы для определения точных размеров бетонного покрытия [5].

Трубопроводы с бетонным покрытием будут доставлены на прибрежный объект снабжения, готовые к монтажу. Кроме того, трубопроводы будут защищены от коррозии системой катодной защиты.

Данные о размерах 32‐дюймовых труб, которые будут использоваться в Проекте, приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Данные о размерах трубопроводов 32‐дюймовых труб

Трубы, которые будут использоваться в морских, береговых переходах и участках выхода на сушу, будут иметь одинаковые размеры (32 дюйма). Трубы, которые будут использоваться на приемном терминале, будут имеют диаметры 4 дюйма, 6 дюймов, 24 дюйма, 32 дюйма.

На морском участке трубопровод будет проложен непосредственно по морскому дну. Этот метод позволит свести к минимуму возмущение морского дна на большей части морского участка. Однако, хотя маршрут трубопроводов будет разработан таким образом, чтобы свести к минимуму требования к вмешательству на морском дне, в определенных районах может потребоваться некоторое вмешательство либо до, либо после прокладки труб. Это делается для ограничения или удаления длины свободного пролета трубопровода (например, в районах, где морское дно неровное), а также для защиты трубопроводов и кабелей в местах пересечения.

Трубопровод будет расположен в соответствии с будущими соглашениями для зон третьих сторон или кабельные переходы вместе с соответствующими разрешениями (с изменением направления, если это необходимо) и будут построены в рамках предписанных мер.

1.3 Характеристики приемного терминала

Включая наземные сооружения и клапанные станции аварийного отключения, приемный терминал будет установлен на площади 17,5 га, будет состоять из следующих компонентов:

- Приборы учета и мониторинга параметров газа;

- Очистка газа;

- Газовое отопление;

- Контроль температуры и давления;

- Защита от избыточного давления;

- Метрологическое оборудование;

- Два датчика контроля трубопровода (по одному на трубопровод);

- Клапаны аварийного отключения;

- Запорные и другие системы клапанов;

- Изолирующие соединения;

- Сборные контейнеры для установки электрических и управляющих устройств;

- Предусмотрено строительство двух одноэтажных зданий размером 15 х 50 и 15 х 40;

- Две вентиляционные трубы и соединенные системы труб высотой 50 м;

- Четыре дизельных генератора (должны использоваться только при эксплуатации первого трубопровода);

- Два заглубленных силовых кабеля;

- Система отвода дождевой воды;

- Резервуары для хранения противопожарной воды, размер которых будет определен по согласованию с соответствующими органами.

К Приемному терминалу присоединятся два трубопровода, каждый из которых содержит свое собственное интегрированное оборудование

Расчетное давление. Проектное давление составляет 300 бар, хотя ожидаемое максимальное рабочее давление, как ожидается, составит приблизительно 284 бар. Рабочее давление трубопровода будет варьироваться по всей его длине, особенно в зависимости от трения внутри трубопроводов и температурных условий окружающей среды, окружающих трубопроводы. Если система работает с максимальным расходом к моменту поступления газа на участок выхода на сушу, рабочее давление на приемном терминале упадет до 65-99 бар.

Рабочая температура газа по прибытии на побережье будет равняться -5 °C. Однако в экстремальных зимних условиях существует вероятность того, что температура газа упадет до -8° С, и поэтому трубопроводы спроектированы с минимальной температурой -10° С.

Нагреватели. Для нагрева газа будет создано 12 систем отопления (по 6 на каждый трубопровод, общая тепловая мощность 102 МВт), каждая мощностью 8,5 МВт, и нагреватели будут питаться газом, полученным из системы.

Контроль метрологического оборудования. Оборудование, необходимое для мониторинга работы трубопровода, первоначально будет размещено в контейнерах или в зданиях, расположенных в пределах Приемного терминала. Контрольное метрологическое оборудование будет непрерывно измерять состав газа (включая точку росы воды и углеводородов), температуру, расход и давление транспортируемого газа.

Аварийное отключение. На Приемном терминале будут установлены локальные системы аварийного отключения. В случае инцидента (незапланированного события) система аварийного отключения будет активирована, и трубопроводы изолируются. Затем объем газа в трубопроводах будет автоматически изолирован от Приемного терминала, закрыв впускные и выпускные клапаны наземных сооружений, тем самым поддерживая постоянный запас газа в морском трубопроводе.

Основополагающий принцип заключается в том, чтобы прекратить подачу газа к пожару (если таковой имеется), и в то же время будет поддерживаться постоянный запас газа в трубопроводе [9].

2 ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДА

«ТУРЕЦКИЙ ПОТОК»

2.1 Процесс прокладки труб морского участка

Морская укладка труб осуществляется путем последовательного выравнивания, сварки и спуска труб с судна‐трубоукладчика. Секции труб транспортируются в трубоукладочное судно, предварительно покрытые антикоррозийным покрытием из полипропилена и внутренним эпоксидным покрытием.

Трубы аккуратно укладываются на борт судна‐трубоукладчика с помощью палубных кранов. Затем трубы транспортируются с помощью конвейерных систем (систем непрерывной конвейерной ленты) на станцию скашивания труб где трубы готовятся к сварке. Скашивание (нарезание резьбы) заключается в формировании кромки трубы, которая должна быть сварена, таким образом, чтобы сам сварной шов вписывался в общий профиль трубы.

В процессе скашивания образуются большие объемы металлолома, которые необходимо хранить в контейнерах для сбора и утилизации на суше. Металлические отходы от скашивания и сварочного флюса будут собираться и временно храниться в контейнерах на строительных площадках в соответствии с требованиями законодательства перед сбором лицензированными перевозчиками отходов для утилизации. После снятия фаски (нарезания резьбы) трубы транспортируются на линейную станцию, где трубы выстраиваются в линию для подготовки к сварке с использованием систем траверсных кареток (роликов) [12].

Во время производства трубопроводов все части труб будут сварены вместе. Каждый сварной шов будет подвергнут визуальному осмотру и неразрушающему контролю, чтобы убедиться, что сварной шов соответствует требуемым спецификациям.

Критические процессы, такие как сварка, будут проверяться на качество подрядчиком, а затем осмотром владельца проекта. После успешного испытания сварного шва трубы перемещаются к станциям нанесения покрытий. Количество станций нанесения покрытия будет зависеть от используемого судна для укладки труб. На станциях нанесения покрытий на сварные швы будет наноситься покрытие полевых швов для защиты от коррозии.

Для секций труб с бетонным покрытием заполнение зазора между бетонными концами секций труб будет осуществляться формованным твердым полиуретаном или полипропиленом, чтобы обеспечить получение надежной защиты края наружной поверхности трубы.

Сваренный, покрытый и проверенный участок трубопровода опускается в воду вместе с трубой платформы для укладки (стингер). Эта платформа используется для опускания труб в воду путем создания пологого профиля наклона к предполагаемой глубине моря, что снижает нагрузку на трубопровод во время монтажа.

Ограничительные пряжки (армирование труб) используются в трубопроводе, чтобы избежать распространения нежелательных сил в случае локального изгиба, размещая ограничители через регулярные промежутки времени или в восприимчивых областях по длине трубопровода. Фиксаторы пряжек будут приварены к трубопроводам в тех областях, которые подвержены разрушению, локальному изгибу или распространению изгиба.

Затем судно‐трубоукладчик продвигается на соответствующее расстояние (в зависимости от длины колонны трубопроводов), натягивая якорные тросы или используя двигатели динамического позиционирования, в результате чего колонна трубопроводов выходит из судна‐трубоукладчика через стингер. Как только колонна трубопроводов выйдет из резервуара для укладки труб, резервуар для укладки труб прекратит движение вперед, чтобы начать работу по подготовке и сварке следующей части трубопровода.

Все работы по прокладке труб будут выполняться методом S‐образной укладки. На рисунке 2.1 представлен схематический рисунок метода прокладки труб S‐образной укладкой.

Техника S‐образной укладки требует загрузки отдельных секций труб длиной 12 м в трубоукладочное судно. Метод прокладки труб S‐образной укладкой первоначально был разработан для мелководья, но данный метод эволюционировал, чтобы использоваться в более глубоководных условиях с использованием более крупных трубоукладочных судов.

Ожидается, что средняя скорость укладки труб для техники S‐образной укладки составит около 3,5 км в день (24-часовой период), в зависимости от погодных условий.

Для монтажа морского участка трубопровода могут потребоваться как мелководные, так и глубоководные трубоукладчики. Судно для прокладки труб на мелководье способно работать в диапазоне глубин воды от 10 до 150 метров. Эти суда, как правило, стоят на якоре, но также могут использовать DP и устанавливать трубопровод методом S‐образной прокладки.

DP - это система с компьютерным управлением, которая приводит в действие двигатели судов для поддержания положения без использования якорей.

Глубоководное трубоукладочное судно способно прокладывать трубы на глубине примерно от 30 м до любой глубины требуется в зависимости от размеров трубопровода.

Для большинства морских работ по прокладке труб судно‐трубоукладчик будет маневрировать по маршруту прокладки труб с использованием DP. Суда для прокладки труб на якоре потенциально могут использоваться на глубине до 600 м.

Однако для данного проекта предполагается, что постановка на якорь будет осуществляться только на берегу участка пересечения, т. е. примерно до глубины 30 метров. На участке пересечения берега, где будет использоваться судно‐трубоукладчик, стоящее на якоре, с судна может быть установлено до 12 якорей, а само положение якоря может находиться на расстоянии до 1,5 км от осевой линии судна, в зависимости от глубины воды.

2.2 Вмешательство в морское дно и пересечения с препятствиями

На морском участке трубопровод будет проложен непосредственно по морскому дну. Этот метод позволит свести к минимуму влияние движения воды и других негативных составляющих на большей части морского участка. Во время процесса прокладки труб мониторинг грунта будет осуществляться в режиме реального времени, чтобы убедиться, что трубопровод правильно расположен, имеет необходимое горизонтальное расстояние (безопасное расстояние) и избегает препятствий. После того, как трубы будут проложены на морском дне, будет проведено первое обследование морского дна.

Однако, маршрут трубопроводов будет разработан таким образом, чтобы свести к минимуму требования к вмешательству на морском дне, некоторые вмешательства могут потребоваться в конкретных районах, как до, так и после прокладки труб.

Методы вмешательства на морском дне можно разделить на две основные категории:

- Вмешательство перед установкой;

- Вмешательство после установки.

Методы вмешательства, которые могут быть использованы перед установкой, включают установку опор с помощью дноуглубительных работ и гравия или подушек в местах, где ожидается свободный пролет участков трубопровода [8].

Типичные методы после строительства включают рытье траншей, сброс породы и размещение подушек. Ниже описаны различные методы вмешательства, которые будут применены для трубопроводов данного проекта.

На этом этапе предлагаются методы, которые будут использованы после установки трубопровода для дальнейшей необходимой коррекции свободного пролета. Причина этого, как правило, заключается в том, что методы вмешательства до прокладки трубопроводов менее рискованны на трубопроводах, чем методы вмешательства после прокладки. Следует отметить, что там, где поддержка указана как при необходимости решение о методе, который будет использоваться, будет зависеть от детального проектирования и предпочтений назначенного подрядчика по прокладке труб.

Если требуется коррекция свободного пролета, методы вмешательства на морском дне после установки, которые могут быть использованы для проекта, включают дноуглубительные работы (рытье траншей) для удаления плечевых пролетов и установку земляных работ массового потока и опорных конструкций трубопроводов.

Процесс дноуглубления. Если опорные пролеты определены, может потребоваться дноуглубление после укладки (траншея после укладки труб) для выпрямления/исправления свободных пролетов. Этот процесс будет осуществляться путем опускания рассматриваемых участков трубопровода ниже естественного уровня морского дна с использованием методов прокладки траншей после укладки.

Рытье траншей можно производить различными способами. В то время как некоторые виды оборудования являются самоходными, другие тянутся судном, и в то время как некоторые контактируют с трубопроводом, другие избегают прямого контакта с трубопроводом.

Для каждого варианта требуется вспомогательное судно, которое будет оснащено специальным оборудованием для работы траншейного оборудования.

Метод струйной обработки, когда опускается трубопровод ниже поверхности морского дна с помощью комбинации боковых земляных работ и струя воды высокого давления подается для вытеснения осадка из-под проложенного трубопровода.

Благодаря этому процессу трубопровод попадает в углубление, которое образуется под ним. При необходимости вытесненный осадок может быть перекачан по предыдущему участку трубопровода для засыпки траншеи.

Этот метод сводит к минимуму смещение отложений и бентических организмов и не требует временного или постоянного удаления извлеченных отложений.

Механические фрезы разрезают грунт под трубопроводом, чтобы постепенно опустить его под поверхность морского дна. Механические резаки - это части оборудования, оснащенные тяжелыми гусеничными движителями, которые позволяют резаку двигаться по поверхности трубопровода. Этот инструмент обычно состоит из режущих дисков и всасывающих насосов в задней части инструмента, которые выталкивают выкопанный грунт из траншеи. Опорное судно необходимо для того, чтобы механически опустить резак в воду и аккуратно расположить его на трубопроводе.

Техника вспашки использует относительно большую конструкцию, которая натягивается на морское дно, которое поднимает трубопровод разрезает грунт и откладывает его сбоку траншеи и, наконец, опускает трубопровод в созданную траншею. Траншею можно оставить для засыпки естественным путем, или нанесенный грунт может быть заменен поверх трубопровода в последовательной операции плугом для засыпки. Плуг требует опорного судна с большой тягой ножа и большой подъемной рамой.

Методы пересечения подводных кабелей. Вдоль трассы трубопровода проходят четыре кабеля, начиная с точки KP 660 и заканчивая приемным терминалом. Трубопроводы должны быть проложены вдоль существующих четырех кабелей и необходимо построить дополнительную кабельную систему (в зависимости от календаря установки кабеля).

Ниже приведены точки пересечения существующих кабелей:

- Три кабеля (ИТУР, Телеграфный кабель Килия ‐ Одесса и Кавказская кабельная система) находятся на абиссальной равнине;

- Четвертый кабельный переход (КАФОС) будет проходить на континентальном склоне, между границей первичного шельфа и границей вторичного шельфа, где глубина морского дна составляет не более 1,5 м.

Кабельные переходы будут построены таким образом, чтобы обеспечить расположение трубопроводов и кабелей на безопасном расстоянии друг от друга. Оцененные методологии пересечения кабелей объясняются ниже:

- Для используемой Кавказской кабельной системы и Черноморской волоконно‐оптической системы (KAFOS) и вышедшего из эксплуатации кабеля Италия‐Турция‐Украина‐Россия (ITUR) предлагается установить две опорные конструкции с каждой стороны кабеля перед прокладкой труб.

- Опорные конструкции должны располагаться на достаточном расстоянии, чтобы между кабелями был зазор не менее 2 м;

- Несущая конструкция телеграфного кабеля Килия ‐ Одесса, который, находится вне эксплуатации, будет помещен поверх кабеля перед прокладкой трубы.

В дополнение к существующим четырем кабелям планируется проложить еще один кабель. В зависимости от календаря установки трубопроводы могут пересекать этот кабель.

Выбор строительных материалов, которые будут использоваться для кабельных переходов, будет варьироваться в зависимости от глубины воды. На мелководье можно использовать кучи камней, бетонные подушки или мешки с цементным раствором. Использование каменных нагромождений или мешков с цементным раствором не являются подходящими вариантами для кабельных переходов в глубоководных районах. В таких пунктах с большой глубиной, где поддержка гибких бетонных подушек или использование гибких бетонных подушек не подходит, кабельные переходы будут обеспечены стальными конструкциями, поддерживаемыми покрытием.

В случае использования стальных конструкций необходимо выбрать материалы и системы покрытия, соответствующие условиям окружающей среды, характерным для Черного моря. Грунтовые условия являются еще одним фактором, влияющим на детали несущих конструкций.

Там, где морское дно состоит из песка или камней, планируются использование прямоугольных гибких бетонных подушек.

Высота опоры будет определена таким образом, чтобы обеспечить минимальное вертикальное расстояние между кабелями и трубопроводами. Принимая во внимание расположение трубопровода и несущей конструкции на морском дне, а также расположение существующих кабелей, вертикальное расстояние должно составлять не менее 0,3 метра, между трубопроводами и существующими кабелями в течение всего расчетного срока службы трубопроводов.

Опорные конструкции (такие как бетонные подушки) в основном будут располагаться под трубопроводом с обеих сторон пересечения, чтобы соответствовать указанному требованию к вертикальному зазору. Однако использование бетона подушки не подходят для пересечения кабелей в случае кабелей ITUR, Кавказской системы и KAFOS, поскольку несущая способность грунта недостаточна.

В тех случаях, когда нет договорных требований, вариант пересечения кабелей гарантирует безопасную эксплуатацию трубопроводов и существующих кабелей.

Чтобы избежать повреждения кабелей и сохранить минимальный вертикальный зазор между трубопроводом и кабелем в течение всего расчетного срока службы трубопроводов, опорные конструкции будут размещены с одной или обеих сторон кабелей.

Окончательные проекты пересечения будут подлежать отдельным соглашениям с владельцами кабелей.

2.3 Процесс укладки трубопровода на береговом участке

Участок пересечения берега простирается на глубину до 30 м от берега. Трубопроводы будут установлены в траншеи шириной 2,5 м, вырытые дноуглубительными работами. Минимальная глубина залегания трубопроводов должно составлять не менее 2,5 м для глубин воды менее 10 м и 1 м для участка траншеи за этой точкой до глубины воды 20-25 м.

Техника открытого разреза ‐ относительно простой и часто используемый метод с наименьшим уровнем риска при строительстве. Для того чтобы трубопровод можно было вытащить на берег на требуемой глубине траншеи, траншеи выкапываются на прибрежном участке с помощью экскаватора на участке выхода на берег.

Дамба должна служить барьером против осаждения траншеи, а также обеспечивать надлежащую защиту от волновых воздействий на трубопроводы во время монтажа. Дамба будет построена с использованием горных пород и камней подходящих размеров для создания устойчивого барьера во время прокладки труб.

Площадь строительства выглядит следующим образом:

- Подготовка подъездных путей;

- Подготовка и выравнивание территории;

- Подготовка дамбы;

- Установка временных сооружений на площадке, включая береговое оборудование и соответствующую инфраструктуру.

После завершения прокладки труб на глубине около 30 м от берега к обоим трубопроводам будут приварены подводные головки, используемые для спуска трубопровода на морское дно и извлечения трубопровода с морского дна.

После успешного проведения предоперационных испытаний на участках пересечения берега и выхода на сушу необходимо соединить два конца трубопровода на поверхности моря. Соединение частей трубопровода на поверхности воды будет осуществляться в месте, где глубина моря составляет около 30 м, после чего трубопровод будет спущен на дно моря и размещен там.

Строительство дамбы. Дамбы строятся для защиты траншей от движения моря, где применяется техника пересечения берега открытым способом (в зависимости от оборудования для дноуглубления дна) [11].

Схема расположения дамбы приведена ниже на рисунке 2.3.

Защитные слои строятся с помощью экскаватора, а проход строится постепенно. Для того чтобы построить защитный слой и средний фильтрующий слой, конструкция сердечника прерывается, и грузовики используются для доставки камня к экскаваторам.

Рисунок 2.3 - План строительства дамбы

Прокладка траншей. В соответствии с технологией укладки труб, траншеи будут вырыты в качестве подготовки к вытягиванию труб на берег, а извлеченный материал будет временно храниться. Наиболее благоприятный сценарий заключается в том, что дноуглубительный материал будет временно храниться на участке шириной 500 м вдоль трубопроводов.

При необходимости для сканирования горных пород можно использовать "фрезерный земснаряд"; однако можно также использовать земснаряд "экскаватор".

Земснаряд имеет вращающуюся режущую головку, которая крошит твердую землю на мелкие кусочки. Для временного хранения материала измельченный грунт всасывается насосами сканера и транспортируется к местам временного захоронения по плавающему шлангу.

Если траншея засыпана отложениями, ее можно очистить с помощью земснаряда с прицепным всасывающим бункером перед прокладкой трубопровода. Земснаряд с прицепным всасывающим бункером всасывает материал на морском дне через дноуглубительную головку, соединенную с всасывающей трубой. Насосы и плавающий шланг используются, как и в случае с земснарядом-резаком, для транспортировки материала в места временного хранения, подлежащие временному хранению.

Регулярные проверки обеспечивают необходимую глубину/сечение траншеи, контролируя ход и размеры земляных работ. Перед установкой трубопровода проводится обследование для определения количества заиления в траншее. При недопустимом уровне заиления требуется проведение ремонтных дноуглубительных работ для восстановления траншеи на проектную глубину. В качестве альтернативы, на начальном этапе дноуглубления может потребоваться более глубокая траншея, чтобы компенсировать отложение осадка между завершением рытья траншеи и установкой трубопровода [15].

Объем дноуглубительных работ. Предполагается закапывать покрытые бетоном трубы в вырытые траншеи. Следует иметь в виду, что глубина траншеи может показать аналогичное изменение графика, приведенного ниже на рисунке 2.4, при.прохождении.черезморское.дно.

Рисунок 2.4 – План морского дна и проектируемой траншеи

Укладка труб методом вытягивания на берег. Для процесса прокладки труб в рамках проекта была проведена оценка "метода вытягивания на берег". При этом способе колонны труб будут изготавливаться на судах‐трубоукладчиках и будут подтягиваться к берегу.

Сварка секций труб, как правило, не является трудоемким процессом, однако для выполнения этих работ необходимо наличие соответствующих погодных условий (ветер, волны).

В конце трубопровода установлена буксировочная головка, прикрепленная к буксировочному тросу. Линейный кран (одноместный шкив), расположенный на берегу, используется при прокладке труб методом вытягивания на берег. С помощью якоря или сваи кран будет закреплен на берегу.

Судно-трубоукладчик, расположенное над трубопроводом, переместится в положение, в котором буксирные тросы опускаются, чтобы взять и соединить их с "буксирной головкой", которая образует первую часть трубопровода на участке выхода на сушу. В то время как трубы свариваются вместе на трубоукладочном судне, расположенном над трубопроводом, буксирные тросы будут вытягиваться краном, расположенным на берегу. Гидростатический подъемник может быть использован для уменьшения веса трубопровода и, следовательно, уменьшения требуемого тягового усилия. Типичная операция вытягивания на берег показана ниже на рисунке 2.5.

Трубопровод должен быть подтянут к берегу таким образом, чтобы “первый сварной шов” в конце трубопровода прибыл в свою целевую коробку на суше. Буксировочная головка отрезается от трубопровода, и конец трубопровода будет подготовлен к сварке. Затем распределитель крана будет перемещен на следующее место вытягивания, а после завершения всех операций, удален с площадки. После каждой операции по подтягиванию буксирный трос должен быть заново уложен внутри траншеи под водой.

Для проведения операции по вытягиванию на берег, для установки крана (в комплекте с системой крепления), а также для хранения и сохранения тягового троса потребуется подходящая площадка. После завершения вытягивания на берег оставшаяся часть прибрежного участка трубопровода будет установлена судном-трубоукладчиком в рамках морского участка укладки. Засыпка траншеи не будет осуществляться до тех пор, пока не будет завершена установка трубопроводов на прибрежном участке.

После завершения процесса вытягивания на берег процесс обратной засыпки будет завершен с использованием, насколько это возможно, ранее извлеченного материала, взятого из районов, где хранится дноуглубленный материал.

После процесса вытягивания на берег операция по прокладке труб на прибрежном участке будет продолжена с помощью судна, которое используется во время процесса вытягивания на берег и которое подходит для прокладки труб на мелководье, в направлении зоны соединения вдали от берега, где глубина воды составляет около 30 метров.

В месте соединения на каждом трубопроводе должны быть установлены временные заглушки.

Процесс укладки труб на берегу завершается после последовательного выравнивания, сварки и опускания труб через трубоукладочное судно, пригодное для работы на мелководье. Планируется, что на мелководье будет использоваться метод S‐образной укладки.

Защита трубопроводов. Для защиты трубопроводов, на мелководье трубопроводы будут заглублены или покрыты бетоном в качестве меры безопасности для обеспечения устойчивости трубопроводов на морском дне, а также для предотвращения помех и повреждений в результате любой деятельности третьих сторон (тралового оборудования или якорной стоянки судов).

Как уже упоминалось выше, трубы на участке прохождения через берег планируется закапывать в вырытые траншеи. От выхода из траншеи трубопроводы будут проложены непосредственно на морском дне, и защита будет обеспечена бетонным покрытием. Толщина бетонного покрытия, защищающего трубопроводы, составит 80 мм. Планируется, что трубы с бетонным покрытием будут использоваться на глубине около 90 м за пределами прибрежного участка.

2.4 Процесс укладки трубопровода на суше

Исходя из проекта, длина участка выхода на сушу оценивается в 2,5 км. На участке выхода на сушу трубопроводы будут закапываться в траншеи с использованием открытой строительной техники [13].

Чтобы избежать последствий, связанных с отдельными периодами строительства, оба трубопровода могут строиться последовательно (по одному трубопроводу за раз) или одновременно в течение непрерывного периода строительства, составляющего примерно 12 месяцев. Расстояние между ними будет примерно равным 10 м между осевой линией каждого трубопровода.

Подготовка строительного коридора. Маршрут трубопровода включает в себя участки деревьев, которые будут вырублены. Срубленные деревья будут уложены на строительном коридоре в соответствии с требованиями соответствующего официального учреждения.

Верхний слой почвы, как правило, будет очищен поперек строительного коридора с помощью плоского экскаватора-земснаряда, а затем сохранен для использования при восстановлении строительного коридора.

Трубопроводы будут проложены в траншеях параллельно друг другу так, чтобы расстояние между их номинальными ширина составляла 10 метров. Траншеи будут выкапываться с помощью механических экскаваторов, расположенных вдоль трассы трубопровода. Траншеи будут выкопаны на глубину 2,5 метра, что позволит покрыть их слоем почвы не менее 1,5 метра.

Транспортировка секций труб и процесс нанизывание нитей. 12-метровые трубы будут доставлены на строительную площадку со строительной площадки участка выхода на сушу, где они будут храниться. Секции труб будут транспортироваться по строительному коридору с помощью тягачей и гусеничных машин, которые могут перевозить сразу несколько секций труб.

Все трубы прибудут в предварительно покрытом состоянии (снаружи с антикоррозийным покрытием 3LPP и внутри с эпоксидным проточным покрытием). Процесс, известный как "нанизывание", включает в себя размещение секций труб вплотную друг к другу вдоль траншеи при подготовке к сварке.

Сварка, испытания и нанесение покрытий на стыки. Кромки труб будут скошены с помощью машины для облицовки труб, чтобы создать профиль для сварки.

Затем секции труб будут выровнены и сварены вместе с помощью автоматического, полуавтоматического или ручного сварочного оборудования, которое перемещается по длине трубопровода.

Опускание и засыпка труб. После проверки сварных покрытий труба будет аккуратно опущена в траншею в непрерывном режиме с помощью боковых стрел. После завершения укладки трубы траншея будет засыпана в обратном порядке, в котором она была выкопана. Засыпка будет состоять из мелкозернистого гранулированного материала, механически просеянного и хорошо просеянного с максимальным размером частиц 6 мм и не будет содержать острых краев или вредных веществ. Материал для засыпки будет получен, насколько практически возможно, используя ту же траншею, которая была первоначально взята из траншеи. На каменистом или неровном грунте, где существует вероятность повреждения покрытия труб, дно траншеи будет покрыто защитным слоем толщиной 200 мм из мягкого грунта или песка.

2.5 Пусконаладочные работы и дальнейшее техническое обслуживание газопровода

После прокладки каждого трубопровода будут проводиться различные мероприятия, известные как “пусконаладочные работы”, чтобы обеспечить соответствие трубопровода эксплуатационным требованиям. Основная цель этих мероприятий заключается в обеспечении того, чтобы линия была проложена безупречно, и чтобы газ мог транспортироваться при надлежащих условиях, при ожидаемом давлении, и чтобы он отвечал требованиям для доставки газа.

Оборудование, необходимое для проведения пусконаладочных работ, будет использоваться для очистки, замеров, гидроиспытаний (при необходимости) и сушки установленных трубопроводов [15].

Подход к пуско‐наладочным работам по проекту включает в себя гидроиспытание береговых сооружений и прибрежные и наземные участки трубопроводов. Гидротестирование (гидростатическое испытание) включает заполнение каждого трубопровода водой и давление в нем выше расчетного давления трубопроводов, чтобы проверить прочность трубопровода и убедиться в отсутствии утечек.

Пуско‐наладочные работы на прибрежных и прибрежных участках каждого трубопровода будут проводиться индивидуально по мере завершения строительства каждого трубопровода. Ввод в эксплуатацию каждого трубопровода займет примерно 10 дней до завершения.

Участок газопровода «Турецкий поток», планируется не подвергать гидроиспытаниям. Это обусловлено следующими причинами:

- Традиционное гидростатическое испытательное давление может привести к боковому изгибу по всему «Турецкому потоку». Потенциальное неблагоприятное воздействие бокового изгиба на окружающую среду (потеря защитной оболочки), которая может быть вызвана относительно высоким гидростатическим испытательным давлением, будет устранена, что также приведет к устранению риска для трубопровода из-за этого режима отказа;

- Количество гидротестированной воды, которая в конечном итоге потребуется для сброса в море, будет сведено к минимуму;

- Отсутствие гидростатических испытаний и, соответственно, отсутствие сброса воды сводит к минимуму и/или устраняет объемы воды, топлива и химических веществ, необходимых для использования оборудования перед вводом в эксплуатацию, и, следовательно, связанные с этим выбросы и сбросы в окружающую среду.

Для проведения пусконаладочных работ к месту стыковки будет мобилизовано подходящее морское вспомогательное судно. Планируется создать зону безопасного отчуждения радиусом 0,5 км вокруг судов ведутся пусконаладочные работы. Поскольку суда могут быть поставлены на якорь в точке соединения, зоны исключений и связанные с ними ограничения будут согласовываться и утверждаться морскими властями, которые также определят процедуры их осуществления.

Выход на сушу и пересечение берега ‐ обезвоживание и сушка. После успешного гидростатического испытания трубопровод будет обезвожен и высушен (воздухом), дополнительно заполнен азотом (N2) или химически кондиционирован (с использованием этиленгликоля).

Восстановление. После завершения пусконаладочных испытаний трубопроводов берегового перехода и участка выхода на сушу начнется восстановление строительного коридора. Все зоны, затронутые строительным коридором, будут возвращены в их первоначальное состояние (первоначальный вид грунта). Выкопанный слой верхнего слоя почвы будет помещен обратно в строительный коридор. Топографию территории необходимо будет вернуть в свое первоначальное состояние.

Газопровод "Турецкий поток" будет иметь максимальное рабочее давление 283,3 бара на входе в наземные объекты в России. Однако, когда газ выйдет на сушу в Турции, стандартное рабочее давление трубопровода упадет примерно до 6,7-9,9 МПа, а температура газа составит примерно -5 °C.

Максимальная суточная пропускная способность каждого трубопровода при нормальных условиях составит 47,9 млн куб. м в сутки, и максимум 31,5 млрд куб. м газа будет транспортироваться по двум трубопроводам каждый год. Трубопроводы будут эксплуатироваться семь дней в неделю, 24 часа в сутки.

Мониторинг параметров. Давление, температура, расход и состав газа (включая воду и точку росы углеводородов) будут контролироваться, а состояние соответствующих параметров будет контролироваться непрерывным мониторингом условий процесса в режиме реального времени с помощью системы диспетчерского управления и сбора данных.

В дополнение к системам сигнализации на приемном терминале будет установлена система аварийного отключения. Эта система будет разработана для автоматического отключения трубопровода, если рабочие параметры (для давления газа, температуры или характеристик потока).

Обнаружение утечек. Газопровод "Турецкий поток" будет контролироваться системой обнаружения утечек, которая работает на основе мониторинга расхода, давления и температуры в режиме реального времени, тем самым автоматически обнаруживая любые потери газа в морском трубопроводе. Эти параметры измеряются в непрерывном режиме реального времени с помощью системы SCADA. Если система обнаружит изменения в вышеупомянутых параметрах, она автоматически предупредит операторов о потенциальной утечке. Однако это не обязательно приведет к автоматическому отключению.

Местоположение утечки будет рассчитано с использованием данных о потоке, давлении и температуре. Точность расчета будет зависеть от различных факторов, включая точность измерительных приборов, размер утечки и режим работы трубопровода.

Внешний осмотр газопровода. Внешнее состояние подводного трубопровода, включая состояние системы катодной защиты, будет регулярно контролироваться.

Будут использоваться подводные аппараты, технологии осмотра, включая сканирование гидролокатором и визуальный осмотр (камера). Критические участки трубопровода первоначально будут проверяться ежегодно, а затем частота проверок будет зависеть от фактических результатов (например, рост свободного пролета). Критические участки маршрута трубопровода могут включать:

- Крутые склоны;

- Разрыв континентального шельфа;

- Заглубленные или траншейные участки трубопроводов; и

- Любые районы, где имеются свободные пролеты или другие аномалии морского дна.

Ремонт газопровода. В случае планирования ремонтных работ, будут приняты необходимые разрешения на проведение капитальных ремонтных работ на морских трубопроводах, будут применены конкретные планы и процедуры управления проектами.

Ожидаемый срок службы проекта газопровода составляет 50 лет.

2.6 Режимы транспортировки газа по газопроводу

«Турецкий поток»

В последнее время увеличивается количество газопроводов, условия эксплуатации которых значительно отличаются от условий эксплуатации многих ныне существующих газопроводов. «Турецкий поток» относится именно к таким газопроводам.

Использованная для расчетов теория термогидравлического расчета газопроводов высокого и сверхвысокого (15,0–30,0 МПа) давления, эксплуатируемых в сложных неизотермических условиях базируется на основных законах механики и термодинамики, имеющих в случае стационарной работы газопровода следующий вид:

(1)

где Qm – массовый расход газа; (x), p(x),, T(x) – плотность, давление, скорость и температура газа, соответственно; J(p,T) – энтальпия газа; S = d2/4; KT – коэффициент теплопередачи; Tнар(z) – наружная температура, переменная

по длине газопровода; z(x) – профиль газопровода; g – ускорение силы тяжести; – коэффициент гидравлического сопротивления; R – газовая постоянная; x – координата вдоль оси трубопровода; k – коэффициент Кориолиса.

Свойства реального газа учитываются как уравнением состояния газа, так и зависимостью внутренней энергии и энтальпии газа не только от температуры, но и от давления. Поскольку массовый расход Qh газа постоянен, то скорость не является независимой переменой и определяется через расход = Qm / S.

Система (1) сводится к двум линейным относительно производных dp/dx и dT/dx уравнениям:

(2)

В этой системе использованы следующие обозначения:

Причем коэффициент Z(p,T) сжимаемости газа считается известной функцией своих аргументов. В этих формулах Cp и Cv – теплоемкости газа при постоянном давлении и объеме, соответственно. Для реального газа обе теплоемкости являются функциями не только температуры, как это имеет место для совершенного газа, но и давления: Cp(p,T) и Cv(p,T), причем соотношение между ними описывается формулой:

(3)

обобщающей формулу Майера на случай реального газа. Поскольку теплоемкости газа существенно изменяются на пути следования по газопроводу, значения Cp(p,T) определяются из таблицы 2.1 путем интерполяции содержащихся в ней опытных значений. Различия теплоемкостей в начале участка, где давление и температура газа высоки, и в конце участка, где эти значения значительно меньше, могут составлять

≈500–800 Дж/(кг*К). Это сказывается на параметрах движения газа, при спуске газопровода на дно глубокого моря и на участке его последующего подъема на берег [16].

Производная р(∂Z/∂T) отражает действие эффекта Джоуля – Томсона, состоящего в проявлении зависимости внутренней энергии (p,T) и энтальпии J(p,T) от давления, ибо коэффициент D, известный как коэффициент Джоуля – Томсона, описывается выражением:

(4)

Причем его значение рассчитывается по уравнению состояния для природ- ного газа. Следует отметить, что коэффициент D(p,T), так же как и коэффициент теплоемкости, существенно изменяется на всем пути следования по газопроводу – его значение в конце участка газопровода может превышать значение в начале участка в 5–6 раз, поэтому влияние этого эффекта на параметры движения газа вдоль участка газопровода так же различно. Значения D, рассчитанные на основе уравнения состояния реального газа, приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.1 - Значения Cр (p,T) теплоемкости метана, Дж/(кг*К)

Таблица 2.2. Значения коэффициента D(p,T) Джоуля – Томсона, К/МПа

Следует отметить влияние профиля газопровода на давление и температуру газа. Это влияние учитывается в расчетах посредством коэффициента –функции c1(p,T,x), входящей в систему уравнений (2). Рельеф дна в районе залегания газопровода имеет сложную форму – на нем есть участки крутого спуска и подъема (рисунок 2.6).

На первых 100 км газопровод опускается в море на глубину около 2200 м, затем примерно 700 км газопровод пролегает на этой глубине, а на последних 130 км достаточно круто поднимается на поверхность. Значительные изменения высотных отметок сказываются как на давлении газа в трубопроводе, так и на его температуре.

Рисунок 2.6. Профиль z(x) морского участка газопровода «Турецкий поток»

Система уравнений (2) представляет собой два линейных уравнения относительно производных dp/dx и dT/dx. Если главный определитель ∆ этой системы отличен от нуля, т. е. ∆ = a1b2 – a2b1 ≠ 0, что соответствует дозвуковому режиму течения газа в газопроводе, то ее можно однозначно разрешить относительно указанных производных, используя для этого правило Крамера:

(5)

где Δ1 = c1b2 – c2b1 и Δ2 = a1c2 – a2c1. При этом правые части системы уравнений являются известными функциями от p, T и x, а массовый расход Qm газа входит в них как постоянный параметр. Начальную задачу Коши

p = p0, T = T0 при x = 0 для системы (5) обыкновенных дифференциальных уравнений можно интегрировать любым из стандартных методов, например численным методом Рунге – Кутта или более простым методом ломанных Эйлера.

Поскольку, как правило, расход газа Qm заранее неизвестен и подлежит определению в процессе расчета, то сформулированная выше задача Коши используется для решения краевой задачи p = p0, T = T0 при x = 0 и p = pL при x = L, где L – протяженность участка газопровода,

путем варьирования значения Qm [17].

Особенности теплообмена в газопроводе. Теплообмен подводного участка газопровода «Турецкий поток» определяется теплообменом транспортируемого газа с водой и дном в зависимости от положения газопровода с учетом его заглубления. В стоячей воде теплообмен определяется свободной конвекцией, его направление и интенсивность зависят от перепада температур воды и транспортируемого газа. При наличии подводных течений их скорость опре деляет интенсивность теплообмена.

Большая протяженность газопровода обусловливает разную степень теплообмена транспортируемого газа с водой ввиду переменчивости условий залегания трубы и коэффициента теплопередачи, соответственно. Для определения коэффициента теплопередачи на различных участках использовались такие данные, как степень заглубления трубопровода, наличие утяжеляющего бетонного покрытия, свойства морской воды, скорость течения воды на глубине залегания, коэффициенты теплопроводности стенки трубы, изоляции, бетонного покрытия и морской воды. При выполнении расчетов использовались средние значения коэффициента теплопередачи: на участке без бетонного покрытия KT ≈ 20 Вт/(К); на участках с бетонным покрытием KT ≈ 14 Вт/(К).

Методика расчета описана в СТО Газпром 2-3.5-051–2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов [16].

Результаты расчетов. В равнинных газопроводах, отличающихся отсутствием серьезных перепадов высот и, как следствие, не значительным влиянием работы силы тяжести и эффекта Джоуля – Томсона, основным фактором, влияющим на температуру газа при его движении в трубопроводе, является теплообмен с окружающей средой, причем температура газа на всем протяжении пути будет стремиться к температуре окружающей среды.

Для газопровода «Турецкий поток», характерны резкие изменения высотных отметок дна и, как следствие, резкие изменения давления газа. Разность высотных отметок на отдельных участках может достигать 2000 м [18].

Температура газа в таком газопроводе может опускаться ниже температуры окружающей среды, а на участках подъема со дна и вовсе достигать отрицательных значений.

Давление p(x) газа в трубопроводе на начальном (сухопутном) участке за счет действия сил трения уменьшается (рисунок 2.7), а затем по мере спуска на дно моря – от отметки z = 0 на поверхности до отметки ≈ 2100 м – увеличивается почти на 3,9 МПа. Такое увеличение, необычное для равнинных газопроводов, в данном случае обусловлено влиянием силы тяжести существенно сжатого газа.

Далее на относительно горизонтальном участке (100–800 км) изменение давления происходит лишь за счет действия сил трения, а на последнем, восходящем участке (800–930 км) давление уменьшается достаточно быстро за счет противодействия силы тяжести (dz/dx < 0).

Температура T(x) газа по длине газопровода также испытывает колебания. Из графика на рисунке 2.77 видно, что:

• на нисходящем участке (0–30 км), когда трубопровод резко опускается

в воду, газ значительно охлаждается за счет интенсивного теплообмена с

окружающей средой;

• температура окружающей воды ниже температуры газа. Кроме того, на участке спуска трубопровода изменение температуры газа обусловлено работой сил тяжести газа, хотя превалирующим фактором все же остается теплообмен: температура газа на этом участке не изменяется столь быстро, как могла бы изменяться только за счет теплообмена;

• на донном участке газопровода усиливается влияние дроссель-эффекта

Джоуля – Томсона (давление газа продолжает уменьшаться), в результате чего температура газа опускается ниже температуры морской воды;

• на восходящем участке (≈800–860 км) газопровода температура газа резко уменьшается за счет действия сил тяжести в совокупности с дроссель-эффектом;

• на последнем, мелководном участке газопровода теплообмен снова берет верх, и газ незначительно нагревается, хотя его температура остается ниже температуры окружающей воды.

Превалирующими факторами, влияющими на изменение температуры газа в глубоководном газопроводе «Турецкий поток», являются работа силы тяжести газа и эффект Джоуля – Томсона. Учет этих факторов важен для предсказания мест возможного образования гидратов или мест выпадения газового конденсата.

Таким образом, исходя из проведенного анализа, транспортируемый газ по газопроводу «Турецкий поток» должен обладать достаточной степенью осушки, поскольку высока вероятность образования газогидратных пробок в наиболее уязвимых сечениях газопровода.

3 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА «ТУРЕЦКИЙ ПОТОК»

3.1 Постановка задачи

Источник поставки газа, сегменты трубопровода, компрессорные станции и пункты доставки составляют систему сбора и передачи газа. При проектировании или расширении системы передачи по газопроводу следует учитывать затраты на техническое обслуживание и особенно эксплуатационные расходы. Факторы, которые необходимо учитывать:

-Максимальное количество компрессорных станций, которые требуются и рассматриваются для оптимизации.

- Газ в трубопроводах и рабочее давление компрессорных станций.

- Оптимальные места расположения компрессорных станций.

- Начальные сроки строительства станций.

- Оптимальные размеры диаметров, толщин и длин труб на каждой части сети.

- Оптимальное решение для расширения компрессорных станций.

- Оптимальный размер диаметров для магистральных труб.

Формулировка задачи, представленная в этом разделе, применима к ситуации, когда проектируется система газопроводов и выбирается ее топология, как в существующей системе газопроводов.

Таким образом, заранее определенное количество по проекту природного газа в течение времени из точки А в любые другие точки транспортируется по этим трубопроводам с его текущей конструкцией. Начальное состояние с давлением, температурой и составом в точке А и конечные состояния газа известны.

В данном примере некоторые из вышеперечисленных факторов уже существуют в настоящее время в турецкой системе природного газа и различных факторах все известно. Рассмотрев это утверждение, нам необходимо определить:

• Количество компрессорной станции (КС)

• Длина отрезков трубопровода между КС

• Диаметры сегментов трубопроводов

• Давление на каждой компрессорной станции

Критерием оптимального проектирования трубопроводной сети должны быть минимальные общие затраты в год, включая капитальные, эксплуатационные и эксплуатационные расходы.

Для решения проблемы передачи может быть применена непрерывная задача нелинейного программирования. С другой стороны, если есть капитальные затраты, имеющие стоимость основного капитала, то проблема будет более реалистичным случаем.

На рисунке 3.1 представлена общая картина: основные точки входа и выхода, основные линии газопровода и компрессорные станции турецкой сети газопроводов.

Было использовано программное обеспечение для математической оптимизации под названием GAMS (General General Algebraic Modeling System - www.gams.com).

Можно разделить задачу конструкции системы газопровода на пять частей:

1. Конфигурация трубопровода.

2. Переменные.

3. Целевая функция и затраты.

4. Ограничения неравенства.

5. Ограничения равенства.

Конфигурация трубопровода. Конфигурация трубопровода предполагается заданной. Узел представляет собой компрессорную станцию, а дуга - сегмент трубопровода. Предполагается, что давление увеличивается на компрессорах, в то время как оно уменьшается вдоль сегментов трубопровода. В нашем случае линия передачи также является горизонтальной, и, как правило, линия передачи является горизонтальной во многих странах. Однако он может быть вертикальным, но в этих системах путь давления всасывания и нагнетания может изменяться, поэтому на систему могут влиять эти факторы.

Переменные принятия решений. Чтобы определить проблему с переменными решения, целевой функцией, ограничениями равенства и неравенства, мы будем использовать пример трубопроводной сети, показанной в первом разделе.