Транспортировка природного газа. Природный газ и способы его транспортировки. Справка. История развития трубопроводного транспорта газа
16.12.2011
Ю. Н. Кузниченков
Дело — Труба
Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нем, кроме целевых компонентов, также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, ри определенных условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, емкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.
До определенного предела, и благодаря своей способности ассимиляции, Окружающая среда может поглощать эти освобожденные отходы - определенным образом - без затрат. Кроме того, он предоставляет натуральные товары, услуги которых востребованы обществом.
Когда дело доходит до определения Окружающей среды, каждый стремится сделать это по-своему, и это не обязательно означает что-то неполноценное. Широко распространенное определение: «Это среда сайта, на котором работает организация, включая воздух, воду, почву, природные ресурсы, флору, фауну, людей и их взаимосвязи». В этом контексте окружающая среда указанной организации имеет свою внутреннюю сферу от глобальной системы.
Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на российских газопромысловых месторождениях.
Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском, Астраханском месторождении и будет реализовываться на Ковыктинском месторождении в Восточной Сибири.
К этому определению относятся другие, очень важные для понимания подхода этой статьи, то есть взаимодействие транспорта природного газа с высоким давлением по трубопроводам с окружающей средой. Экологические аспекты - это элементы деятельности, продуктов или услуг организации, которые могут взаимодействовать с окружающей средой.
Воздействие на окружающую среду - любое изменение в окружающей среде, будь то неблагоприятное или полезное, полностью или частично в результате деятельности, продуктов или услуг организации. Что касается фактора окружающей среды, его можно заставить обрабатывать элементы, составляющие окружающую среду, такие как воздух, вода, почва, фауна, флора и люди, то есть биотические и абиотические факторы, включая антропную деятельность.
В настоящее время основным видом транспорта природного газа является трубопроводный. Газ под давлением 75 и более атмосфер прокачивается по трубам диаметром до 1420 мм. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет кинетическую энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа, которая рассеивается в виде тепла. Поэтому через определенные промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм и охлаждается. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостоящи, но тем не менее — это наиболее дешевый с точки зрения начальных вложений и организации способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.
Когда разрабатываются экологические аспекты, они, безусловно, окажут некоторое влияние на Факторы. В этом случае создается матрица, в которой эффекты этих аспектов сопряжены с такими факторами и получается так называемая Матрица Воздействия. Вкратце, был сделан обзор экологических концепций, и теперь мы увидим также то, что такое транспортировка природного газа по трубопроводам и как их Аспекты взаимодействуют с экологическими факторами, как ранее определенными.
В Аргентинской Республике добыча природного газа тесно связана с добычей нефти. На прилагаемом рисунке наблюдаются различные бассейны, существующие в нашей стране. Большие магистральные трубопроводы начинаются от бассейнов Северо-Запада, Нойкина и Австралии до Буэнос-Айреса, которые отправляются в разные районы страны. На пересечении газопроводов, идущих от Юга и Запада, недалеко от Баия-Бланки, этан добывается путем производства этилена, помимо пропана и бутана.
|
| |||||||||||
|
| |||||||||||
Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры — газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических емкостях при температуре 150-160 градусов Цельсия.
Дело в том, что в процессе сжижения природный газ уплотняется примерно в 600 раз. Это его свойство сказывается, прежде всего, на его объеме и условиях транспортировки. С технологической точки зрения становится более удобным процесс хранения газа. К тому же сжиженный газ нетоксичен и может храниться в специальных емкостях с теплоизоляцией при температуре минус 161 градус по Цельсию.
Газопровод спроектирован на каждом этапе, который составляет жизненный цикл. Для каждого из этих этапов возникает экологическая концепция. В проектах по транспортировке природного газа под высоким давлением по трубопроводам они подразделяются следующим образом.
В предварительном проекте, т.е. во время концепции того, что планируется построить, проводятся исследования для определения экологической жизнеспособности проекта. В этом случае проводится предыдущее Экологическое исследование, в котором определяется, если экологическая сложность области сайта установок требует изучения воздействия.
Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод от месторождения до ближайшего морского побережья, построить на берегу терминал, который значительно дешевле обычного порта, для сжижения газа и закачки его на танкеры, и сами танкеры. Обычная вместимость современных танкеров составляет порядка от 150.000 до 250.000 м3.
На этапе проекта, после определения экономической целесообразности, будут подготовлены исследования, следующие за предварительным проектом: это так называемые исследования воздействия на окружающую среду. Для этого проводятся технические исследования с анализом, явной оценкой условий и свойств окружающей среды. Это также предполагает применение методов разведки и исследований с целью получения научно-технических результатов. Через матрицу определяются обусловленные воздействия, оцениваются и разрабатывается соответствующая программа, предназначенная для охраны окружающей среды, которая должна применяться на последующих этапах.
Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с проектов, когда расстояние до потребителя сжиженного газа превышает 20003000 км (поскольку основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочноразгрузочные работы), но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.
На стадии строительства рекомендации, которые необходимо учитывать при разработке работ, обычно реализуются на практике. Неизбежно здесь учитывается программа защиты, предназначенная для этой цели. Эта программа охраны окружающей среды в качестве своей основной цели представляет собой точную и детальную формулировку мер защиты, которые будут применяться на этапах строительства, эксплуатации и технического обслуживания; эти меры предосторожности являются конкретными и соответствуют местным условиям, в которых будут построены и эксплуатируются объекты.
Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается, плавает на поверхности воды не смешиваясь с ней. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе. Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.
Что касается Эксплуатации и технического обслуживания, то устанавливаются руководящие принципы, которые обычно содержатся в процедурах охраны окружающей среды, предоставляемых той же компанией, которая отвечает за управление транспортировкой природного газа. Они должны соблюдаться и контролироваться с помощью проверок и проверок, которые часто устанавливаются. Это отдельно от того, что может установить какое-то регулирование.
Наконец, в связи с фазой недовольства, то есть после того, как объекты уже завершили свой жизненный цикл, рассматривается все, что связано с положениями соответствующего стандарта, касающегося этой проблемы, расширяя ситуацию до других подходов которые представляют интерес для данного случая.
Существуют и другие технологии транспортировки газа, например с помощью железнодорожных цистерн. Имелись также проекты использования дирижаблей или в газогидратном состоянии, но эти разработки не нашли применения в силу различных причин.
Единая система газоснабжения России.
Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.
До сих пор мы видели взаимодействие между окружающей средой и газопроводами на разных этапах проекта. Однако есть жизненно важный вопрос, о котором мы еще не говорили: «Устойчивое развитие». В этом отношении и только из уважения к окружающей среде все, что предпринимает человек, должно быть устойчивым во времени.
Эта концепция устойчивого развития имеет три столпа. Понятно, что любая компания фокусирует свою деятельность на экономической выгоде. Но при этом он должен обязательно заботиться об экологических факторах. Мы это объяснили в случае газопроводов. В рамках проекта газопровода по транспортировке природного газа под высоким давлением социальная деятельность рассматривается на каждом этапе строительства, эксплуатации и технического обслуживания. В строительном секторе рабочие места создаются не только для сельских жителей в районе, где выполняются работы, но и персонал обладает целым рядом знаний и даже преимуществами межкультурного ввода.
Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Единая система газоснабжения России принадлежит Газпрому, а ее протяженность составляет 160,4 тыс. км.
При эксплуатации и техническом обслуживании, особенно в тех случаях, когда исследования в области окружающей среды обнаруживают доказательства наличия уникальных или родных культур, реализуется программа, которая была разработана из проекта для сообществ, окружающих объекты. При таком подходе практика, выраженная в пункте 17 статьи 75 нашей Конституции, осуществляется в знак признания «этнического и культурного предсуществования народов».
Способность использовать природные источники энергии, преобразуя их для производства полезных товаров и услуг, является характерной чертой нашего современного индустриального общества. Поскольку эта производственная деятельность имеет в качестве конечной цели человеческое благополучие, мы можем спросить себя: «Может ли отрасль - любой отрасли - уклониться от ответственности за социальный аспект?» Ну, задача нашего индустриального общества в этом контексте заключается в том, как найти, поддержать и поддержать соответствующие средства, чтобы общество приносило пользу окружающей среде при осуществлении определенного проекта.
В транспорте газа используются 218 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,0 млн кВт.
Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надеж ность поставок газа. Сеть ПХГ обеспечивает в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина достигает 30%.
Это важная тема. Но в этой статье мы попытались синтезировать ее, адаптируя ее к ее масштабу и одновременно представляя все, что считается необходимым для понимания темы о взаимосвязи действий, предпринятых в течение жизненного цикла проекта по транспортировке природного газа газопроводом и различными экологическими факторами: водой, почвой, воздухом, фауной, флорой и, конечно же, человеком в его широкой концепции.
Природный газ транспортируется по трубопроводам в города для домашнего, промышленного или автомобильного потребления или к термоэлектрическим установкам для использования при выработке электроэнергии. Однако в некоторых случаях из-за расстояния и стоимости используются другие виды транспорта, такие как цистерны с метаном или виртуальные газопроводы.
На территории Российской Федерации расположены 25 подземных хранилищ с суммарной активной емкостью 65,2 млрд.м 3
Расширение мощностей ПХГ — одна из стратегических задач Газпрома. Затраты на создание мощностей подземного хранения газа для регулирования сезонной неравномерности в 5-7 раз ниже затрат на создание соответствующих резервных мощностей в добыче и транспорте газа. Для повышения гибкости и обеспечения оптимальной загрузки системы Газпром расширяет мощности подземных хранилищ.
Транспортировка по газопроводам является самым известным и наиболее широко используемым способом транспортировки природного газа в больших масштабах. В перуанском случае есть газотранспортный трубопровод, который начинается от джунглей Куско до Лимы. Они используются, когда расстояния довольно широкие между точкой производства и потреблением. В этом случае вариант строительства трубопровода станет слишком дорогостоящим.
В перуанском случае использование этой транспортной системы используется исключительно для экспорта, то же самое, что началось с середины А до настоящего времени, производится между 4 и 5 лодками этого типа в месяц. Эта система состоит из наземного транспорта природного газа, известного как «Виртуальный газопровод», который используется на относительно небольших расстояниях, используя специально предназначенные для этой цели грузовые автомобили. Существует несколько технологий, разработанных в этой области, которые позволяют достаточно места, спрос которых мал и экономически не оправдывает строительство газопровода.
С целью обеспечения надежности газоснабжения потребителей в зимний период и пикового спроса на газ в настоящее время в России реализуются проекты создания ПХГ в соляных отложениях: Волгоградское с объемом активного газа 830 млн м 3 и Калининградское — 261 млн м 3 . Начало закачки газа в Калининградское ПХГ планируется в 2011 г., в Волгоградское ПХГ — в 2012-2013 гг.
Маршрут грузовика - это то, что мы называем «Виртуальный трубопровод». На сегодняшний день в нашей стране есть три станции технического обслуживания, которые используют этот вид транспорта для его поставки: один в Ике, другой в Чиклайо и один в Пиуре.
Как мы видели, динамизм в потреблении продукта зависит не только от цены. конкурентоспособной по сравнению с другими ее альтернативами, а также улучшить каналы доступа и распределения. Это незавершенная задача, которая потребует значительных капиталовложений.
Он возобновил дискуссию о энергетической зависимости Европейского союза. Россия управляет ключом 30% газа, потребляемого в Европе, а половина транспортируется газопроводами, пересекающими Украину. В настоящее время Брюссель рассматривает необходимость повышения энергоэффективности и ускорения диверсификации поставок.
Газпром использует также мощности ПХГ, расположенные на территории европейских государств: Австрии (Хайдах), Великобритании (Хамбли Гроув), Германии (Реден), Латвии (Инчукалнское), Франции (мощности ПХГ компании «Витол»). В 2009 г. в ПХГ зарубежных стран было закачано 2,5 млрд м 3 газа, суммарный отбор газа составил более 3 млрд м 3 .
В 2009 г. Группа «Газпром» подписала соглашение с консорциумом инвесторов (TAQA Onshore B.V, PetroCanada Netherlands B.V., Dyas B.V. и Energie Beheer Nederland B.V.) о хранении газа в Нидерландах. Газпром получит 1,9 млрд м 3 активной мощности ПХГ.
«Газпром» планирует строительство новых ПХГ на территории зарубежных стран. Так, совместно с «Фербунднетц Газ» Группа «Газпром» планирует реализовать проект строительства и эксплуатации ПХГ «Катерина» в Германии с активным объемом до 600 млн м 3 , с венгерской «МОЛ» — создать СП для реализации проекта ПХГ «Пустафельдвар» с активной мощностью до 1,3 млрд м 3 . Кроме того, в октябре 2009 г. с компанией «Сербиягаз» было подписано соглашение о создании совместного предприятия ПХГ «Банатский Двор», которое будет осуществлять строительство и эксплуатацию хранилища с активной мощностью 450 млн м 3 .
В настоящий момент ведется строительство второй очереди ПХГ Хайдах (Австрия). После его завершения объем хранимого Газпромом газа в этом ПХГ достигнет 1,76 млрд м 3 .Проводится работа с партнерами по изучению вопросов создания новых ПХГ на территории Румынии, Италии, Чехии, Словакии, Турции, Великобритании.
|
| |||||||||||
Стратегия развития Газпрома предусматривает расширение транспортных мощностей и диверсификацию маршрутов транспортировки газа.
Приоритетными проектами в настоящее время являются строительство газопроводов Северные районы Тюменской области (СРТО) — Торжок, Грязовец — Выборг, «Северный поток» и расширение Уренгойского газотранспортного узла. Кроме того, Газпромом реализуются проекты строительства газопроводов Касимовское ПХГ — Воскресенск и Починки — Грязовец.
Следующими крупными проектами, которые планируется начать вводить в эксплуатацию после 2010 г., станут строительство системы магистральных газопроводов Бованенково — Ухта и Ухта — Торжок для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал и строительство газопровода Мурманск — Волхов для транспортировки газа Штокмановского месторождения в СевероЗападный район России, а также строительство газопровода «Южный поток», который наряду с проектом «Северный поток» обеспечит диверсификацию маршрутов поставок газа на европейский рынок. Также Газпром участвует в развитии ГТС в Центральной Азии.
В соответствии с Восточной программой на Дальнем Востоке России предполагается создание и развитие ГТС для обеспечения надежного газоснабжения российских потребителей, выхода на экспортные рынки стран АТР и последующего подключения к действующей ЕСГ России. Основу на первом этапе составит газопровод Сахалин — КомсомольскнаАмуре — Хабаровск — Владивосток, который позволит газифицировать Хабаровский и Приморский края, а также Еврейскую АО. В перспективе предполагается подключение к этой системе Чаяндинского НГКМ.
В настоящее время реализуется целый ряд проектов, связанных с созданием крупных газопроводных систем, таких как, Северный и Южный потоки, обустройство Штокмановского ГКМ, экспортного газопровода «Алтай», СРТО — Торжок, Ухта — Торжок и другие. В качестве примера того, как именно ведется работа над подобными проектами, расскажем об одном из них — «Голубом потоке», в работе над которым принимал непосредственное участие автор этого материала, занимавший в 19811988 г. должность заместителя главного инженера института — генерального ГИПа по ТЭО газопровода Россия-Турция...
«Голубой поток»
Идея диверсификации транспортных газовых потоков возникла после распада СССР и возникновения Содружества Независимых Государств (СНГ). Так сложилось, что все экспортные газопроводы, транспортировавшие газ в Западную и Южную Европу, проходили по территории Украины и Белоруссии. Возник вопрос, как должен оплачиваться транзит; появились проблемы несанкционированного отбора газа, задержек с оплатой за поставленный газ и др. В Газпроме было принято решение, во избежание транзитных рисков, прокладывать экспортные газотранспортные магистрали, минуя, по возможности, посредников и третьи страны, и, если нужно, — через морские акватории. Так родилась идея газопровода Россия — Турция (морской вариант), который впоследствии получил название «Голубой поток».
В начале 1990х годов Турция интенсивно развивалась, и, по расчетам экспертов, этой стране требовалось на ближайшую перспективу до 60 млрд. м 3 природного газа в год. Россия поставляла в Турцию природный газ по сухопутному газопроводу, который проходил по территории Украины, Молдавии, Румынии, Болгарии, — до 12 млрд. м 3 в год. Требовалось либо расширять эту систему в несколько раз, либо идти напрямую через Черное море прямо с российской территории. К тому времени страны Западной Европы и США накопили определенный опыт прокладки газопроводов на акваториях Мексиканского и Персидского заливов, Северного моря и морей ЮгоВосточной Азии и даже океанов. Однако в России, за исключением прокладки через морские заливы и проливы небольших по протяженности газопроводов, такого опыта не было. Не было соответствующего опыта и у проектировщиков. Отсутствовали и нормы проектирования и строительства газопроводов в этих условиях. Но самое главное, необходимо было убедить всех заинтересованных лиц в реальности прокладки газопровода через Черное море, и при этом убедить даже самих проектировщиков, среди которых не все верили в возможность осуществления столь смелой технической идеи.
В Газпроме рассматривались три варианта трасс газопроводов из России в Турцию: расширение системы газопроводов через Украину, Молдавию, Румынию и Болгарию; через Грузию и Армению; и третий вариант — минуя третьи страны через Черное море прямо в Турцию. Но этот вариант трассы, который исключал транзит через третьи страны, проходил через Черное море с глубинами до 2150 метров. Опыта прокладки газопроводов на таких глубинах не было.
Огромный вклад в проектирование газотранспортной системы Советского Союза, а впоследствии и России внес проектный институт «Гипроспецгаз»
Все началось в июне 1996 года с посещения делегации ЗАО «Питергаз», совместного предприятия Газпрома и фирмы из Нидерландов, которые в то время занимались проектом газопровода Оман — Индия с подводным переходом через Индийский океан, где глубина укладки превышала 3000 метров. Докладывал об этом проекте менеджер из Нидерландов, оперируя опытом проектирования и прокладки трубопроводов в акваториях Северного моря и Мексиканского залива.
Тех, кто присутствовал на этой презентации, захватила такая смелая идея, и возникли предложения, чтобы Гипроспецгаз принял участие в этом проекте, и сожаление о том, что в России такого рода проекты отсутствуют. На это руководитель делегации А. С. Федоров заметил, что в Газпроме появилась идея прокладки газопровода напрямую через акваторию Черного моря в Турцию. Схемы трассы такого газопровода у гостей не было, а был только замысел проложить газопровод из района Туапсе через Черное море в район города Самсун на турецком берегу. Господин Федоров предложил Гипроспецгазу проработать свой вариант прокладки газопровода с учетом потоков газа. Определить точки вхождения газопровода в Черное море, подводящего газопровода от Единой системы магистральных газопроводов Газпрома и выхода газопровода на турецком берегу в районе г. Самсун.
В работу над ТЭО газопровода Россия — Турция (морской вариант), так назывался в начале этот проект, включился весь институт во главе с генеральным директором М. Ф. Трубачевым и его первым заместителем — главным инженером В. Н. Артамоновым.
Приказом генерального директора была создана бригада главных инженеров проекта (ГИПов), которую возглавил заместитель главного инженера института Ю. Н. Кузниченков, получивший звание генеральный ГИП. За сухопутную часть от Изобильного до Джубги и от Самсуна до Анкары отвечали ГИПы Л. Л. Изак и И. В. Мещерин, а за переход через Черное море — ГИПы А. К. Дерцакян, А. М. Серебряков, В. М. Леушин. В дальнейшем на стадии рабочей документации к работе подключились ГИПы И. Р. Валиуллин, С. А. Кауфман, Г. Л. Тентлер, Э. М. Салецкий, помощник ГИПа Г. В. Озерова и др.
На первом этапе, на стадии декларации о намерениях и обоснования инвестиций активное участие в работе приняли специалисты отдела техникоэкономического проектирования во главе с Б. А. Козыревым и главными специалистами Т. М. Прокофьевой, Е. Н. Поляковой, Л. Г. Николаевой. Специалисты отдела проделали огромный труд по определению и защите на всех уровнях техникоэкономических показателей проекта. Сложности заключались в том, что руководители департаментов и управлений Газпрома просто не верили в осуществимость столь смелой технической идеи и подвергали критике и тщательному анализу все показатели проекта. Дело доходило до того, что член правления Газпрома В. И. Резуненко, который курировал наш проект, каждые две недели собирал совещания, на которые приглашал начальников ведущих управлений и отделов Газпрома, где по докладу института рассматривались техникоэкономические проблемы, возникавшие в процессе проектирования. Таким образом, шаг за шагом специалисты института убеждались сами и убеждали других специалистов из служб заказчика, подрядчика и экспертирующих организаций в реальности осуществления проекта.
Особая дискуссия разыгралась по вопросу диаметра морского участка газопровода. Совещание проходило во ВНИИГАЗе с участием специалистов из США. Было рассмотрено три предложения:
- Гипроспецгаз — труба диаметром 630 мм, две нитки производительностью 8 млрд м 3 /год каждая;
- Представители США - одна труба диаметром 820 мм с производительностью 16 млрд. м 3 /год.
- ВНИИГАЗ — три трубы диаметром 520 мм с общей производительностью 16 млрд м 3 /год.
Американцы доказывали нецелесообразность 2ниточного перехода, ссылаясь на опыт прокладки трубопроводов в Северном море. В душе, как инженеры, мы были с ними согласны, так как такое решение значительно бы удешевило проект, но мы же были на первом совещании с членами правления по вопросу перехода газопроводом через Черное море, где было принято, что он должен состоять из двух ниток. В этом случае с нашим предложением конкурировало предложение ВНИИГАЗа, но оно было значительно дороже, хотя рассмотрение этого предложения в руководстве Газпрома затянуло принятие решения. В итоге было принято наше предложение: 2ниточный переход из труб Ду 600.
Инновационный характер проекта уже на ранних стадиях разработки обусловил системный подход к принятию решений, который позволил осуществить оптимизацию «Голубого потока» от месторождения до потребителя и увязать между собой по срокам реализации, режимам работы и параметрам его различные части, обеспечить требуемую степень резервирования, а значит, повысить надежность и безопасность.
Среди огромного количества новых идей, нашедших воплощение в проекте, особого внимания заслуживают:
- новаторская нормативная база;
- оборудование инженерноизыскательских работ на морском участке;
- трубоукладочный комплекс морского участка;
- каскадное компримирование с использованием сверхвысокого давления на российской стороне;
- технологии глубокой осушки газа;
- рекордная по своим параметрам КС Береговая;
- широкое применение наклонно направленного бурения при строительстве подводных переходов через реки на российском участке;
- микротоннелирование при строительстве переходов через горные хребты;
- использование современных информационных технологий;
- система производственноэкологического мониторинга.
Следует отметить, что самым ценным результатом работы над проектом «Голубой поток» стало появление специалистов, выросших на этом проекте и получивших карьерный рост и продвижение по службе. Так, из группы главных инженеров проекта работают в ОАО «Газпром»:
- И. В. Мещерин — в качестве начальника Управления проектноизыскательских работ Департамента Стратегического развития ОАО «Газпром»;
- А. М. Серебряков — в качестве заместителя начальника Департамента по Управлению проектами ОАО «Газпром»
- А. Б. Скрепнюк — в качестве заместителя генерального директора по науке ООО «ВНИИГАЗ».
Три бывших главных инженера проекта в настоящее время работают в Гипроспецгазе в качестве заместителей главного инженера института, и им доверено проектирование важнейших стратегических объектов ОАО «Газпром»:
- СевероЕвропейский газопровод («Северный поток») — ГИП В. М. Леушин;
- «Южный поток» — ГИП И. Р. Валиуллин;
- экспортный газопровод «Алтай» — С.А. Кауфман;
Газопроводы «Северный поток» (Nord Stream) и «Южный поток» (South Stream), над проектами которых в настоящее время работает Гипроспецгаз, обеспечат поставки газа на север и юг Европы с переходами через водные акватории Балтийского и Черного морей. Благодаря опыту, приобретенному на проекте газопровода Россия — Турция (морской вариант), эти проекты уже не кажутся такими сложными, хотя показатели по протяженности трасс, производительности, диаметрам труб превосходят проект «Голубой поток». Опыт и знания, приобретенные на этом уникальном проекте, позволят специалистам института вместе с компанией «Газпром» создавать будущие инновационные проекты газотранспортных систем, которые выведут Россию в мировые энергетические лидеры XXI века.
Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю - химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.
Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа в абсорбционных колоннах. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.
Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.
Транспортировка природного газа
В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атм прокачивается по трубам диаметром до 1,4 м. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет кинетическую энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа, которая рассеивается в виде тепла. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм и охлаждается. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостоящи, но тем не менее - это наиболее дешёвый с точки зрения начальных вложений и организации способ транспортировки газа на небольшие и средние расстояния.
Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических емкостях при температуре от −160 до −150 °С. При этом степень сжатия достигает 600 раз в зависимости от потребностей. Таким образом, для транспортировки газа этим способом, необходимо протянуть газопровод от месторождения до ближайшего морского побережья, построить на берегу терминал, который значительно дешевле обычного порта, для сжижения газа и закачки его на танкеры, и сами танкеры. Обычная вместимость современных танкеров составляет от 150 000 до 250 000 м³. Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с расстояний до потребителя сжиженного газа более 2000-3000 км, так как основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочно - разгрузочные работы, но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.
В 2004 г. международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд м³, сжиженного газа - 178 млрд м³.
Также есть и другие технологии транспортировки газа, например с помощью железнодорожных цистерн.
Были так же проекты использования дирижаблей или в газогидратном состоянии, но эти разработки не нашли применения в силу различных причин.
Экология.
В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом минерального топлива. При сгорании его образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе природного газа, за последние полвека привело к некоторому незначительному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который является парниковым газом. Некоторые ученые на этом основании делают вывод об опасности возникновения парникового эффекта и как следствие - потепление климата. В связи с этим в 1997 году некоторыми странами был подписан Киотский протокол по ограничению парникового эффекта. По состоянию на 26 марта 2009 года Протокол был ратифицирован 181 страной мира (на эти страны совокупно приходится более чем 61 % общемировых выбросов).
Следующим шагом было внедрение в действие с весны 2004 года негласной альтернативной глобальной программы ускоренного преодоления последствий техноэкологического кризиса. Основой программы стало установление адекватного ценообразования на энергоносители по их топливной калорийности. Цена определяется исходя из стоимости получаемых энергий на конечном потреблении из единицы измерения энергоносителя. С августа 2004 года по август 2007 года было рекомендовано и поддерживалось регуляторами соотношение 0,10 долларов США за киловатт-час (средняя стоимость нефти - 68 долларов за баррель). С августа 2007 года была произведена ревальвация соотношения до 0,15 долларов за киловатт-час (средняя стоимость нефти - 102 доллара за баррель). Финансово-экономический кризис внёс свои коррективы, но указанное соотношение будет восстановлено регуляторами. Отсутствие управляемости на рынке газа задерживает установление адекватного ценообразования. Средняя стоимость газа при указанном соотношении - 648 долларов за 1000 м³.
Применение.
Природный газ широко применяется в качестве горючего в жилых, частных и многоквартирных домах для отопления, подогрева воды и приготовления пищи; как топливо для машин (газотопливная система автомобиля), котельных, ТЭЦ и др. Сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например, пластмасс. В XIX веке природный газ использовался в первых светофорах и для освещения (применялись газовые лампы)
Стоимость.
На Октябрь месяц 2011 года стоимость 1 м³ природного газа в Орловской области составила 3,38 рублей, если счётчик находится в не отапливаемом помещении применяется коэффициент 1,02.
Емкостные уровнемеры.
Уровнемер - прибор, предназначенный для определения уровня содержимого в открытых и закрытых сосудах, резервуарах, хранилищах и других ёмкостях. Под содержимым подразумеваются разнообразные виды жидкостей, в том числе и газообразующие, а также сыпучие и другие материалы.
Уровнемер ёмкостной основан на принципе измерения уровня жидкости в резервуаре при помощи измерения электрической ёмкости датчика.
Датчик ёмкостного уровнемера представляет собой электрический конденсатор, состоящий из двух обкладок - изолированных проводников (или один проводник, а другим проводником является сам резервуар, в котором находиться жидкость, уровень которой необходимо измерить). Проводники помещёны в резервуар с жидкостью, уровень которой измеряется; в пространство между которыми эта жидкость может свободно проникать. Сигналом изменения уровня жидкости в резервуаре является изменение электрической ёмкости датчика, измеряющего уровень жидкости.
Физический принцип измерения уровня жидкости в резервуаре, а, следовательно, и изменения электрической ёмкости датчика, обусловлен изменением относительной диэлектрической проницаемости пространства между обкладками конденсатора в результате изменения уровня жидкости(диэлектрическая проницаемость жидкости и среды (воздуха например) без нее всегда будет разной).
Функциональная схема уровнемера РУС представлена на рис.
Первичный преобразователь включает в себя емкостной чувствительный элемент 1 и устройства 2-4 преобразования ёмкости первичного преобразователя в электрический сигнал. Измерительный передающий преобразователь ПИ состоит из усилителя обратной связи 5, усилителя-формирователя 6 унифицированного сигнала.
Ёмкостной чувствительный элемент 1 первичного преобразователя имеет две части: измерительную 1" определяющую предел измерения, и компенсационную 1", расположенную ниже измерительной и предназначенную для формирования сигнала компенсации ошибки, возникающей от изменения диэлектрических свойств среды. При работе компенсационная часть 1" должна быть постоянно залита контролируемой жидкостью.
Первичный преобразователь с компенсационной частью применяется только для контроля уровня неэлектропроводных сред. Ёмкость компенсационной части включается в схему устройства 3 и обеспечивает автоматическую компенсацию погрешности при изменении диэлектрической проницаемости среды. При измерении уровня электропроводных жидкостей компенсационная часть 1" в первичном преобразователе отсутствует и заменяется конденсатором постоянной ёмкости в схеме устройства 3.
Чувствительный элемент первичного преобразователя подключается к входу устройства 3. В устройствах 3, 4 ёмкости измерительной и компенсационной частей преобразуются в электрический сигнал, который подается в измерительный передающий преобразователь ПИ на вход усилителя обратной связи 5. С выхода усилителя 5 сигнал подается на вход устройства 3 и на вход усилителя - формирователя унифицированного выходного сигнала 6, преобразующего этот сигнал в токовый выходной унифицированный сигнал 0-5, 0-20 или 4-20 мА (табл. 6.7).
Виды каналов передачи информации.
По назначению каналы передачи информации подразделяются на телефонные, телеметрические, передачи цифровых данных и др. В зависимости от характера линий связи различают каналы радиосвязи и каналы проводной связи: кабельные, волноводные, волоконно-оптические и др. Наилучшими характеристиками обладают кабельные линии связи, работающие в диапазоне частот от сотен килогерц до десятков мегагерц.
Каналы радиосвязи различных частотных диапазонов во многих случаях позволяют организовать дальнюю связь без промежуточных станций и поэтому являются более экономичными по сравнению с кабельными.
Наибольшее распространение в многоканальной телефонной и телевизионной связи получили наземные радиорелейные линии связи, работающие в диапазоне частот от десятков мегагерц до десятков гигагерц.
Спутниковые линии связи по принципу работы представляют собой разновидность радиорелейных линий с ретрансляторами, установленными на искусственных спутниках Земли, что обеспечивает дальность связи около 10000 км для каждого спутника. Диапазон частот спутниковой связи в настоящее время расширен до 250 ГГц, что обеспечивает повышение качественных показателей систем связи.
Переход на более высокочастотные диапазоны позволяет получить остронаправленное излучение при малых размерах антенн, уменьшить влияние атмосферных и промышленных помех, организовать большое число широкополосных каналов связи.
