| |
return_links(1); ?> |
return_links(1); ?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Предотвращать, а не ликвидировать последствия
|
|
| |
По данным МЧС России, износ трубопроводной инфраструктуры страны составляет 65 - 70%, а уровень абсолютной изношенности превышает 20%. Следствие - пятикратный рост количества аварий и нарушений в работе объектов ТЭК за последние десять лет.
|
|
| |
Вадим КУЛИКОВ,
председатель совета директоров компании "ЭКОВЭЙВ Технологии"
|
|
| |
Россия занимает второе место в мире (после США) по протяженности трубопроводных
систем различного назначения. Эксплуатируется 2 млн подземных и 1 млн км
магистральных трубопроводов нефте- и газоснабжения, тепло- и водоснабжения, а
также водоотведения. Протяженность магистральных продуктопроводов составляет
около 200 тыс., промысловых трубопроводов - 350 тыс. км. Трубопроводный
транспорт перемещает в сотню раз больше грузов, чем все остальные транспортные
отрасли.
При этом значительная часть трубопроводов служит от 15 до 35 лет и устарела
физически. Прирост износа трубопроводов ТЭК составляет 3 - 4%, а возобновление
трубопроводной инфраструктуры вследствие ремонтов не превышает 1% в год.
Высок уровень аварийности трубопроводных систем. На объектах ТЭК количество
аварий и нарушений в работе за последние 10 лет выросло в пять раз. Общие потери
нефти в России только из-за аварий на внутрипромысловыхтрубопроводах составляют
до 10 млн т в год, или, в денежном выражении, - 97 млрд рублей. В ЖКХ ситуация
еще критичнее - на сетях теплоснабжения ежегодно происходит более двух аварий на
километр, а в масштабах государства число аварий исчисляется сотнями тысяч.
НАЧАЛАСЬ ВИБРАЦИЯ -ЖДИ БЕДЫ
По данным Газпрома, более половины аварий на трубопроводах ТЭК происходит из-за
повышенных уровней вибраций и гидроударов. Согласно эксплуатационному опыту
причинами разрыва трубопроводов различного назначения являются:
60% - гидроудары, перепады давления и вибрации;
25% - коррозионные процессы;
15% - природные явления и форсмажорные обстоятельства.
Ныне большинство эксплуатируемых нефтяных месторождений находятся на поздней
стадии разработки, характеризуются низкими дебитами нефти и высокой
обводненностью добываемой продукции (на некоторых месторождениях - до 90% и
более). Как следствие, увеличиваются объемы водонефтегазовой смеси,
транспортируемой по внутрипромысловым трубопроводам.
В свою очередь, насосные и компрессорные станции (НС и КС), оборудованные
мощными центробежными или поршневыми насосными агрегатами и нагнетателями,
являются источником интенсивных волновых и вибрационных возмущений в системе
транспортировки нефти и газа.
Согласно статистике основными факторами, способствующими возникновению аварий и
отказов при эксплуатации не и КС, являются:
повышенный уровень вибрации трубопроводной обвязки нагнетателей;
повышенный уровень вибрации трубопроводов систем торцового уплотнения, маслопроводов и различных технологических систем;
выход из строя или ложные срабатывания аппаратуры систем автоматики, управления и контроля;
повышенный уровень шума (на 15 - 20 дБ выше допустимого).
В результате виброобследования, проведенного специалистами Газпрома, установлено
следующее. Максимальные уровни вибрации регистрируются на входных и выходных
трубопроводах нагнетателей и могут превышать 90 мм/с, что приводит к
динамическим напряжениям около 25 МПа. В спектрах вибрации доминируют
составляющие на лопаточных частотах нагнетателей в диапазонах 700 - 2000 Гц и
кратным им частотах. На трубопроводах систем торцового уплотнения нагнетателей
регистрируются вибрации на насосной частоте с уровнем 40 - 60 мм/с, что
соответствует динамическим напряжениям примерно 15 МПа.
По прогнозам специалистов, техногенные катастрофы будут нарастать, ожидаются
многочисленные аварии на нефте-, газо- и продуктопроводах, в сфере ЖКХ и во
многих других областях. Поскольку даже при условии достаточного финансирования
заменить десятки миллионов километров труб за 10 - 15 лет не представляется
возможным.
Так, по данным Газпрома, ремонт одного километра магистрального газопровода
составляет 25 - 28 млн долларов. Для того чтобы лишь зафиксировать уровень
износа магистральных нефте- и газопроводов России на существующем уровне,
понадобится не менее 7, 5 млрд долл. ежегодно. А чтобы снизить износ
трубопроводной инфраструктуры ТЭК хотя бы до 50%, понадобится инвестировать не
менее 120 млрд долл. в течение ближайших десяти лет.
АВАРИИ ОТСТУПАЮТ ПЕРЕД ИННОВАЦИЯМИ
Вместе с тем решение проблемы высокого уровня износа и аварийности
трубопроводной инфраструктуры есть. В промышленное производство запущены
инновационные технологии, которые позволяют не только полностью остановить
прирост износа трубопроводов, но и кардинальным образом снизить число аварий.
В частности, применяя разработанную российскими инженерами технологию
стабилизации давления, срок службы трубопроводной инфраструктуры можно продлить
в 2 - 3 раза, а уровень аварийности снизить в 5 - 7 раз. Внедрение технологии на
трубопроводах ТЭК позволит устранить до 65% аварий и отказов трубопроводной
инфраструктуры и оборудования.
Программа по модернизации трубопроводной инфраструктуры ТЭК, предполагающая
использование этой инновационной технологии, была представлена на Всемирном
энергетическом конгрессе в ноябре 2007 г. министру промышленности и энергетики
России Виктору Христенко.
Цель программы - зафиксировать износ трубопроводной инфраструктуры ТЭК на
существующем уровне при кардинальном снижении аварийности. Это означает, что
предприятия ТЭК смогут осуществлять плановую замену инфраструктуры, решить
проблему потерь транспортируемой среды и экологической безопасности, а к 2012 г.
полностью ликвидировать проблему аварийности.
Противоаварийная защита, разработанная инновационной инжиниринговой компанией "ЭКОВЭЙВ
Технологии", основана на использовании специальных устройств - стабилизаторов
давления (СД), которые могут до 5 - 10 раз уменьшить амплитуду колебания
давления и, следовательно, вибрации и динамические напряжения в стенке трубы.
Установка устройства в действующий трубопровод обеспечивает гашение до
безопасного уровня амплитуд колебаний давления и связанных с ними вибрационных
процессов. При этом полностью устраняются аварийные ситуации, связанные с
разрывами трубопроводов, вызванных гидроударами, причина которых - внезапное
обесточивание трубопроводного оборудования, ошибки персонала, отказы
трубопроводной арматуры, управляющего оборудования и т.д.
Помимо устранения значительного числа потенциальных аварий и отказов
трубопроводной инфраструктуры и оборудования, многократно увеличивается
циклическая долговечность трубопроводов. Кроме того, при уменьшении динамических
нагрузок существенно уменьшается скорость внутренней коррозии.
СД предназначены для использования в трубопроводных системах диаметром от 10 до
1200 мм и рабочим давлением до 25 МПа с жидкими или многофазными средами. Для
газовых систем ограничений по рабочему давлению нет. В ТЭК стабилизаторы
давления используются на трубопроводных системах горячего и холодного
водоснабжения, системах поддержания пластового давления, внутрипромысловых
трубопроводах, системах подготовки нефти и воды, системах транспортировки нефти
от мест добычи до товарных парков, на газоперекачивающих станциях, насосных
станциях НПЗ, нефтеналивных терминалах, магистральных трубопроводах
транспортировки нефти и газа.
Технический принцип работы СД достаточно прост - их действие основано на влиянии
на перекачиваемую среду и равномерном распределении давления по всей длине
участка трубопровода. Стабилизаторы давления не нарушают форму трубопровода,
обладают быстродействием 0, 005 секунды, энергонезависимы и имеют минимальное
гидравлическое сопротивление.
Стабилизаторы уже применяются более чем на 60 предприятиях России и стран СНГ: в
нефтегазовой, химической и металлургической промышленности, трубопроводном
транспорте, ЖКХ, электроэнергетике.
ЧАСТНО-ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАРТНЕРСТВО
Концепция программы по модернизации трубопроводной инфраструктуры ТЭК
предполагает три этапа.
Первый - определение в экстренном порядке "критических" объектов (с наибольшей
аварийностью), проведение их технического обследования и оборудование средствами
противоаварийной защиты трубопроводов, основанными на принципе стабилизации
давления (ПАЗТ СД).
Второй - определение объектов с периодической степенью аварийности, проведение
технического обследования и их оборудование средствами ПАЗТ СД.
Третий - проведение технического обследования и плановое внедрение технологии
стабилизации давления для противоаварийной защиты трубопроводов и оборудования
на всех объектах ТЭК.
Также предусматривается постоянная работа с проектными организациями по
оборудованию проектируемых и вновь вводимых в эксплуатацию объектов, сервисному
обслуживанию уже установленных средств стабилизации давления. При этом
предусматривается деление на две подпрограммы - для электроэнергетики и
нефтегазовой отрасли.
При расчетах экономической эффективности программы использовались следующие
усредненные статистические данные:
количество внутрипромысловых аварий на нефте-и газопроводах - от 800 до 1000 в год;
количество аварий на трубопроводах объектов электроэнергетики - от 100 до 300 в год;
затраты на ликвидацию последствий аварийного случая в нефтегазовой промышленности - от 300 тыс. до 1, 5 млн руб. (без учета затрат на ликвидацию экологических последствий);
затраты на ликвидацию последствий аварии на объектах электроэнергетики (трубопроводные системы горячего водоснабжения, производственные и технологические трубопроводы тепловых и гидростанций) - от 100 тыс. до 500 тыс. руб.;
общие потери нефти в России из-за аварий на внутрипромысловых трубопроводах - до 10 млн т в год. Ориентировочные расчеты показывают, что экономический эффект от реализации программы по модернизации трубопроводной инфраструктуры для электроэнергетики с использованием технологии стабилизации давления составит 50 - 80 млрд руб. в год при окупаемости СД в течение двух лет. Для нефтегазовой промышленности - 150 - 200 млрд руб. при окупаемости установки технологической системы в течение одного года.
Для финансирования программы могут быть использованы различные схемы. В
частности, имеется опыт сотрудничества с лизинговыми компаниями. Рассматривается
возможность целевого финансирования предприятий ТЭК крупнейшими зарубежными
банками. Это позволит привлечь под модернизацию трубопроводной инфраструктуры
дешевый капитал сроком до пяти лет.
Аналогичная программа для ЖКХ была представлена президенту Владимиру Путину в
сентябре 2007-го в рамках Сочинского инвестиционного форума. Она получила
одобрение главы государства и находится в стадии реализации совместно с
Министерством регионального развития. |
|
| |
|
|
| |
|
|
|
|
