За последние полвека система газоснабжения прошла несколько фаз развития. В бывшем СССР она представляла собой общесоюзный народнохозяйственный комплекс. Поскольку и после распада СССР это накладывает заметный отпечаток на функционирование ЕСГ России, целесообразно рассмотреть основные этапы ее становления. Первый этап, охватывающий 40-е - начало 60-х годов, связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских, восточноукраинских (район Шебелинки), западноукраинских (район Дашавы-Львова) и ряда других газовых месторождений, а также попутного газа нефтяных месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположению недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный газопровод (группа газопроводов), связывающий с потребителями газа - газопроводы Саратов-Москва, Дашава-Минск, Дашава-Киев-Брянск-Москва, Сспсрный Кавказ-Центр (начиная с газопровода СтавропольМосква), Шебелинка-Курск-Смоленск-Брянск, Шебелинка-Полтава-Киев, Шебелинка-Днепропетровск-Одесса и пр. На втором этапе, в 60-е годы, стали вводиться в разработку крупные газоносные районы - прежде всего резко увеличилось использование ресурсов Средней Азии, затем Республики Коми. Однако из-за значительной удаленности этих источников от основной части потенциальных потребителей, расположенных на Урале, в центральном и западных районах Европейской части страны, потребовалось сооружение первых сверхдальних газопроводов Бухара-Урал, Средняя Азия-Центр, Вуктыл-Торжок. В них уже использовались трубы большего диаметра (1020-1220 мм) и соответственно большей производительности (10-15 млрд. куб. м в год, а в газопроводе Средняя Азия-Центр - до 25 млрд. куб. м в год). Для обеспечения надежности функционирования газопроводов потребовалось строительство многониточных систем, а возросшие объемы передачи газа создали для этого объективные предпосылки. Главным последствием усложнения схемы газопроводов стало взаимопересечение систем в районе Москвы и на Украине. Таким образом, появилась возможность для взаимодействия газопроводных» систем и перераспределения потоков по ним, то есть для формирования Единой системы газоснабжения страны. Концентрация мощностей как в добыче, так и при транспортировке газа, прогресс строительной индустрии, насущные потребности народного хозяйства способствовали ускорению развития газовой промышленности - среднегодовая добыча газа в 60-е годы возросла с 45 млрд. до 200 млрд. куб. м, а его доля в топливном балансе страны - до 18-19%. К началу 70-х годов открытия геологов показали, что в Западной Сибири, прежде всего в Надым-Пур-Тазовском районе, сосредоточены уникальные запасы газа. Были также существенно увеличены разведанные запасы газа в Средней Азии и в районе Оренбурга, что создало надежную базу для резкого увеличения объемов его использования в народном хозяйстве. Наступил этап форсированного развития газовой промышленности и Единой системы газоснабжения, характеризующийся следующими важными чертами: созданием дальних и сверхдальних магистральных газопроводов, поскольку вводимые в разработку месторождения находились, как правило, на значительном (до 2500-3000 км) расстоянии от основных районов потребления; переходом к индустриальной технологии и организации строительства, использованию наиболее прогрессивных технических решений - применению труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7, 5 МПа и единичной производительностью свыше 30 млрд. куб. м в год; резким усложнением структуры ЕСГ; наличием многочисленных связей различных газотранспортных систем; расширением возможностей маневрирования потоками газа. К концу 80-х годов ЕСГ СССР приобрела современный облик, став крупнейшей в мире газоснабжающей системой, обеспечивая свыше 40% потребности СССР в топливе, значительную долю потребления топлива в странах Восточной Европы и многих западноевропейских государствах. Во второй половине 80-х годов Единая система газоснабжения подошла к новому зрелому этапу своего развития. Масштабы газоснабжения и роль ЕСГ оказались настолько важными, что от эффективного и устойчивого ее функционирования стала зависеть нормальная работа многих крупных потребителей, целых отраслей и регионов. Плановая экономика ориентировала газовую промышленность на предельно высокие темпы валового роста по принципу «любыми средствами». Но одновременно с позиций потребителя главными становились качественные показатели газоснабжения - надежность поставок, реакция на изменения условий работы, компенсация «возмущений» в ТЭК страны и за ее пределами. Это вело к усложнению режимов функционирования и повышению роли регулирования и резервирования газоснабжения. Зрелость системы проявилась и в том, что в результате перехода ряда месторождений и целых газодобывающих районов в стадию падающей добычи на фоне бурного роста новых районов и строительства новых крупных газотранспортных магистралей возникла потребность в изменении функций и роли существующих мощностей. Реализация этого потенциала с целью минимизации суммарных затрат повышала значение системного моделирования развития и реконструкции ЕСГ, которое, для того чтобы быть эффективным методом принятия решений, должно комплексно учитывать все основные факторы ее работы. Важным средством обеспечения новых функций ЕСГ стала подсистема регулирования и резервирования газоснабжения, опирающаяся на крупные хранилища природного газа. Развитие этой подсистемы, берущее начало с 60-х годов, длительное время отставало от темпов роста газоснабжения. Так, для нормальной работы в сезонном разрезе при круглогодичном газоснабжении необходимы запасы в объеме 10-11% годового потребления (с учетом экспорта). Реально были достигнуты уровни 0, 5% в 1965 г., 2 - в 1970 г., 3, 1 - в 1975 г., 4, 6 -в 1980 г., 5, 3% - в 1985 г. В подобных условиях компенсация неравномерности во многом обеспечивалась за счет больших объемов буферного регулирования на электростанциях. Однако в 80-е годы резкое увеличение доли газа в топливопотреблении электростанций и быстрое сокращение ресурсов мазута снизили возможности буферного регулирования. В те же годы были приняты меры по ускорению развития системы подземных хранилищ газа, что позволило довести объем хранения до 10, 6% годового потребления, то есть впервые выйти на уровень сезонных запасов. В конце 80-х годов кризисные явления в экономике затронули газовую промышленность. Это было связано с нехваткой инвестиций (в то время централизованных), первыми признаками нестабильности спроса, проявившимися в резком снижении его темпов. Тем не менее большая инерционность процессов и накопленный ранее потенциал развития способствовали процветанию отрасли в период 1985-1990 гг. Суммарные инвестиции в газовую промышленности достигали в середине 80-х годов 10-11 млрд. руб. в год, а основные фонды были оценены на начало 1991 г. лишь в 65 млрд. руб. Правда, прямой пересчет этих величин в современные значения или в долларовый эквивалент весьма затруднителен хотя бы потому, что весомая часть инвестиций осуществлялась за счет импорта прежде всего труб большого диаметра, а их учет внутри страны проводился с применением искусственных переводных коэффициентов, индивидуальных для различных групп товаров и оборудования. Так, для труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 7, 5 МПа, составлявших основной типоразмер на сооружавшихся во второй половине 70-х и в 80-с годы сверхмощных и сверхдальних магистральных газопроводах, импортные трубы условно приравнивались по своей стоимости к трубам Харцызского трубного завода (Донецкая область, Украина). Цены последних были определены в 260 руб. за 1 т в 1984 г. и 350 руб. в 1991 г. при том, что цена импортируемых труб на мировом рынке колебалась в диапазоне 500-700 долл., за 1 т. Следовательно, имела место явная недооценка объема инвестиций и тем самым стоимости фондов. Не претендуя на точность, пожалуй, можно говорить о величине не менее 100 млрд. долл. Действительно, только 17 магистральных газопроводов из Западной Сибири в центр России и другие страны протяженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях) стоят 70-80 млрд. долл. Амортизация этих фондов ненамного снижает общие значения, поскольку инвестиции преимущественно были осуществлены всего 6-12 лет назад. Таким образом, на интенсивное развитие ЕСГ были направлены огромные по любым оценкам средства. По-видимому, программа создания системы газоснабжения стала наиболее капиталоемкой из всех реализованных в гражданском секторе экономики. Здесь надо отметить, что в принципе газовая промышленность вполне приспособлена к «государственному» режиму, в котором она находилась в период интенсивного роста, вследствие относительной простоты технологических процессов, потребности в масштабных и концентрированных капиталовложениях и необходимости гарантий рисков (в том числе политических), связанных с этими вложениями. Конечно, неизбежны и отрицательные моменты функционирования отрасли под эгидой государства, но они носят более тонкий характер. Итак, к началу 90-х годов газотранспортная система ЕСГ была в основном завершена. В пределах России она позволяла транспортировать свыше 600 млрд. куб. м природного газа в год, являясь крупнейшей такого рода системой в мире.

3. Развитие подземного хранения газа.

Принимая во внимание, что месторождения газа расположены на значительном удалении от основных потребителей газа, ОАО «Газпром» осуществляет программу технического перевооружения, расширения действующих и ввод в эксплуатацию новых ПХГ. Эта программа успешно выполняется на протяжении последних лет. Развитие программы ведется по двум направлениям: 1) Расширение эксплуатируемых и строительство новых ПХГ - т.е. увеличение активной емкости хранилищ. 2) Увеличение суточного объема отбираемого газа.

В 2005 году продолжалась опытная эксплуатация новых Карашурского и Мусинского хранилищ, велось строительство Беднодемьянского, Волгоградского и Калининградского ПХГ, увеличены мощности некоторых действующих хранилищ (в частности, Касимовского и Увязовского). ОАО «Газпром» расширяет географию хранения своего газа за пределами России. В настоящее время используются подземные хранилища газа в Латвии, Австрии, Германии и Великобритании.

Развитие и широкомасштабное использование ПХГ, без сомнения, позволяют увеличить надежность работы ЕСГ России.

Для повышения надежности системы газоснабжения необходимо разработать нормативные показатели, которые должны быть заложены еще на стадии проектирования.

Это позволило бы расчетно обосновать мероприятия по повышению надежности газоснабжения и выбрать оптимальные решения, избежать значительных убытков от ущерба, причиняемого потребителям, и т. п. Но, к сожалению, разработок по нормированию показателей надежности ГСГ для отдельных экономических районов и в целом по стране нет.

К важным теоретическим и практическим относятся вопросы взаимосвязи надежности систем газоснабжения и ущерба для народного хозяйства, а в случае перебоев в ее работе методика определения ущерба на предприятиях с ограниченным газоснабжением. Целесообразно провести исследования прежде всего для промышленных потребителей, для которых ограничения в подаче газа, особенно по технологическим соображениям, менее желательны. В ГСГ, как и в других энергетических системах, первостепенность нормирования объекта определяется заданной точкой зрения надежности системы и в конечном итоге учетом народнохозяйственного ущерба от срыва нормального газопотребления. Взаимосвязь этих явлений. Если в некоторых источниках разрабатывались отдельные удельные показатели, характеризующие надежность работы газовых сетей, то третья цепочка представленной схемы пока отсутствует, так как нет четкой, всеми признанной методики ее учета.

Свойство объекта сохранять во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах есть его надежность. Таким образом, нормирование в городском газовом хозяйстве для обеспечения более надежной работы ГСГ должно охватить структуру самой системы и отдельные се элементы; нормировать число потребителей системы. Так, при разработке нормативов газопотрсбления для ГСГ сначала необходимо проанализировать структурный разрез сетей этих систем (касающихся давления газа, т. е. высокого, среднего и низкого давления); далее следует разделить сети на закольцованные и тупиковые. Важным является и нормирование надежности тупиковых газовых систем. Так как городская тупиковая распределительная система состоит из последовательно соединенных участков газопроводов и элементов оборудования и имеет единственный путь потока газа, то отказ элемента на одном пути для.потребителей равноценен отказу всей системы газоснабжения. К элементам нормирования городской газораспределительной системы следует отнести, например, гидравлические затворы и конденсатосборники, устанавливаемые на газопроводах в грунт, узлы отключающей арматуры, а также ГРС и ГРП. ( см. ещё: ferra.kz)

В нормировании численности потребителей определяющими являются характер использования ими газового топлива (в качестве сырья, на технологические нужды, на отопление), а также характеристика используемого газового оборудования. Нормирование численности потребителей непосредственно связано с учетом размера материального ущерба, наносимого им в результате различных причин срыва или ограниченной подачи газа и т. д. Учитывая характер и причины аварийности по всей структуре и всем элементам системы и используя статистический метод, описывающий массовые и случайные явления, мы можем определять нормативные показатели по всей структуре и по всем элементам системы ГСГ с точки зрения ее надежности.

Запасы резервного топлива

При всем этом исключительно большую роль играют запасы резервного топлива у потребителей. В целом объем этих запасов у потребителей в значительной степени определяется сложившейся из года в год надежностью работы систем газоснабжения. В данном случае разницу между необходимым (запланированным) и поставляемым объемом газа мы называем ограничением и принимаем за критерий надежности функционирования газовой системы. Если существует система необходимой надежности, это создаст условия для сокращения запасов резервного топлива у потребителей и, наоборот, ненадежное газоснабжение (частые и продолжительные ограничения) требует наличия максимального запаса резервного топлива. Возникает вопрос: следует ли всем потребителям устанавливать единую надежность газоснабжения или ее необходимо дифференцировать? Если уровень надежности будет для всех одинаковым, то он, по существу, будет зависеть от запасов резервного топлива и степени организации управления ими. В том случае, если у потребителя нет резервного топлива или оно вообще не предусмотрено, при соблюдении единого принципа газоснабжения и отбрасывании других сравнительных технико-экономических показателей предприятий получилось бы, что надежность системы газоснабжения этих потребителей должна быть максимальной. Если бы применялась дифференцированная надежность газоснабжения, тогда возник бы принципиальный вопрос, что считать дифференцированной надежностью, т. е. каким критерием (или группой критериев) руководствоваться при установлении группам потребителей различных степени и продолжительности ограничений при наличии дефицита в газе? Мы уже немного касались этого вопроса.

Было бы полезно вкратце ознакомиться с практикой дифференцирования надежности газоснабжения потребителей в зарубежных странах. В США широко распространена дифференцированная надежность газоснабжения, зависящая в основном от пожеланий конкретных потребителей. Их запросы определяются путем опроса. Разумеется, рост надежности газоснабжения является основным условием для более высокой цены за то же количество потребляемого газа. В США все потребители разделяются на две категории: постоянные и буферные. Постоянным потребителям на основании контракта гарантируется бесперебойное газоснабжение в необходимом количестве на целый год. К данной категории относятся все бытовые потребители, в том числе потребители, использующие газ для отопления помещений, а также большая часть коммунальных потребителей и часть промышленных предприятий, предприниматели которых считают, что лучше платить несколько дороже, чем вовсе не получать газа в период холодов.

Буферные потребители в свою очередь распределяются на две группы по следующему принципу: к первой относятся газопотребители, постоянное обеспечение которых газом обеспечивается в определенный календарный период, т. е. в непиковый период газопотрсбления (между 15 апреля и 15 ноября); ко второй – все потребители, подача газа которым может быть прекращена в любой период года, причем они будут поставлены в известность об этом за 30 или 15 мин до их отключения, иначе говоря, газоснабжение может быть прекращено внезапно. Соответственно и разница в оплате за газ для буферных потребителей этих групп довольно велика.

Таким образом, в соответствии с капиталистическим способом производства владелец каждого предприятия выбирает наиболее приемлемую для себя и наиболее «оптимальную» степень надежности газоснабжения. Разумеется, в условиях социалистической организации производства механическое перенесение описанной нами дифференцированной надежности газоснабжения не приемлемо, поскольку в социалистическом обществе интересы отдельного предприятия в плановом порядке подчинены плановым интересам всего общественного производства. Тем не менее, отдельные элементы указанной дифференциации (более дифференцированная оплата за газ, более четкое разделение на группы буферных потребителей и т. д.) вполне приемлемы и в условиях нашего планового хозяйства.

Вопрос надежности как один из оптимизирующих параметров ГСГ (определение надежности и ее физическая сущность, способы ее повышения и т. д.) достаточно полно изложен в работах. Особого внимания по вопросам надежности ГСГ заслуживает работа, в которой на многочисленных статистических данных по случаям повреждений, имевших место на газовых сетях высокого и среднего давления Москвы и столиц Закавказских республик, были определены некоторые удельные показатели надежности работы ГСГ и разработана методика расчета надежности работы распределительной газовой сети. Удельные показатели ее приводятся для коррозионных повреждений и разрыва сварных швов газопроводов, зависящих от качества изоляции, продолжительности эксплуатации и диаметра газопровода. Следует отметить, что указанные удельные показатели надежности впервые определяются с применением вероятностно-аналитических методов расчета. Несмотря на указанные положительные стороны работы, в ней не представлена разработка по одной из составных частей ГСГ – для сетей низкого давления.

Коротко коснемся только некоторых вопросов надежности работы распределительных систем газоснабжения, непосредственно влияющих на нормирование их показателей. Для определения нормативов по учету надежности ГСГ необходимо проанализировать причины перебоев, их частоту и продолжительность. Основной причиной перебоем в газоснабжении являются аварии на газопроводах, что влечет за собой отключение аварийных участков для устранения повреждений. Это значит, что надежность работы ГСГ характеризуется главным образом частотой и продолжительностью аварий. Отказы (перебои), возникающие при случайном совпадении повышенных нагрузок на ослабленных элементах,- случайное и редкое событие.

Случайные отказы элементов системы относятся к простейшему потоку случайных событий, или однородному процессу Пуассона. Такие процессы характеризуются стационарностью, отсутствием последствий и ординарностью. Вероятность Рт отказов за время т в простейшем потоке событий определяется по закону Пуассона:

Эта вероятность называется функцией надежности.

Распределительные системы газоснабжения состоят из следующих основных элементов и узлов, обеспечивающих транспортирование и распределение потоков газа:

- газопроводы высокого, среднего и низкого давления, расчлененные на участки (элементы сети);

- узлы отключающей арматуры (задвижки и краны с компенсаторами) ;

- гидравлические затворы и конденсатосборники, устанавливаемые на газопроводах в грунт;

- сложные пересечения естественных и искусственных препятствий, компонуемые как отдельные узлы системы, включающие газопроводы, отключающую арматуру, контрольные трубки и другие элементы;

- ГРС и ГРП.

Эти элементы и узлы городских газораспределительных систем характеризуются различными показателями надежности, например значениями параметра потока отказов с величиной, обратной параметру потока отказов, называемой наработкой на отказ, где Т – среднее время работы участка газопровода, задержки между отказами.

Были собраны некоторые материалы по авариям на городских газопроводных сетях за ряд лет в Москве, Саратове, Куйбышеве, Туле и других городах. Анализ этого материала позволил выявить такие важные показатели городской газовой сети, как удельная аварийность сети, т. е. число аварий на 1 км газопроводов в год и среднюю продолжительность аварий (час), а также надежность некоторых элементов распределительных систем.

Анализ предлагаемых нормативных данных по определению надежности работы городских газовых сетей пока не дает достаточного представления об их достоверности для принятия проектных решений. Видно, насколько различны по своему количественному значению эти показатели.

Все приведенные показатели надежности работы являются однозначными, детерминированными. Это в большой мере облегчает их принятие для различных экономических районов страны. Однако трудно сказать, с какой достоверностью эти показатели нормирования надежности будут отражать реальную действительность каждого конкретного региона или города, использующего газовое топливо, которые зависят от множества факторов, например таких, как изменение уровня технического’ прогресса в области системы газоснабжения, климатических условий, срока продолжительности эксплуатации газоснабжающей системы, интенсивности блуждающих электрических токов в грунте, где проложены газопроводы и т. д. Иными словами, значения удельных показателей надежности работы системы должны были бы определяться с учетом вероятностно-неопределенных свойств погрешности исходной информации.

Потребителям не известны и безразличны причины перерыва или ограничения в газоснабжении: то ли это незарегулированность системы, вследствие чего рост отопительной нагрузки вызывает превышение потребности над возможностями и в результате этого падение давления газа в сетях, то ли это аварии в городской или магистральных системах, вследствие чего все потребители или часть их не получат или будут ограничены в отпуске газа в течение сколько-нибудь длительного времени. Если у потребителя существует резервное топливо, он начнет его использовать, если его нет, предприятие частично или полностью остановится. Так, приведенный нами в анализ газопотребления ряда городов Литовской ССР показал, что для каждого города число ограничений подачи природного газа составило в среднем 6 раз/год, или 251 ч/год. Это привело к тому, что городским потребителям за этот сравнительно короткий период не было отпущено около 7 % от годового планового объема газа. Это понизило надежность ГСГ и в значительной мере увеличило народнохозяйственный ущерб от недоотпуска газового топлива. Таким образом, учет объективно существующих перебоев в снабжении природным газом ГСГ магистральными транспортными системами также является обязательной составной частью определения нормативных показателей надежности работы ГСГ.

Ущерб от недоотпуска природного газа потребителям является экономической категорией и может быть определен как материальная потеря для народного хозяйства. В связи с этим ущерб как показатель может быть использован в качестве критерия надежности при проектировании оптимальных городских газораспределительных систем. Однако определение необходимых для расчетов нормативов ущерба сопряжено с некоторыми трудностями.

Авторы работы считают, что они возникают, во-первых, вследствие резких колебаний размера ущерба по отраслям народного хозяйства и даже в пределах одной и той же отрасли производства в зависимости от особенностей организации и технологии производственного процесса; во-вторых, из-за того, что материальная характеристика ущерба зависит от множества трудноучитываемых факторов, как правило существенно влияющих на ее значение, таких, как время, степень ограничения и продолжительности аварийного недоотпуска газового топлива элементам системы, степень достоверности информации и количественная оценка надежности работы газоснабжающей системы, цены, которые принимаются для определения ущерба от недоотпуска продукции и т. д.; в-третьих, вследствие сложности прогнозной оценки изменений ущерба, а также количественной оценки надежности энергетических систем и их элементов, зависящих от технического прогресса сфер народного хозяйства и совершенствования эксплуатации топливно-энергетического производства.

Действительно указанные трудности для определения расчетных нормативов ущерба существуют, но, по нашему мнению, данную научную проблему следует и можно реализовать поэтапно. Во-первых, все перечисленные факторы, влияющие на размер изменения ущерба, следовало бы дифференцировать в отношении их значимости по влиянию на изменение ущерба и отобрать самые влиятельные.

Во-вторых, нужно в первую очередь создать методику для расчета нормативов ущерба, исходя из таких реально возможных и учитываемых, а также сильно влияющих факторов, как объем ограничения (недоотпуск) в газоснабжении; степень ограниченного газоснабжения на предприятиях; продолжительность периода ограничения; удельный вес стоимости топлива в себестоимости продукции в период ограничения в газоснабжении; объем товарной продукции в период ограничения. Именно такого методического подхода мы и придерживаемся в дальнейших своих исследованиях в отношении определения показателя ущерба в народном хозяйстве. Показатель ущерба не может быть объективно определен сколько-нибудь точно для всех отопительно-вентиляционных потребителей, бытовых нужд населения, пассажирского транспорта.