2. Ресурсоэнергосбережение при транспорте газа
2.1. Современное состояние и перспективы развития энергохозяйства газотранспортной системы
Единая система газоснабжения страны (ЕСГ), сформированная на базе газовых месторождений Севера Тюменской области, Оренбургского и Астраханского месторождений, в настоящее время позволяет обеспечить транспорт запланированного количества газа потребителям России, стран СНГ и Западной Европы. Однако, нехватка газа уже ощущается, т.к. газовые месторождения в значительной степени выработаны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др.), а освоение более глубоких горизонтов и шельфовой зоны требует огромных капитальных затрат.
До 2010 г. основным базовым районом добычи нефти будет оставаться Надым-Пур-Тазовский регион. В дальнейшем энергетическая стратегия РФ предусматривает формирование двух новых газодобывающих регионов: на п-ове Ямал с прилегающими шельфами арктических морей и в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке с шельфами от дальневосточных морей.
Предусматривалась следующая очередность ввода в разработку месторождений п-ова Ямал: Бованенковское (2008 г.), Харасавэйское (2013 г.), Крузенштернское (2021 г.), Тамбейской группы (2022 г.).
Подача газа по-ва Ямал потребует новейших ресурсосберегающих и экологически чистых технологий. Т. к. газопроводы будут проходить по районам вечной мерзлоты и не имеют аналогов в мировой практике, то освоение месторождений п-ва Ямал и приямальского шельфа потребует уникальных технических и технологических решений, а также значительных объемов инвестиций. К 2020 г. в этом регионе планируется сооружение мощной газотранспортной системы с годовой производительностью 300 млрд. м3 газа.
Другим крупным районом добычи газа в перспективе станет Восточная Сибирь и Дальний Восток с акваторией о. Сахалин.
Газотранспортную систему Восточного региона планируется сформировать на основе четырех газодобывающих центров: Иркутского, Красноярского, Сахалинского и Якутского.
В перспективе намечается строительство газопровода Сахалин – Владивосток общей протяженностью 1600 км. Пройдет газопровод от Ямала, по территории Юргы, Томской области и Алтайского края, протяженностью около 2800 км.
В настоящее время Газпром уже реализует проект Северо-Европейского газопровода (СЕГ) с рабочим давлением 21 МПа. Первая нитка с пропускной способностью 27,5 млрд. м3/год будет введена в эксплуатацию в 2010 г., с увеличением пропускной способности к 2013 г. до 55 млрд. м3/год.
В целом, за период до 2020 г. должно быть построено около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов и 144 КС суммарной мощностью более 10 млн. кВт. Суммарный объем инвестиций в развитие ГТС в период до 2020 г. составить от 70 до 83 млрд. руб.
2.1.1. Состояние линейной части магистральных газопроводов
Газотранспортная система ОАО "Газпром" создавалась более 45 лет. Ее протяженность, по состоянию на 2005 г. составляет 154 тыс. км, из которых 62 % приходится на долю газопроводов большого диаметра (1020 - 1420мм). 49 тыс. км – газопроводы диаметром 1420 мм.
Средняя дальность транспортировки газа составляет примерно 2560 км.
Средний возраст газопроводов значительно превышает 22 года.
Около 80 % газопроводов России имеют возраст от 15 до 40 лет.
14 % газопроводов выработали нормативный срок, см. рис. 2.1.
Газопроводы с проектным давлением 7,5 МПа составляют в настоящее время всего лишь 37,6 %; с давлением 5,5 МПа – 44,5 % от общей протяженности газопроводов ЕСГ. Остальные газопроводы работают, из соображений безопасности, с пониженным разрешенным давлением.
Рисунок 2.1 –возрастная структура газопроводов
Вследствие износа ухудшилось техническое состояние линейной части газопроводов. Частота отказов на магистральных газопроводах ЕСГ за последние 20 лет колебалась в диапазоне от 0,18-0,22 случаев на 1000 км газопровода до величины 0,24-0,26 с тенденцией к возрастанию. Этот факт объясняется как техническими причинами, связанными со старением газопроводов, так и недостатком инвестиций в техническое перевооружение и реконструкцию магистральных газопроводов.
С развитием внутритрубной диагностики, а следовательно и своевременного ремонта газопроводов, интенсивность отказов на отечественных газопроводах снизилась.
Следует отметить, что техническое перевооружение должно быть быстродейственным, сроки реализации соответствующих мероприятий должны быть сокращены, так как примерно 1/3 часть газопроводов все еще не готова к пропуску диагностических снарядов (установка равнопроходной арматуры, камер приема и запуска поршней и т.д.), требует реконструкции и подготовительных работ.
Возрастной фактор страшен не столько для самих трубопроводов, учетный срок амортизации которых 33 года может быть вполне продлен, сколько для изоляции трубопроводов. Так, старение пленочного покрытия определяется 10-ью годами, что и приводит к последующему неизбежному проявлению общей коррозии, очаговой, стресс-коррозии, которая максимально проявляется на магистральных газопроводах большого диаметра.
Данные об основных причинах аварий на МГ ОАО "Газпром" приведены на рис. 2.2.
Рисунок 2.2 – Причины аварий на магистральных газопроводах
По количеству встречаемых дефектов (в порядке убывания) это:
1 - наружная коррозия, в т.ч. стресс-коррозия – 53 %;
2 - брак сварочных и строительно – монтажных работ – 18 %;
3 - дефект труб и оборудования – 13 %;
4 -внутренняя коррозия и эрозия 6 %;
5 - стихийные бедствия и прочие причины – 5 %.
6 - механические повреждения 3 %;
7 - нарушение правил техники безопасности – 2 %;
Первое место в ряду отказов среди других причин занимают отказы ГП ОАО "Газпром" по причине коррозии, приносящие большой материальный ущерб отрасли и экологический ущерб окружающий среде (табл. 2.1 убрана).
Анализ структуры отказов (рис. 2.3) по причине наружной коррозии показывает, что большинство отказов – 83,8 % имеет стресс - коррозионную природу.
За десятилетие доля отказов по причине КРН (коррозионное растрескивание под напряжением) возросла с 8 % до 42 %. Потери газа и экономический ущерб от них превысили 50 % общего ущерба.
О серьезности данной проблемы говорит тот факт, что не смотря на рост темпов диагностики и последующего ремонта наиболее опасных участков, пока не удается приостановить рост стресс – коррозионных разрушений. Аварийность газопроводов по причине КРН носит прогрессирующий характер.
Анализ, проведенный специалистами ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз", показали аномально высокую долю (более 40 %) аварий с тяжелыми последствиями.
Резкое увеличение доли таких отказов произошло в 1996 – 1998 гг. Так, только в 1997 г. в системе Мострансгаз произошло 3 крупнейших аварии с общим ущербом около 100 млн. у. е. и человеческими жертвами.
Осенью 1998 г. 4 крупных аварии произошли на участке Поляна – Москово газопроводов Урегнойского коридора, часть из них – с возгоранием и большими потерями газа.
Если учесть, что развитие газотранспортной системы России потребует уже в период до 2020 г. строительства около 28 тыс. км трубопроводов, преимущественно большого диаметра, то очевидно, что актуальность работ, направленных на борьбу с КРН, а следовательно и на повышение надежности газопроводной системы ОАО "Газпром", будет возрастать.
Проблема восстановления линейной части трубопроводов чрезвычайно сложна вследствие крупномасштабности газотранспортной системы. Поэтому очевидной является необходимость широкого внедрения новейших технологий, носящих профилактический и упреждающий характер, таких, как мониторинг, ранняя диагностика, стабилизация теплогидравлических режимов работы магистральных газопроводов и т.д.