Газотранспортной системы

До 2010 г. российская газовая индустрия в состоянии удовлетворить весь реально возможный отечественный и зарубежный спрос на газ без необходимости разрабатывать новые промыслы вне Надым-Пур-Тазовского региона. Важнее развивать стратегию поставок на различные рынки сбыта российского газа, которые за этот период будут видоизменяться, что потребует сооружения двух газопроводов через Белоруссию и Польшу плюс значительного увеличения поставок через Украину.

До 2000 г. и, видимо, несколько дольше будет наблюдаться перепроизводство газа, для которого не найдется спроса ни на отечественных, ни на внутренних рынках. К 2010 г. ситуация изменится, и вместо перепроизводства может возникнуть некоторая нехватка. Производственная мощность 1994 г. в 640 млрд. м³ будет достаточной для большинства вариантов роста спроса и экспорта вплоть до 2010 г. Только в случае, если российский спрос вернется к уровню 1990 г., а экспорт в Европу удвоится, потребуется значительное увеличение производственной мощности.

Задача сохранения производственных мощностей на уровне 1994 г. может быть решена путем добычи газа с более низких горизонтов существующих промыслов (в частности Уренгойского), а также развития небольших дочерних месторождений (особенно, таких как Заполярное, Ямсовейское и Восточное, Западное Таркосалинское). Значительное увеличение пропускной мощности окажется необходимым лишь для газопроводов, ведущих из Центральной России и с Урала за рубеж. Только ближе к 2010 г. могут потребоваться новые источники дорогостоящего газа и соответствующие дорогостоящие системы транспортировки. Но даже и это произойдет далеко необязательно, если учитывать планы России поддерживать свои поставки, используя газ из Казахстана и Туркменистана, поступающий по существующим системам трубопроводов.

В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов. Россия располагает системой магистральных газопроводов протяженностью более 145 тыс. км и 236 компрессорными станциями с 4900 установками общей мощностью 36 тыс. МВт (см. рис. 1.1). Существенная часть компрессорных установок была импортирована, только компания General Electric поставила 300 установок мощностью 7500 МВт с 1979 г. Осуществляется программа модернизации, которая требует реконструкции 50 установок и замены 1000 старых и неэффективных. Планы по строительству предусматривают 5 новых газопроводов на местном рынке общей протяженностью 6000 км с 30 станциями, состоящими из 200 установок плюс две линии, соединяющие Ямал и Германию, протяженностью 10 тыс. км и 30 станций с 200 установками мощностью 5 тыс. МВт.

Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась. Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1,42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах. Учитывая, что большинство международных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном в 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, означает, что в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы.

Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом, дающим около 600 млрд. м³ в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.

Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9-10 ниток газопроводов большого диаметра (см. рис. 1.2). Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки – затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять на персонал компрессорной станции (КС),

Рис. 1.2. Схема магистральных газопроводов Тюменской области

проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.

Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти и газа (см. табл. 1.1), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации зарубежных трубопроводов, в частности по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов, определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Таблица 1.1

Газопроводы Тюменской области

Протяженность линейной части, км				тоже
Количество газопроводов, шт.				тоже
Средний диаметр, мм				тоже
Количество КС, шт.				тоже
Количество ГПА, шт.				тоже
Объем транспорта газа, млрд. м3
Потери газа, млрд. м3	1,71	1,82	1,92	1,92	1,94