3 анализ народохозяйственного значения системы магистральных трубопроводов, ее состава и структуры 4

Перспективы развития системы магистральных трубопроводов
Развитие топливно-энергетического комплекса, предусмотренное Энергетической стратегией России на период до 2020 года, во многом будет определяться успешным решением задач, стоящих перед магистральным трубопроводным транспортом энергоресурсов. На сегодняшний день на территории Российской Федерации создана разветвленная сеть магистральных газопроводов, нефтепроводов, продуктопроводов, проходящих по территориям многих субъектов федерации.
Тезисно приведем основные проекты расширения системы магистральных нефтепроводов:

• 
  Дальнейшее расширение Балтийской трубопроводной системы до 50 млн тонн нефти в год;
  
• 
  Интеграция нефтепроводов "Дружба" и "Адрия" и формирование нового экспортного направления через глубоководный порт Омишаль (Хорватия), позволяющий принимать танкеры дедвейтом до 500 млн тонн, с доведением экспорта нефти до 15 млн тонн в год;
  
• 
  Расширение пропускной способности нефтепровода Атырау-Самара;
  
• 
  Увеличение экспорта нефти через Новороссийский порт Шесхарис до 50 млн тонн нефти в год;
  
• 
  Создание новых российских мощностей по экспорту нефти на побережье Баренцева моря;
  
• 
  Строительство нефтепровода Ангарск-Находка с отводом на Дацин (Китай) для транспортировки российской нефти в страны Азиатско-Тихоокеанского региона;
  
• 
  Реконструкция и расширение действующей системы магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".
  

Анализ накопленного в России и мире опыта проектирования, строительства и эксплуатации магистральных трубопроводов, новые знания, полученные фундаментальной и прикладной наукой, позволяют представить на концептуальном уровне черты трубопроводов нового столетия. Магистрали ХХI века будут, вне всякого сомнения, высокоэффективными трубопроводами нового поколения, наделенными высоким уровнем обеспечения надежности и безопасности, чистыми в экологическом отношении. Значительно снизятся энергоемкость и энерговооруженность транспорта нефти и газа, причем само энергосбережение рассматривается как новый источник энергии.
На газопроводах в настоящее время в этом процессе осуществляется смена приоритетов, прежде всего за счет:

• 
  внедрения низконапорных технологий транспортировки газа (снижение проектной степени сжатия);
  
• 
  применения высокоэкономичных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) новых поколений; внедрения внутреннего покрытия труб для снижения их шероховатости, что повысит производительность до 8-10%.
  

Только при кардинальном сокращении расхода газа на собственные нужды, достигающего 10% от объема транспортировки, можно обеспечить его эффективную подачу на расстояние до 5-6 тыс. км. Реконструкция газотранспортной системы, таким образом, должна быть сориентирована на снижение как энергетических затрат вообще, так и себестоимости транспортировки газа в частности. Это, в известной мере, - стратегическая задач, если учесть, что удельная энергоемкость транспортировки газа на российских газопроводах ныне примерно в 1,5 раза выше, чем на нитках западных компаний.
В то же время повышение эффективности этого вида транспорта напрямую связано с расширением использования высоких технологий. Так, например, НИТИ «Энергомаш» предлагает для ГПА использовать конструкционные керамические материалы, позволяющие работать при начальной температуре в 13500 С с сокращением расхода охлажденного воздуха в 4-5 раз.
В ближайшие годы предстоит реконструировать более 4 тыс. км газопроводов и 114 КС. Причем вторую задачу можно будет решить на основе конверсии в ВПК, благодаря которой были созданы новые газоперекачивающие агрегаты, применение которых позволит сократить расход топливного газа на 20-30%.
Исторически сложилось так, что нефтегазопроводы строились в нашей стране в условиях жесточайшего дефицита труб при отсутствии каких-либо энергосберегающих технологий. Отсюда и большие расходы на содержание самой большой в мире трубной транспортной системы - примерно 5-6 млрд долларов в год.
Для повышения ее рентабельности необходимо, в первую очередь, провести техническое и технологическое обновление, связанное с сокращением числа ниток на линейной части, компрессорных цехов на КС, ГПА с эффективным использованием резервов пропускной способности и др.
Элементы требований к трубопроводам нового поколения реализованы при проектировании транспортной системы Ямал - Западная Европа. Для них определены технические решения по обеспечению системной и конструктивной надежности (ее общий коэффициент оценен в 0,979), безопасности и живучести.
Стальные газопроводы и в новом веке будут играть доминирующую роль. Хотя в обозримом будущем, видимо, пока и не потребуются нефтепроводы диаметром более 1220 мм, максимальный для газопроводов останется равным 1420 мм. Начиная с 1971 г., на территории бывшего СССР и теперешней России построено 53 тыс. км газопроводов диаметром 1420 мм при рабочем давлении 7,4 МПа. Суммарная производительность этой системы по поступлению газа - 618 млрд м3. Интегральный дисконтированный эффект от внедрения системы трубопроводов диаметром 1420 мм, по расчетам ОАО «ЮжНИИгипрогаз», составил около 34 млрд долларов. При этом было сэкономлено около 13 млн т сварных труб большого диаметра. Эти данные подтверждают, что ука занный выше диаметр и далее остается самым оптимальным.
Многолетние исследования показали, что для сухопутных трубопроводов повышать давление выше 10 МПа неэффективно. Однако при наличии трубных сталей высокой прочности и особых условий при прокладке отдельных трасс оно может быть и большим. Это, в частности, касается и морских трубопроводов, где в силу специфических условий давление, как, например, на участке перехода через Черное море газопровода «Голубой поток», достигнет даже 25 МПа.
В дальнейшем, без сомнения, получат признание стеклопластиковые и металлостеклопластиковые трубы. Это в немалой степени будет связано с тем фактом, что в магистральном транспорте на первый план выдвинутся принципы его оптимальности: по взаимосвязанному технологическому и экономическому режиму, по растущей значимости экологической безопасности и мониторинга.
Новое развитие получат строительные технологии. Помимо совершенствования контактной и газоэлектрической сварки с автоматическим самоконтролем процессов, широкое применение найдет и лазерная сварка.
Принципиально по-новому будут строиться подводные переходы, повышенная надежность и безопасность которых станет достигаться с помощью использования метода наклонно-направленного бурения. На российском рынке уже появились специализированные компании для выполнения подобных работ. Таким способом, например, были выполнены сотни переходов через водные преграды различной степени сложности, в том числе российско-германским СП VIS & MOS, проложившим переход диаметром 1420 мм через Волго-Донской канал, или недавно законченное в суровых зимних условиях строительство двух переходов через реку Обь длиной 1250 м при диаметре в 400 мм, реализованное консорциумом ассоциации «Внештрубопроводстрой» и немецкой фирмой FAB.
Пожалуй, наиболее эффективным превентивным действием в ряду антиаварийных мероприятий является диагностика технического состояния трубопроводов. Она достигается с помощью комплексной диагностической системы, включающей в себя аэрокосмические методы, внутритрубные магнитные и ультразвуковые дефектоскопы нового поколения. Широкое применение получат также геоинформационные системы и системы глобального географического и геодезического позиционирования с использованием DGPS для построения электронных (цифровых) карт с нанесением на них действительного положения трубопровода, арматуры, трубных деталей, а также дефектов, выявленных внутритрубной диагностикой. По данным комплексной диагностики будут определяться уровень риска и остаточного ресурса трубопроводов, стратегия выборочного ремонта.
Полученные практические результаты по диагностике и использование технического мониторинга, эффективного технического обслуживания и ремонта позволят, по мнению специалистов «Транснефти», прогнозировать увеличение срока службы магистральных нефтепроводов до 30 лет.
Сооружения трубопроводного транспорта находятся в сложном взаимодействии с окружающей средой. «Центр экологической тяжести» нефтегазового комплекса, в том числе трубопроводов, перемещается в районы Западной Сибири и Крайнего Севера. Арктические и субарктические зоны относятся к зонам экологического риска. Не считая геологоразведки, нефтегазовый комплекс осваивает 11 тыс. км2 северных территорий.
Самый чувствительный экологический урон приносят аварии. Так, например, при разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкортостане территория поражения составила 2 км2. Наиболее тяжелые экологические последствия сопровождают аварийные ситуации на нефтепроводах. По утверждению экологов, по этой причине ежегодно теряется 1,5-2% добычи нефти. Но куда более впечатляет урон, наносимый окружающей среде. Так, аварии с крупными потерями нефти на нефтепроводе Харьяга - Усинск в Республике Коми в 1994 г. привели к загрязнению большой территории, включая реки Уса, Кольва и др.