А.Н. Асаул, Б. М. Карпов, В. Б. Перевязкин, М. К. Старовойтов      
Модернизация экономики на основе технологических инноваций       
СПб: АНО ИПЭВ, 2008. - 606 с.

Глава 5. Инвестиционная политика газотранспортной компании по модернизации и технологическому обновлению производства
    

5.1. Состояние основных производственных фондов газотранспортной компании.

В настоящее время газотранспортная система ООО «Газпром трансгаз Югорск» является самой крупной среди других газотранспортных систем ОАО «Газпром». Имущественный комплекс газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» состоит из 7 линейно-производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУ МГ), 212 компрессорных цехов, в которых установлен 1141 газоперекачивающий агрегат (ГПА) суммарной мощностью 15380 МВт, 300 газораспределительных станций и пунктов, 5640 км кабельных и воздушных линий электропередач, 3500 км тепловых, водопроводных, канализационных и газовых сетей, 47 водоочистных сооружений, 79 канализационных очистных сооружений, 85 узлов связи, 3667 км радиорелейных линий связи. Система магистральных газопроводов протянулась на 27 тысяч километров, в том числе более 21 тыс. км с диаметром труб 1420 мм.

Ежегодно компания ООО «Газпром трансгаз Югорск» транспортирует 470 миллиардов кубометров газа, причем в сутки транспортируется более 1,4 млрд. м3. В год эта компания потребляет более 1,2 млрд. кВт/ч электроэнергии, из них 34 % вырабатывается собственным парком электростанций. При этом получена экономия газа на собственные технологические нужды 4,4 % от планового потребления. Удельный расход газа на выполнение транспортной работы ниже планового (план — 32,8 м3 /млн.м3 + км., факт — 31,3).

Если в 2001 г. через газотранспортную систему, ООО «Газпром трансгаз Югорск» транспортировалось 430,6 миллиардов кубометров газа, то в 2004 г. объем увеличился до 465,8 миллиардов кубометров газа, в 2007 г. — до 478 миллиардов кубометров газа. Среднегодовая загрузка ГТС за последние годы (2001г.) выросла на 10 % и составила в 2007 г. 94,6 % при коэффициенте сезонной неравномерности 0,9. Пик поступления газа ожидается в 2010 – 2012 гг. до 510 – 520 миллиардов кубометров газа. (рис. 5.1)

В последние годы «Газпром» не только разрабатывает, но и осваивает новые месторождения газа в Западной Сибири. Увеличение добычи усиливает нагрузку на газотранспортную систему, повышает требования к ее эксплуатации.

Однако «узкие места» в газотранспортной системе не позволяют реализовывать стратегическую программу «Газпрома». «Узкие места» — это участки газопроводов, работающие со сниженным давлением, к ним относятся компрессорные цеха, где эксплуатируются маломощные и низконадежные газоперекачивающие агрегаты: ГТК-6-750, ГТК-750-6, ГТК-10-4.

Рисунок 5.1 – Объемы транспортировки газа через газотранспортную систему ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Эти проблемы были заложены в 1990-х гг., когда добыча была значительно меньшей и имеющихся мощностей было достаточно для транспортировки добывающегося газа.

Находящиеся в эксплуатации магистральные газопроводы и компрессорные цеха построены, в основном, в 70 – 80 годах прошлого века. (см. табл. 5.1) Газоперекачивающие агрегаты (ГПА), с наработкой свыше нормативной – 100 тыс. часов составляют 30 % от общего количества.

Таблица 5.1

Возрастная структура, длина и количество цехов газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Наименование газопроводов

Год ввода

Длина, км

В % к итогу

Количество цехов

1

2

3

4

5

Игрим-Серов-Н.Тагил

1966

967

3,72

6

Нижняя Тура-Пермь 1 очередь

1967

57

0,22

-

Надым-Пунга 1 очередь

1972

696

2,68

3

Медвежье-Надым 1 очередь

1972

118

0,45

-

СРТО-Урал П очередь

1973

792

3,05

6

Надым-Пунга П очередь

1974

605

2,33

3

Нижняя Тура-Пермь П очередь

1974

57

0,22

-

Медвежье-Надым П очередь

1975

115

0,44

1

Надым-Пунга-Н.Тура Ш очередь

1975

1238

4,77

10

Пунга-Вуктыл-Ухта П очередь

1976

349

1,34

2

Пунга-Вуктыл-Ухта 1 очередь

1977

291

1,12

2

Надым-Пунга 1V очередь

1977

595

2,29

5

Уренгой-Надым 1 очередь

1978

235

0,10

2

Нижняя Тура-Пермь Ш очередь

1979

57

0,22

-

Уренгой-Грязовец

1981

1203

4,63

9

Уренгой-Петровск

1983

1558

6,00

13

Уренгой-Новопсков

1983

1563

6,02

13

Уренгой-Ужгород

1983

1522

5,86

15

Уренгой-Центр 1 очередь

1984

1433

5,52

15

Уренгой-Центр П очередь

1985

1463

5,63

15

Ямбург-Елец 1 очередь

1986

1757

6,77

15

Ямбург-Елец П очередь

1987

1695

6,53

14

Ямбург-Западная граница

1987

1527

5,88

14

Ямбург-Тула 1 очередь

1988

1527

5,88

14

Ямбург-Тула П очередь

1989

1638

6,31

13

Ямбург-Поволжье

1990

1455

5,61

6

СРТО-Урал

1994

1453

5,60

2

Всего

25966

100

198

Большая часть магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» эксплуатируется в сложных природных и климатических условиях. Более 60 % магистральных газопроводов проходят по участкам многолетнемерзлых грунтов и болот, а 2700 километров — в условиях Крайнего Севера. Магистральные газопроводы (МГ) пересекают крупные реки Обь, Надым, Ныда, Сорум и др. В настоящее время в эксплуатации находятся 245 ниток подводных переходов общей протяженностью 1191,23 км.

Анализ состояния газопроводов показывает, что более 3 % МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» находятся в эксплуатации более 33[401] лет, 25 % – более 21 года, 67 % — от 10 до 20 лет, и только 5 % — менее 10 лет. (рис.5.2.) Свыше 85 % из них имеют ленточное изоляционное покрытие, срок службы которого, как правило, не превышает 10 лет.

Рисунок 5.2 — Возрастная структура магистральных газопроводов

Данные таблиц 5.1. и 5.2. свидетельствуют, что более 87 % газопроводов диаметром 1220 мм эксплуатируется более 20 лет, 62 % диаметром 1020 мм — свыше 33 лет. В результате возрастных изменений происходит отслаивание ленточного изоляционного покрытия и активизируются процессы подпленочной коррозии. По структуре использования трубопроводы возраста 1 – 10 лет составляют 4,4 %, 11 – 20 лет — 67,3 %, 21 – 33 — 25 %, а свыше 33 лет — 3,3 %, причем здесь наибольшая протяженность приходится на трубопроводы диаметром 1020 мм и составляет 812,7 км или 62,4 %. Новых трубопроводов, срок эксплуатации которых менее одного года, в имущественном комплексе не имеется.

Таблица 5.2

Состояние магистральных газопроводов «Газпром трансгаз Югорск»

Возраст трубопровода

Диаметр трубопровода с указанием протяженности (км)

1420 мм

1220 мм

1020 мм

720 мм

530 мм

Прочие

Всего

в % к итогу

1-10 лет

1126,43

-

-

-

-

39,89

1166,32

4,42

11-20 лет

17093,11

440,90

92,40

-

4,85

114,35

17745,61

67,32

21-33 лет

3085,90

2997,20

397,81

12,70

-

82,78

6576,39

24,95

Свыше 33 лет

-

-

812,70

23,30

10,77

26,79

873,56

3,31

Всего

21305,44

3438,10

1302,91

36,00

15,62

263,81

26361,88

100

Исследования технического состояния всех линий газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» позволили сгруппировать их определенным образом. В таблице 5.3 представлена суммарная протяженность участков с неудовлетворительным техническим состоянием на 2004 г. Наибольшую обеспокоенность вызывают дефектные участки 670 км и подводные участки в неисправном состоянии — 353,5 км.

Таблица 5.3.

Протяженность участков газотранспортной системы
ООО «Газпром трансгаз Югорск» с неудовлетворительным техническим состоянием

Наименование объектов

Протяженность, км

в % к итогу

1

2

3

Участки со сниженным проектным давлением

2932,9

72,54

Дефектные участки (всплытие, оголение)

670

16,57

Подводные переходы

в предельном состоянии

87,0

2,15

Подводные переходы в неисправном состоянии

353,5

8,74

Всего

4043,4

100

Показатели безопасности функционирования объектов газотранспортных систем[402], эксплуатируемых на протяжении нескольких десятков лет линейными производственными управлениями (ЛПУ) ООО «Газпром трансгаз Югорск», определяют следующие основные факторы:

- уровень технического состояния основных технологических объектов имущественного комплекса, связанный с их физическим износом;

- степень физического и морального износа вспомогательных систем и оборудования (АСУ, КИПиА, связь, энергоснабжение, ЭХЗ, системы пожаротушения, вентиляции и пр.), призванных обеспечивать предупреждение аварийных ситуаций и их локализацию;

- уровень состояния средств технической диагностики газопроводов и оборудования компрессорных станций, а также организация мониторинга взаимовлияния объектов имущественного комплекса и окружающей среды;

- наличие/отсутствие на объектах имущественного комплекса современных систем и средств безопасности, выполняющих функции защиты этих объектов от постороннего вмешательства в производственную деятельность;

- состояние дорожных коммуникаций, обеспечивающих беспрепятственный подъезд и передвижение по территориям объектов имущественного комплекса сил и технических средств локализации и ликвидации аварий;

- достаточность имеющихся мощностей для проведения профилактических обследований, планово-предупредительных и капитальных ремонтов;

- уровень профессиональной и специальной подготовки руководящего и производственного персонала к действиям в штатных и аварийных ситуациях;

- уровень технической оснащенности и готовности сил и средств, участвующих в предупреждении, локализации и ликвидации возможных аварийных ситуаций на объектах имущественного комплекса;

- наличие, достаточность и техническое состояние защитных сооружений гражданской обороны, средств индивидуальной защиты, технических средств объектовых формирований гражданской обороны для защиты производственного персонала в случае возникновения чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера;

- организация системы страхования возможных аварий на опасных производственных объектах имущественного комплекса, основанная на достоверной информации о количестве обращающихся и хранящихся опасных веществ.

По данным аварийной статистики, отказы на линейной части магистральных газопроводов, находящихся в эксплуатации от 10 до 30 лет, составляют около 60 % от общего числа зарегистрированных аварий. Так только в 2007 г. на линейной части МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск»[403] произошло 3 аварийных разрушения, 4 инцидента и 1 отказ при испытании после КР. Причины можно сгруппировать следующим образом: 7 — нарушения при строительстве МГ, 4 — КРН, 2 случая — нарушение требований безопасности при эксплуатации МГ, 1 — обрыв трубопровода Ду50 подвижкой грунта.

Ухудшение технического состояния линейной части магистральных газопроводов и снижением безопасности эксплуатации линейной части вызвано следующими причинами:

- значительным сроком службы эксплуатируемых магистральных газопроводов;

- низким качеством строительства газопроводов, отсутствием приборного контроля за состоянием строительства;

- несвоевременным финансированием линейной части магистральных газопроводов.

Среди причин главная — плохая изоляция. Кроме того, этот процесс ускоряет рост среднегодового давления в трубе, так как зависимость скорости стресс-коррозии от давления и температуры в газопроводе и, соответственно, напряжения в металле трубы нелинейная. Сегодня стресс-коррозия «дошла» до Оби. Свидетельством тому явились аварийные разрушения на МГ Ямбург — ЦентрII в Октябрьском ЛПУ, на МГ Ямбург — Елецк I в Таежном ЛПУ; обнаруженна половина стресс-коррозионных дефектов в Перегребненском, Сосновском, Сорумском, Казымском ЛПУ МГ.

В ООО «Газпром трансгаз Югорск» в эксплуатации находятся 48 газораспределительных систем из них со сроком использования оборудования свыше двадцати — 50 %. Возрастная структура всех газораспределительных систем, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Югорск», приведена на диаграмме (рис. 5.3).[404]

Уже в 2005 г. 19 газораспределительных систем или 39,6 % от общего количества выработали свой ресурс, (18,8 % эксплуатируются более 30 лет). В техническом перевооружении и технологическом переоснащении нуждаются газораспределительные системы, снабжающие газом города с большим количеством населения и крупными промышленными объектами, такие как Нижняя Тура, Качканар, Серов, Кушва и др.

Рисунок 5.3 — Возрастная структура эксплуатации газораспределительной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск», 2005 г.

Для повышения надежности эксплуатации магистральных газопроводов, предотвращения возможных аварийных разрушений необходимо решить следующие задачи:[405]

- выполнить 100 % диагностирование газопроводов (ВТД ДНС) и ремонт обнаруженных дефектов;

- провести переизоляцию с одновременной дефектоскопией наружными сканерами всех газопроводов с пленочной изоляцией на стресс-коррозионно опасных участках;

- вывести все участки с ограниченным рабочим давлением на проектное рабочее давление;

- выполнить телемеханизацию линейной части МГ.

Для решения первой задачи полного диагностирования газопроводов компании необходимо:

1) проведение капитального строительства и реконструкции узлов приема и запуска очистных устройств;

2) использование инвентарных мобильных камер запуска и приема ОУ;

3) проведение инспекции неравно проходных участков МГ методом про-таскивания снарядов-дефектоскопов.

Всего за годы проведения внутриутробной дефектоскопии (ВТД) обследовано 21 534,18 км или. 79,3 % от общей протяженности, при этом отсутствует возможность проведения внутритрубной инспекции 5619,5 км (20,7 % от общей протяженности).

Для обеспечения полной диагностики ЛЧ МГ разработана программа реконструкции УЗП ОУ 2008 – 2010 гг. ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Вторая задача — переизоляция газопроводов, темпы которой требуют, значительного увеличения. Так, если в 2007 г. по Программе переизоляции выполнен капитальный ремонт 518,5 км, то в 2008 г. компанией выделены средства, которые достаточны для проведения КР 565,8 км, ЛЧ.

Для того чтобы выполнить все требуемые работы по КР линейной части до прогнозируемого максимума поступления газа в 2011 г. необходимо в 2009 – 2010 гг., довести объем работ по ежегодной переизоляции линейной части до 1700 км.

Острой для Общества по прежнему остается проблема строительства вдольтрассовых проездов, так как более 60 % линейной части МГ расположено на заболоченных и обводненных участках местности. В 2003 г. была сформирована и утверждена ОАО «Газпром» программа, предусматривающая ежегодное строительство вдольтрассовых проездов в объеме 500 км но до сегодняшнего дня она финансируется только на участке КС Сосьвинская — КС Пунгинская.

Третья задача — вывод всех газопроводов на проектное рабочее давление.

Протяженность участков газопроводов с ограниченным рабочим давлением — 1735,96 км. Участков, влияющих на пропускную способность ГТС в границах ООО «Газпром трансгаз Югорск», сегодня нет. Но, учитывая прогнозируемый рост поступления газа в ГТС компании, необходимо вывести все участки на проектный уровень разрешенного рабочего давления.

Для своевременного решения четвертой задачи необходимо значительно увеличить темпы телемеханизации газопроводов компании. Основной причиной низких, темпов внедрения систем телемеханики в прошедшие годы было недостаточное финансирование. Так, на 2007 год по плану стояла задача телемеханизировать 1873 км, но было выделено средств для введения системы телемеханики только на 263 км (Пуровское ЛПУ МГ).

Всего на 31.12.2007 г. в Обществе телемеханизировано 30 % магистральных газопроводов в однониточном исчислении. В 2008 г. по выделенным средствам должны обеспечить телемеханизацию 2456 км МГ (т.е. будет телемеханизировано 40 % общей протяженности МГ).

В 2007 г., после имевшего место в 2006 г. снижения, достигнут рост наработки ГПА на отказ с 3514 часов г. до 4872 часов. (рис. 5.4). Но с задачей — обеспечить наработку не ниже5 тыс.часов — многие из участков не справились, а Лялинское, Сосновское, Надымское и Пангодинское ЛПУ не смогли преодолеть даже ГОСТовский рубеж в 3 500 час!

Рисунок 5.4. Наработка на отказ компрессорных станций

за 2005-2008 годы.

Как и прежде, половина аварийных остановок происходит вследствие отказов и сбоев КИП и А, а на современных ГПА их доля еще выше — 75 % и даже 100 %. Системы автоматики новых ГПА отличаются высокой сложностью и многофункциональностью. Количество каналов измерения и сигнализации возросло до 400 – 450, количество защит до 110, что в 5 – 6 раз превышает показатели основных типов ГПА (ГТК-10-4, ГПА Ц-16). Часто имеет место фактическое дублирование защит и систем, неоправданная избыточность и непродуманность конструкторских решений.

Основными проблемами на пути повышения надежности КС продолжают оставаться недостаточные темпы реконструкции и технического перевооружения: большинство цехов эксплуатируются 20 и более лет. Старение парка ГПА приводит к снижению технического состояния, увеличению расходов на поддержание работоспособности в рамках требуемых показателей, а также происходит увеличение доли отказов из-за постепенного старения (износа).

В условиях ограниченности ресурсов первоочередной задачей является определение приоритетных целей и объектов капитального ремонта, в решении этого вопроса на первое место выходит диагностика. Конечно, для отработавших свой ресурс газотурбинных агрегатов переход на эксплуатацию по техническому состоянию затруднителен, но вот оценка надежности трубопроводной обвязки, корпусов ГТУ ЦБН, АВО газа, продление их ресурса и капремонт ведется именно по результатам диагностических обследований. Очень важную роль также, в обеспечении надежности транспорта газа играют своевременный и качественный капремонт и восстановление паспортных характеристик газоперекачивающих агрегатов, в первую очередь агрегатов ГТК-10-4, расположенных на наиболее загруженном коридоре в направлении ООО «Газпром трансгаз Ухта».

В 2007 г. проводилась работа по замене регенераторов на 49 агрегатах, в 2008 г. предстоит заменить 39 комплектов, завершение программы планируется в 2009 г. заменой 11 комплектов регенераторов. На самом массовом агрегате ГПА-Ц-16 продолжается поэтапная замена двигателей НК-16GT на НК-16-18СТ, меняются также отслужившие свой срок шахты выхлопа и КВОХ трансмиссии и секции маслоохладителей, запланированы замена и капитальный ремонт агрегатной автоматики, что, по нашим оценкам, должно снизить количество аварийных остановок данного типа ГПА на 15 – 20 %. И все же эти программы позволяют лишь удержать надежность на приемлемом уровне. Улучшение ситуации может дать только масштабная модернизация и технологическое обновление, в первую очередь — головных компрессорных станций с агрегатами ГТК-10-4: Пангоды, Надым, Лонг-Юган. Схемы реконструкции с использованием 3-4 современных агрегатов единичной мощностью 20-25 МВг вместо восьми позволяют увеличить межремонтный ресурс и существенно снизить затраты на эксплуатацию и капитальный ремонт.

Требует кардинального решения и ситуация с агрегатами ГТН-16, завод-производитель которых фактически не способен выпускать всю номенклатуру запасных частей. На настоящий момент 6 из 60 агрегатов находятся впростое из-за отсутствия запасных частей, и перспективы их восстановления в ближайшем будущем не просматриваются. Программа реконструкции предусматривает их замену на агрегаты с двигателем АЛ-31СТ и эту работу нужно ускорять. При этом нужно отметить, что реконструкция не приводит к немедленному повышению надежности работы КС. Новые ГПА из-за имеющей место избыточности защит и систем автоматики, непродуманности конструкторских решений отказывают чаще, чем старые: Их еще нужно «учить работать».

Очевидно, что в целом ОАО «Газпром» нужно изменить техническую политику в сторону ужесточения требований к качеству и техническим характеристикам поставляемого оборудования, так как выбор оборудования при проведении реконструкции имеет решающее значение для обеспечения надежности.

Состояние газоперекачивающих агрегатов характеризуют различные факторы, среди которых в порядке уменьшения степени влияния выделены следующие:

- степень выработки назначенного ресурса;

- располагаемая мощность;

- показатели надежности;

- соответствие экологическим требованиям;

- соответствие технических показателей современному уровню развития науки и техники.

Отечественные экономисты, в целях повышения эффективности эксплуатации компрессорных станций предлагают определять прогнозные наработки газоперекачивающих агрегатов по методике[406], предусматривающей определение прогнозной наработки газоперекачивающих агрегатов по следующей формуле:

(5.1)

где:

– прогнозная наработка, тыс.ч;

– наработка газоперекачивающего агрегата на текущую дату, тыс. час;

8760 – число часов в году;

– число рабочих газоперекачивающих агрегатов в компрессорном цехе;

– общее число газоперекачивающих агрегатов в компрессорном цехе;

– количество лет в прогнозируемом периоде.

Имеющиеся в составе имущественного комплекса компрессорные станции оснащены в основном газотурбинными газоперекачивающими агрегатами промышленного типа ГТК-10-4 (28,2 %). На отдельных компрессорных станциях установлены импортные агрегаты промышленного типа ГТК-25И. Компрессорные станции газопровода Надым-Пунга I,II н., Игрим-Серов, СРТО-Урал II н., Пунга-Вуктыл-Ухта I н., Пунга-Н.Тура III н. оснащены морально и физически устаревшими агрегатами типа ГТ-6-75 (7,9 %) и ГТ-750-6. На начало 2005 г. все агрегаты на компрессорных станциях газопроводов на 5,4 МПа выработали свой ресурс эксплуатации, а практически на всех компрессорных станциях систем газопроводов на 7,4 МПа наработка агрегатов ГТК-10-4 превышает научно-обоснованную норму в 100 тыс. часов.

Анализ текущих наработок газоперекачивающих агрегатов показывает, что средняя наработка агрегатов, за исключением агрегатов по газопроводу Ямбург-Поволжье и СРТО-Урал, составляет 50-90 тыс. часов. Прогнозные расчеты ученых свидетельствуют, что к 2010 г. большинство агрегатов выработают свой ресурс.

Как правильно отмечают исследователи, к основным причинам, приводящим к разрушениям и отказам трубопроводов и систем противоаварийной защиты, также относятся:

- из-за плохого качества металла – снижение прочности трубопроводов и запорной арматуры на линейных участках;

- из-за плохого качества швов – нарушение герметичности технологического оборудования компрессорных станций и снижение прочности трубопроводов технологической обвязки;

- по различным внешним причинам – внешние механические повреждения трубопроводов и линейной арматуры;

- причины, связанные с природными процессами передвижения подземных участков, природные катастрофы;

- по различным причинам – прекращение подачи энергоресурсов.

Наиболее частой причиной возникновения аварийных ситуаций является снижение прочности трубопроводов и линейной арматуры, связанной с физическим износом, температурной деформацией, коррозионными процессами, усугубляющимися сложными природно-климатическими условиями.

Результаты подробного исследования загрузки систем магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» с учетом прогноза по добыче и транспортировке газа до 2020 г. позволили принять следующие основные рекомендации по модернизации и технологическому обновлению с целью минимизации капитальных вложений на новое строительство:

- разработать мероприятия по восстановлению и поддержанию проектной производительности объектов имущественного комплекса газотранспортной системы;

- за счет дополнительных мероприятий продлить срок эксплуатации объектов газотранспортной системы, выработавших нормативный срок амортизации 33 года в основном до 40-45 лет.

В таблице 5.4 приведены сроки вывода объектов газотранспортной системы из эксплуатации в зависимости от технического состояния и потребности объемов подачи газа.

Таблица 5.4.

Сроки вывода имущественных комплексов газотранспортной

системы из эксплуатации

Наименование

газопроводов

Диаметрмм

Рабочее давление, МПа

Проектная

производительность, млрд.м3

Год ввода в эксплуатацию

Наработка, лет

Вариант

до

2010 г.

до

2015 г.

до

2020 г.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Уренгой-Надым Iн.

1420

7,4

30

1977

33

38

43

2020

Медвежье-Надым Iн.

1420

7,4

28

1972

38

43

48

2020

Надым-Пунга I н.

1220

5,4

14

1972

38

43

48

2016

Надым-Пунга II н.

1220

5,4

14

1974

36

41

46

2018

Надым-Пунга III н.

1420

7,4

30

1975

35

40

45

не вывод.

Надым-Пунга IV н.

1420

7,4

30

1977

33

38

43

2020

Пунга-Вуктыл-Ухта I н.

1220

5,4

14

1977

33

38

43

2018

Пунга-Вуктыл-Ухта II н.

1420

7,4

29,2

1976

34

39

44

2020

Пунга-Вуктыл-Ухта III н.

1420

7,4

29,2

1981

29

34

39

2016

Игрим-Серов

1020

5,4

10

1966

44

49

54

2010

СРТО-Урал

(Пунга-Н.Тура II н.)

1220

5,4

16,2

1973

37

42

47

2018

Пунга-Н.Тура III н.

1220

5,4

16

1975

35

40

45

2018

Разработку мероприятий по продлению срока эксплуатации объектов газотранспортной системы следует проводить с учетом планируемых объемов добычи и транспорта газа по системе газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» на долгосрочную перспективу — до 2020 г.

В результате реализации проекта модернизации и технологического обновления, особенно с учетом продленного срока эксплуатации объектов газотранспортной системы до 40-45 лет, вывод из эксплуатации этих объектов будет перенесен на более отдаленные периоды загрузки газотранспортной системы, что позволит и более рационально распределять инвестиционные ресурсы и повысить эффективность функционирования всей газотранспортной системы.

В этой связи, посредством реализации программы по техническому диагностированию разработана долгосрочная программа модернизации и технологического обновления объектов транспортирующих газ, где этапы соответствуют стратегическим планам развития ОАО «Газпром» и составлены исходя из промышленной безопасности эксплуатации объектов газотранспортной системы, условий соответствия объемов добычи (поступления) газа и производительности системы магистральных газопроводов.

В соответствии с программой технического перевооружения и технологического переоснащения ежегодной замене физически изношенного и морально устаревшего оборудования новым, более производительным и экономичным подлежит 170 ед. или 15 % от общего парка.

Запланированный уровень добычи газа до 2010 г. будет достигаться за счет действующих и вводимых в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона. Увеличение добычи газа организациями, входящими в состав ОАО «Газпром», в Надым-Пур-Тазовском регионе повлечет за собой значительное увеличение объемов добычи газа организациями, не входящими в эту корпорацию[407]. (рис. 5.5).

Ростом объемов добычи газа на период до 2010 г. обуславливается необходимость в 2008-2009 годах выполнить модернизацию и технологическое обновление газотранспортных мощностей. В предстоящие годы ежегодно подлежит модернизации и технологическому обновлению не менее 5 компрессорных станций с системами инженерного обеспечения, средствами автоматизации и телемеханизации, необходимо подготовить их к работе в 2010-2011 гг. Проведенное исследование позволило с научной точки зрения определить необходимость, объемы и сроки модернизации и технологического обновления объектов газотранспортной ситемы компании ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Таблица 5.5.

Прогноз объемов добычи газа на месторождениях ОАО «Газпром» млрд. м3

Месторождение

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2020

Западная Сибирь, всего:

505,2

503,7

498,6

514,9

509,4

507,7

510,5

526,5

536,2

536,3

534,6

517,8

в т. ч. Надым-Пур-Тазовский район

505,2

503,7

498,6

499,9

479,4

462,7

450,5

451,5

446,2

431,3

414,6

337,2

Район Обской и Тазовской губ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

17,6

Полуостров Ямал

0,0

0,0

0,0

15,0

30,0

45,0

60,0

75,0

90,0

105,0

120,0

163,0

Рисунок 5.5 — Объемы добычи газа на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона независимыми организациями, млрд. м3

Объемы добычи газа независимыми организациями (табл. 5.6.) учитывают географическое положение месторождений относительно системы магистральных газопроводов ОАО «Газпром», состояние месторождений и уровень проектно-изыскательских работ. Как свидетельствует диаграмма, до 2020 г. наблюдается рост добычи газа организациями, не входящими в структуру ОАО «Газпром». При этом объемы добычи газа этими организациями, по расчетам, достигнут к 2010 г. 85 млрд. м3, а к 2020 г. — 108 млрд.м3.

Таблица 5.6.

Объемы добычи газа на месторождениях независимых организаций млрд. м3

Название организации

2006

2010

2015

2020

Независимые организации, всего:

64,0

85,0

104,7

108,7

ОАО «НОВАТЭК»

28,4

30,4

29,1

22,8

ОАО НГК «ИТЕРА»

16,9

16,9

17,9

14,0

ОАО «Нортгаз»

5,0

5,0

5,0

5,0

ОАО НК «ЛУКОЙЛ»

3,8

12,5

23,6

23,7

НК «ТНК-ВР»

2,4

3,2

3,2

3,2

ОАО НК «ЮКОС»

2,0

2,0

12,0

20,2

НК «Роснефть»

1,7

11,5

11,5

18,8

В итоге добыча газа в северной части Западно-Сибирского региона, включая добычу на месторождениях ОАО «Газпром» и на месторождениях независимых организаций к 2010 г. увеличится до 602.7 млрд. м3, к 2015 г. — 644,3 млрд. м3, но в то же время к 2020 г. произойдет некоторое снижение добычи — до 626,4 млрд. м3.

Объемы поступления газа в систему магистральных газопроводов ООО ООО «Газпром трансгаз Югорск» находятся также в зависимости от направления транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал. В связи с этим, целесообразно рассмотреть два альтернативных варианта.

Первый вариант. Подача 58 млрд. м3 ямальского газа на компрессорную станцию Ямбургская, остальная часть добычи транспортируется в направлении станции Ухтинская.

Второй вариант – подача всего добываемого ямальского газа на компрессорную станцию Ухтинская.

Уровень загрузки магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» на участках: Ямбург – Правая Хетта (рис. 5.8); Надым – Перегребное; (рис. 5.7) Перегребное – Ухта находится в зависимости от подачи ямальского газа. На других участках степень загрузки магистральных газопроводов остается практически на одном уровне и не зависит от направления подачи ямальского газа. Поэтому в процессе написания книги, опираясь на мнение специалистов компании ООО «Газпром трансгаз Югорск» занимающихся данной проблемой, мы объединили все участки магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» в пять групп в зависимости от степени их загрузки.[408]

Первая группа – это участки, на которых прогнозируемые потоки газа значительно превышают производительность существующих газопроводов и строящегося газопровода СРТО – Торжок. Это связано с увеличением подачи газа от месторождений независимых организаций, а также с тем, что их загрузка не зависит от направления подачи ямальского газа и определяется потоками газа от Уренгоя. К первой группе отнесены участки Уренгой – Пангоды (рис. 5.6) и Пангоды – Надым.

На участках второй группы потоки газа находятся в зависимости от направления подачи газа от месторождений полуострова Ямал. Ко второй группе отнесены участки газопроводов Надым – Перегребное и Перегребное – Ухта. При подаче газа на компрессорную станцию Ямбургская на участке Надым – Перегребное прогнозируемые потоки газа превышают проектную производительность существующих газопроводов. При реализации второго варианта за счет модернизации и технологического обновления новое строительство можно исключить.

На участке Перегребное – Ухта наблюдается неравномерная загрузка во времени, которая более резко выражена во втором варианте. Такой характер загрузки обусловлен тем, что начало подачи и объемы подачи ямальского газа на компрессорную станцию Ухтинская по направлению Бованенково – Байдарацкая губа –Ухта различны для рассматриваемых вариантов.

Третья группа объединяет участки магистрали, для которых характерна тенденция к снижению объемов транспорта, – это участки: Уренгой – Правая Хетта и Ямбург – Правая Хетта. К четвертой группеотносятся участки магистрали, на которых прогнозируемые потоки сохраняются на высоком уровне практически на весь рассматриваемый период – это участки Правая Хетта – Таежная, Таежная – Новокомсомольская – Гремячинская, Новокомсомольская/Комсомольская – Краснотурьинская, Краснотурьинская – Горнозаводская, Ямбург – Правая Хетта, Перегребное – Комсомольская.

Рисунок 5.6 — Прогнозируемые потоки транспортировки газа по системе магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» на участке Уренгой-Пагонды.

Пятая группа объединяет участки, которые характеризуются стабильной загрузкой на весь рассматриваемый период. К этой группе относятся участки Краснотурьинская – Нижнетуринская, Нижнетуринская – Нижний Тагил, Нижнетуринская – Горнозаводская.

Рисунок 5.7 — Прогнозируемые потоки транспортировки газа по системе

магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» на участке Надым-Перегребное, вариант 1

Таким образом, учитывая фактические объемы транспортировки газа по системе магистральных газопроводов, прогнозы поступлений газа с месторождений ОАО «Газпром» и от независимых организаций, производительность существующих газотранспортных систем, а также возможности по перераспределению потоков газа, в книге предлагается распределение потоков газа на период до 2020 г.

Рисунок 5.8 — Прогнозируемые потоки транспортировки газа по системе магистрального газопровода ООО «Газпром трансгаз Югорск» на участке Ямбург – Правая Хетта

Прогноз транспортировки потоков газа по участкам системы магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» (табл. 5.7.)

Рассмотрим каждый участок.

На компрессорных станциях Ямбургская – Правохеттинская фактический объем перекачки газа в 2005 г. составил 173,4 млрд.м3, при этом уровень загрузки газопроводов находится в прямой зависимости от направления подачи газа от месторождений Ямальского полуострова.

Так, по первому варианту загрузка газопроводов будет увеличиваться и в 2020 г. достигнет максимума – в 205,7 млрд. м3, в т. ч. 58 млрд. м3ямальского газа, затем объемы транспортировки газа будут снижаться в связи со значительным уменьшением добычи на Ямбургском месторождении. По второму варианту за счет вывода на проектную мощность Песцового месторождения объемы транспортировки газа в 2006 г. составят 175,2 млрд. м3, однако затем загрузка газопроводов на этом участке будет характеризоваться устойчивой тенденцией к снижению.

На компрессорных станциях Правохеттинская – Таежная объемы транспортировки газа в 2005 г. составляли 310,3 млрд. м3. в целом за рассматриваемый период потоки газа на этом участке стабильно высоки (300 – 320 млрд.м3) по обоим вариантам, однако к 2020 г. все же наблюдается снижение объемов транспорта газа до 300 млрд. м3.

Таблица 5.7.

Прогноз транспортировки потоков газа на участках системы магистральных газопроводов компании

ООО «Газпром трансгаз Югорск» по двум вариантам

млрд. м3

1 вариант

2 вариант

2006 г.

2010 г.

2015 г.

2020 г.

2006 г.

2010 г.

2015 г.

2020 г.

Бованенково-Ухта

0,0

0,0

61,0

103,5

0,0

44,5

119,0

161,5

КС Ямбургская

150,5

165,0

162,7

160,6

150,5

120,5

104,7

102,6

КС Ямбургская — КС Правохеттинская

175,2

205,7

203,4

201,3

175,2

161,2

145,4

143,3

КС Правохеттинская – КС Таежная

308,1

315,8

321,3

300,4

308,1

313,0

315,2

299,5

КС Таежная – КС Новокомсомольская (КС-20) – КС Гремячинская

184,0

185,5

190,7

175,6

184,0

185,9

191,2

175,5

КС Новокомсомольская (КС-11)/

КС Комсомольская – КС Краснотурьинская

173,8

180,1

199,8

176,8

173,8

180,1

199,8

176,8

КС Краснотурьинская – КС Нижнетуринская

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

КС Нижнетуринская – Нижний Тагил

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

7,0

КС Нижнетуриская – КС Горнозаводская

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

КС Краснотурьинская – КС Горнозаводская

149,1

155,4

174,9

152,1

149,1

155,4

174,9

152,1

Уренгойский узел, всего

268,8

259,8

264,9

217,9

268,8

259,8

264,9

217,9

Уренгой-Ямбург

21,7

8,4

6,7

5,5

21,7

8,4

6,7

5,5

ГКС-3 – КС Правохеттинская

89,7

85,9

84,4

75,7

89,7

85,9

84,4

75,7

ГКС-1/ГКС-2 – КС Пангоды

206,6

213,9

208,5

159,4

206,6

213,9

208,5

159,4

КС Пангоды – КС Надымская

228,3

229,6

218,5

166,2

228,3

229,6

218,5

166,2

КС Надымская — КС Перегребненская

175,5

195,6

175,3

133,6

175,5

154,2

123,8

76,9

КС Перегребненская – КС Комсомольская

55,3

55,5

75,3

57,7

55,3

58,4

75,9

58,3

КС Перегребненская – КС Ухтинская

118,3

138,0

98,1

74,4

118,3

94,0

40,8

17,3

КС Ухтинская

115,6

134,9

154,8

172,9

115,6

134,9

154,8

172,9

В связи с тем, что на этом участке газопроводы еще загружаются газом из «надымского» коридора, то в первом варианте газодобыча должна проводится с целью уменьшения объемов нового строительства, в то время как во втором варианте – с целью полного исключения нового строительства.

На участке компрессорных станций Таежная – Новокомсомольская – Гремячинская фактические объемы транспортировки газа в 2005 г. составили 186,4 млрд. м3. По нашему прогнозу загрузка газопроводов по обоим вариантам на весь рассматриваемый период сохранится на высоком уровне: в 2015 г. составит 191,2 млрд. м3, к 2020 г. снизится до 175,5 млрд. м3.

Компрессорные станции Новокомсомольская/Комсомольская – Краснотурьинская характеризуются фактическим объемом загрузки в 174,7 млрд. м3. Объемы транспортировки газа на этом участке в целом одинаковы для обоих вариантов, нами прогнозируется их увеличение от 173,8 млрд. м3 в 2006 г. до 199,8 млрд. м3 к 2015 г., к 2020 г. объемы транспорта снизятся до 176,8 млрд. м3.

На участке компрессорных станций Краснотурьинская – Нижнетуринская объемы транспортировки газа одинаковы для первого и второго варианта и на весь рассматриваемый период составят 23 млрд. м3.

Участок компрессорная станция Нижнетуринская – Нижний Тагил. Здесь фактические объемы транспорта в 2005 г. составили 7 млрд. м3. Ситуация на участке аналогична ситуации, складывающейся на участке выше. Прогноз транспортировки газа по этому направлению составит 7 млрд. м3 и сохранится до конца 2020 г.

На участке компрессорных станций Нижнетуринская – Горнозаводская в соответствии с разработанным нами прогнозом за период с 2006 по 2020 гг. потоки газа на участке сохранятся в объеме 15 млрд. м3 в год.

На участке компрессорных станций Краснотурьинская – Горнозаводская фактический объем транспорта газа в 2005 г. составил 150 млрд. м3. В рассматриваемом периоде прогнозируется увеличение объемов транспортировки добываемого ООО «Газпром трансгаз Югорск» газа со 149,1 млрд. м3 в 2006 г. до 174,9 млрд. м3 в 2015, к 2020 г. объемы транспортировки снизятся до 152,1 млрд. м3.

На участке ГКС-3 Пуровская – Правохеттинская фактический объем транспорта газа в 2005 г. составил 93,8 млрд. м3. Однако прогнозируемые объемы транспорта газа на этом участке будут постепенно снижаться и к 2020 г. составят 75,7 млрд. м3. Уменьшение объемов транспортировки газа, по нашему мнению, связано со снижением добычи в зонах Уренгойского месторождения, а также невозможностью переброса газа из южных зон Уренгоя, поскольку это потребует выполнения большого объема работ по реконструкции компрессорных станций Уренгойского месторождения.

На участке ГКС-1/ГКС-2 – Пангоды фактический объем транспортировки газа в 2005 г. составил 188,5 млрд. м3 . По обоим рассматриваемым вариантам потоки газа на этом участке одинаковы. Однако прогнозируемые объемы поступления газа в систему значительно превысят производительность существующих газопроводов, что связано с увеличением объемов поступления газа от Заполярного месторождения, увеличением объемов поступления газа по газопроводу Уренгой-Сургут-Челябинск и увеличением объемов поступления газа от месторождений независимых организаций.

В период с 2006 по 2015 гг. объемы транспорта газа на участке составят 206-208,5 млрд. м3, но начиная с 2015 года прогнозируется постепенное снижение объемов поступления до 159,4 млрд. м3 в 2020 г. Транспортировка таких больших объемов газа потребует от ООО «Газпром трансгаз Югорск» максимального использования существующих газотранспортных мощностей, а также ввода новых. Исследования показывают, что новые газотранспортные мощности, начиная с 2015 г., позволят снизить нагрузку на «старые» газопроводы, а с 2020 г. начать их вывод из эксплуатации.

На участке компрессорных станций Пангоды – Надымская так же как и на участке Уренгой – Пангоды прогнозируемые потоки газа значительно превысят производительность существующих газопроводов. Если фактические объемы транспортировки газа на этом участке в 2005 г. составляли 158,0 млрд. м3, то до 2015 г. они будут колебаться в пределах 218,5 – 229,6 млрд. м3. Соответственно, наряду с максимальным использованием существующих газопроводов, корпорации потребуется ввод новых мощностей.

На компрессорных станциях Надымская – Перегребненская объемы транспортировки газа в 2005 г. составили 159,6 млрд. м3, при этом уровень загрузки газопроводов на участке в значительной степени определяется наличием свободных мощностей в газопроводах системы Ямбург-Центр.

По первому варианту уровень загрузки магистрального газопровода Ямбург-Центр предоставляет ограниченные возможности по перераспределению газа из «надымского» коридора. Потоки газа на этом участке значительно превысят производительность существующих газопроводов, поэтому снижение объемов транспорта газа с 2010 г. позволит уменьшить нагрузку на существующие газопроводы, а с 2015 г. начать их вывод из эксплуатации.

По второму варианту прогноза степень загрузки системы газопровода Ямбург-Центр предоставляет значительно более широкие возможности по управлению потоками газа на участке Надым – Перегребное. Транспортировка прогнозируемых потоков газа на участке может быть обеспечена за счет эксплуатации существующих газопроводов.

На территории компрессорных станций Перегребненская – Комсомольская фактические объемы транспортировки газа в 2005 г. составили 56,2 млрд. м3. На этом участке объемы транспортировки газа в период 2006-2015 гг. по обоим вариантам, согласно наших расчетов, будут увеличиваться из-за поступления ямальского газа на станцию Ухтинская и сохранятся на уровне 75,9 млрд. м3.

На участке Перегребное – Ухта прогнозные объемы транспорта газа определяются как уровнями подачи газа потребителям, прилегающим к трассе газопроводов Ухта – Торжок, так и объемами экспортных поставок.

По первому варианту предлагаемого прогноза рост подачи газа происходит до 2010 г., для чего потребуется ввод дополнительных газотранспортных мощностей, а после 2010 г. из-за увеличения объемов поступления газа на компрессорную станцию Ухтинская объемы транспорта газа будут снижаться.

По второму варианту прогноза поступление ямальского газа на компрессорную станцию Ухтинская начнется в более ранние сроки и в больших объемах, поэтому потоки газа будут значительно меньше, чем в первом варианте, но, тем не менее, для транспортировки потребуется ввод дополнительных газотранспортных мощностей. Так как на этом участке намечается постепенное снижение объемов транспорта, то до 2015 г. могут быть выведены из эксплуатации все «старые» газопроводы.

На основе оценки реального состояния объектов газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск», прогноза добычи газа и определения объемов подлежащего транспортировке газа в книге определены основные направления инвестирования модернизации и технологического обновления газотранспортной системы, что позволяет разработать рекомендации по инвестированию модернизации и технологического обновления производства газотранспортной компании.

[401] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240с.

[402] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240с.; Немировский, В. Нефтяной сектор российской экономики: к совершенствованию государственного регулирования инвестиционных процессов //Российский экономический журнал. —2002. — № 4. — с.36-47.

[403] Завальный, П.Н. Итоги финансово-хозяйственной деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» за 2007 год. Задачи на 2008 год. // Транспорт газа, газета ООО «Газпром трансгаз Югорск». -2008. -№ 24.

[404] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240.

[405] Завальный, П.Н. Итоги финансово-хозяйственной деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» за 2007 год. Задачи на 2008 год. // Транспорт газа, газета ООО «Газпром трансгаз Югорск». -2008. -№ 24.

[406] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240с.

[407] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240с.; Москвин, В. Страхование рисков реализации и финансирования инвестиционных проектов // Инвестиции в России, 2002.- №6. -с.36-43.

[408] Асаул, А.Н. Теория и практика управления и развития имущественных комплексов / Асаул А.Н., Абаев Х.С., Молчанов Ю.А. — СПб.: Гуманистика, 2006. — 240с.

Предыдущая страница | Оглавление | Следующая страница



Защита от автоматического заполнения   Введите символы с картинки*